เงินค่าไฟไปไหนต่อ

ค่าไฟ 1 หน่วยประกอบด้วยต้นทุนมากมายที่เราอาจไม่ทันนึกถึง ชวนทำความเข้าใจว่าเงินค่าไฟที่เราจ่าย เดินทางไปอยู่ในกระเป๋าใครบ้าง

ก๊าซและค่าผ่านท่อ 
ถ่านหิน
น้ำมันดีเซล
น้ำมันเตา
ค่าซื้อไฟฟ้าจากเขื่อนในลาว 
ค่าก่อสร้างและค่าดำเนินการโรงไฟฟ้า กฟผ.
ค่าสายส่ง 
ค่าส่วนต่าง Ft
ค่าสมทบเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า
ค่าความพร้อมจ่าย
ค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กแบบ non-firm
ค่าเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก
ค่าเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่
ค่ารับซื้อพลังงานหมุนเวียน (Adder, FiT)
ค่าส่งเสริมการประหยัดเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก
ค่าพลังงานไฟฟ้าในช่วงทดสอบ
วิธีการคำนวณ

 

ก๊าซและค่าผ่านท่อ

ปี 2566 ไทยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซมากที่สุด 57.95% รองลงมาเป็นการนำเข้าไฟฟ้าจากต่างประเทศ ซึ่งประกอบไปด้วยไฟฟ้าจากเขื่อนในลาวและโรงไฟฟ้าถ่านหินในลาว 14.69% อันดับสาม คือ ถ่านหินและลิกไนต์ 13.63% ตามมาด้วย พลังงานหมุนเวียน 10.38% พลังน้ำจากเขื่อนในประเทศ 2.95% น้ำมันดีเซล 0.39% และน้ำมันเตา 0.005%

ในปี 2566 จากกำลังการผลิตตามสัญญารวม 53,814.01 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซ 35,594.00 เมกะวัตต์ คิดเป็น 66.14% แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) 7 โรง คือ โรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าจะนะ โรงไฟฟ้าน้ำพอง โรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ และโรงไฟฟ้าวังน้อย กำลังการผลิตรวม 10,553.00 เมกะวัตต์ โดยในปี 2566 โรงไฟฟ้า กฟผ. จ่ายค่าก๊าซ 107,728.41 ล้านบาท

และโรงไฟฟ้าเอกชน ซึ่งมีทั้งโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) 12 โรง 18,806 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) 82 โรง 6,235 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตรวม 25,041 เมกะวัตต์ โดยในปี 2566 โรงไฟฟ้าเอกชนจ่ายค่าก๊าซ 194,093.21 ล้านบาท

จากกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซ รวม 25,041 เมกะวัตต์ เมื่อนำมาคำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัดส่วนการถือหุ้น โดยพิจารณาเฉพาะผู้ถือหุ้นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้านั้นๆ เพื่อพิจารณาว่ากลุ่มบริษัทใดมีสัดส่วนในการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าก๊าซมากที่สุด พบว่า บริษัทที่มีสัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้ามากเป็น 5 อันดับแรก ซึ่งมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้ารวมกันเกือบ 70% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้แก่

1. กลุ่ม GULF กำลังการผลิตรวม 7,882.40 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 31.47% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซในการผลิตไฟฟ้า
2. กลุ่ม RATCH กำลังการผลิตรวม 4,982.60 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 19.90% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซในการผลิตไฟฟ้า
3. กลุ่ม GPSC กำลังการผลิตรวม 2,368.10 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 9.46% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซในการผลิตไฟฟ้า
4. กลุ่ม EGCO กำลังการผลิตรวม 1,272 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 5.08% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซในการผลิตไฟฟ้า
5. กลุ่ม BGRIM กำลังการผลิตรวม 1,004.10 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 4.01% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซในการผลิตไฟฟ้า
6. ผู้ถือหุ้นอื่นๆ ในโรงไฟฟ้าก๊าซ มีกำลังการผลิตรวม 7,531.8 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 30.07% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซในการผลิตไฟฟ้า

การผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าก๊าซ ในปี 2566 ในประเทศไทยนั้น ใช้ก๊าซจาก 3 แหล่ง คือก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย 51.27% ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จากการนำเข้า 35.91% และนำเข้าก๊าซจากเมียนมา 12.82%

ก๊าซธรรมชาติ รวมถึงก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เป็นหนึ่งในพลังงานปิโตรเลียมที่ได้มาจากการทับถมของซากพืชซากสัตว์ โดยประกอบไปด้วยก๊าซมีเทนมากกว่า 70% ซึ่งเมื่อเข้าสู่กระบวนการแยกก๊าซที่โรงแยกก๊าซจะได้ก๊าซอื่นๆ ด้วย โดยทั่วไปแล้วก๊าซที่จะนำไปผลิตไฟฟ้าจะถูกขนส่งด้วยระบบท่อเพื่อส่งให้กับโรงไฟฟ้าที่นำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม ในกรณีของก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่ต้องนำเข้าจากต่างประเทศนั้นจะใช้การขนส่งด้วยเรือที่ถูกออกแบบไว้เฉพาะ โดยก๊าซจะถูกทำให้กลายเป็นของเหลวเพื่อลดปริมาตรลงเพื่อประหยัดค่าใช้จ่ายในการขนส่ง เมื่อ LNG ถูกขนส่งมายังปลายทางก็จะถูกแปลงกลับมาเป็นสถานะก๊าซดังเดิมที่สถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Terminal) และถูกส่งไปยังโรงแยกก๊าซและโรงไฟฟ้าผ่านระบบท่อประธาน (transmission)

ผู้จัดหาและค้าส่งก๊าซต้องได้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper License) จากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จากนั้นส่งให้กับผู้ผลิตไฟฟ้าทางท่อส่งก๊าซ ผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท. ส่วน LNG ก็จะถูกแปลงที่สถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว ซึ่งในปี 2566 ประเทศไทยมีสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว 2 แห่งที่มาบตาพุด โดยบริษัท PTTLNG ที่เป็นบริษัทในกลุ่ม ปตท. เป็นผู้ให้บริการทั้ง 2 แห่ง

กลุ่ม ปตท. ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติรายเดียว ตั้งแต่ปี 2550 เป็นต้นมา ขายก๊าซธรรมชาติให้กับโรงไฟฟ้า กฟผ. และโรงไฟฟ้า IPP ราคาเท่ากับ 1.75% ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติและโรงไฟฟ้า SPP 9.33% ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ โดยราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติที่ใช้ จะอยู่ในรูปแบบราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยจากแหล่งก๊าซทั้งหมดที่จัดหามาได้ ได้แก่ ก๊าซจากแหล่งในประเทศ (รวมอัตราค่าผ่านท่อก๊าซในทะเล) ก๊าซธรรมชาตินำเข้าจากประเทศเมียนมา (รวมอัตราค่าผ่านท่อก๊าซเพื่อส่งมาประเทศไทย) และก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) นำเข้าจากต่างประเทศ (รวมค่าใช้จ่ายนำเข้าและค่าบริการสถานี LNG)

นอกจากนี้ กลุ่ม ปตท. ยังเก็บค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติหรือที่เรียกว่า ค่าผ่านท่อ จากโรงไฟฟ้าซึ่งคำนวณตามพื้นที่บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และปริมาณก๊าซ ในปี 2566 กลุ่ม ปตท. มีรายได้จากก๊าซธรรมชาติ 12% ของธุรกิจทั้งหมด ทั้งจากการจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซ คิดเป็นกำไร 45,880 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 2,975 ล้านบาท หรือ 6.9% จากปี 2565 

ปัจจุบันไทยพึ่งพาก๊าซในการผลิตไฟฟ้ามากกว่าครึ่งของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด และยังมีแผนจะนำเข้า LNG เพิ่มขึ้น ทั้งที่เป็นเชื้อเพลิงที่ต้องนำเข้า ราคาแพงและผันผวน นอกจากนี้ยังทำให้ต้องลงทุนก่อสร้างท่าเทียบเรือ LNG แห่งที่ 3 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นอีก ซึ่งต้นทุนในการก่อสร้างก็จะถูกส่งผ่านมาไว้ในบิลค่าไฟจากการที่ Shipper ได้รวมต้นทุนเหล่านี้เข้าไปกับราคาก๊าซที่ขายเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าแล้ว

ดังนั้น ค่าก๊าซที่โรงไฟฟ้า กฟผ. ซื้อเพื่อนำมาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ในปี 2566 คิดเป็น 11.45% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.52 บาท และค่าก๊าซที่โรงไฟฟ้าเอกชนซื้อเพื่อนำมาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ในปี 2566 คิดเป็น 22.36% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 1.02 บาท รวมแล้วเป็นเงิน 1.54 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังกลุ่ม ปตท. ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติแต่เพียงรายเดียวในปี 2566 

และในส่วนของค่าผ่านท่อของโรงไฟฟ้าเอกชน จากต้นทุนค่าไฟฟ้าต่อหน่วย 4.58 บาทในปี 2566 ค่าผ่านท่อคิดเป็น 1.98% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.09 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังกลุ่ม ปตท.

หมายเหตุ: คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนจากโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในปี 2566 จากเอกสาร รายละเอียดและสถานะของ IPP และเอกสาร สถานภาพผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มกราคม-ธันวาคม 2566 

↑ กลับสู่ด้านบน

ปี 2566 ไทยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซมากที่สุด 57.95% รองลงมาเป็นการนำเข้าไฟฟ้าจากต่างประเทศ ซึ่งประกอบไปด้วยไฟฟ้าจากเขื่อนในลาวและโรงไฟฟ้าถ่านหินในลาว 14.69% อันดับสาม คือ ถ่านหินและลิกไนต์ 13.63% ตามมาด้วย พลังงานหมุนเวียน 10.38% พลังน้ำจากเขื่อนในประเทศ 2.95% น้ำมันดีเซล 0.39% และน้ำมันเตา 0.005%

โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใช้ลิกไนต์ที่ผลิตในประเทศจากเหมืองแม่เมาะ ส่วนโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) และโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) ใช้ถ่านหินนำเข้า ซึ่งส่วนใหญ่เป็นบิทูมินัส โดยส่วนใหญ่นำเข้าจากอินโดนีเซีย ออสเตรเลีย และลาว ถ่านหินทั้งหมดที่นำเข้ามาในประเทศไทยนั้นถูกใช้ในโรงไฟฟ้า IPP 22.5% ของปริมาณถ่านหินที่นำเข้า และโรงไฟฟ้า SPP 15.4% ของปริมาณถ่านหินที่นำเข้า ส่วนที่เหลือ 62.1% นำไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม

ในปี 2566 จากกำลังการผลิตตามสัญญารวม 53,814.01 เมกะวัตต์ มีโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหิน 5,917.50 เมกะวัตต์ คิดเป็น 10.99% ของกำลังการผลิตตามสัญญา แบ่งเป็นโรงไฟฟ้า กฟผ. ซึ่งคือโรงไฟฟ้าแม่เมาะ 4.13% (2,220 เมกะวัตต์) โดยในปี 2566 โรงไฟฟ้า กฟผ. จ่ายค่าถ่านหิน 11,416.18 ล้านบาท

และโรงไฟฟ้าเอกชน ทั้งโรงไฟฟ้า IPP ซึ่งได้แก่ บริษัท บีแอลซีพี เพาเวอร์ จำกัด และ บริษัท เก็คโค่-วัน จำกัด 3.73% (2,006.50 เมกะวัตต์) โรงไฟฟ้า SPP ซึ่งได้แก่ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จํากัด (มหาชน) 4.64% (180 เมกะวัตต์) , บริษัท โกลว์ เอสพีพี 3 จํากัด 5.41% (210 เมกะวัตต์), และบริษัท ปัญจพล พัลพ์ อินดัสตรี้ จํากัด (มหาชน) 0.39% (8 เมกะวัตต์) และโรงไฟฟ้าในต่างประเทศ บริษัท ไฟฟ้า หงสา จำกัด ที่ตั้งอยู่ในประเทศลาว 2.74% (1,473 เมกะวัตต์) รวมกำลังการผลิตทั้งหมด 3,877.50 เมกะวัตต์ โดยในปี 2566 โรงไฟฟ้าเอกชนและโรงไฟฟ้าถ่านหินในต่างประเทศที่ไทยซื้อไฟฟ้า จ่ายค่าถ่านหิน 34,899.45 ล้านบาท

จากกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหิน รวม 3,877.50 เมกะวัตต์ เมื่อนำมาคำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัดส่วนการถือหุ้น โดยพิจารณาเฉพาะผู้ถือหุ้นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้านั้นๆ เพื่อพิจารณาว่ากลุ่มบริษัทใดมีสัดส่วนในการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหินมากที่สุด พบว่า

บริษัทที่มีสัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้ามากเป็น 5 อันดับแรก ซึ่งมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้ารวมกันเกือบ 70% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหิน ได้แก่

1. กลุ่ม BANPU กำลังการผลิตรวม 1,262.45 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 34.22% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้า 
2. กลุ่ม EGCO กำลังการผลิตรวม 673.25 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 18.25% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้า 
3. กลุ่ม GPSC กำลังการผลิตรวม 639 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 17.32% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้า 
4. กลุ่ม RATCH กำลังการผลิตรวม 589.2 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 15.97% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้า 
5. กลุ่ม WHA กำลังการผลิตรวม 231 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 6.26% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้า 
6. ผู้ถือหุ้นอื่นๆ ในโรงไฟฟ้าถ่านหิน กำลังการผลิตรวม 294.6 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 7.98% ของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้า 

ในการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินจะต้องมีการจัดหาและขนส่งถ่านหินเพื่อป้อนให้กับโรงไฟฟ้า สำหรับโรงไฟฟ้าแม่เมาะของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าหงสาในประเทศลาว มีกลุ่มสหกลและบริษัท อิตาเลียนไทย ดีเวลอปเมนต์จำกัด (มหาชน) รับจ้างเหมาขุด-ขนดิน โดยดำเนินโครงการมาตั้งแต่ปี 2526 จนถึงปัจจุบัน (ข้อมูล ณ ปี 2568)

ส่วนถ่านหินที่นำเข้ามาใช้ในการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าเอกชน ในส่วนของโรงไฟฟ้า IPP 2 แห่ง ได้แก่ โรงไฟฟ้า บริษัท บีแอลซีพี เพาเวอร์ จำกัด ซึ่งกลุ่ม BANPU ซึ่งมีสัดส่วนหุ้น 50% ในโรงไฟฟ้าดังกล่าวเป็นผู้จัดหาถ่านหิน และโรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน ทำสัญญาจัดหาและขนส่งกับ AVRA International DMCC (AVRA) บริษัทคู่สัญญาในประเทศอินโดนีเซีย ส่วนโรงไฟฟ้า SPP ได้แก่ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จํากัด (มหาชน) บริษัทเป็นผู้จัดหาและนำเข้าจากออสเตรเลียเอง บริษัท โกลว์ เอสพีพี 3 จํากัด (โครงการ 1 และ โครงการ 2) จัดหาและนำเข้าโดยกลุ่ม BANPU, และโรงไฟฟ้าบริษัท ปัญจพล พัลพ์ อินดัสตรี้ จํากัด (มหาชน) ซึ่งไม่ปรากฏข้อมูลว่าใครเป็นผู้จัดหาและนำเข้าถ่านหินมาให้ 

ในช่วง 10 ปีที่ผ่านมา สัดส่วนของโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงลดลงอย่างต่อเนื่อง จาก 20.2% ของกำลังการผลิตไฟฟ้าในปี 2557 เหลือเพียง 13.63% ในปี 2566 โดย กฟผ. มีแผนยุติโรงไฟฟ้าถ่านหินแม่เมาะในปี 2585 หากไม่สามารถหาเชื้อเพลิงอื่นมาทดแทนได้ และตามแผนปลดระวางเดือนมิถุนายน 2568 ระบุว่า ภายในปี 2569 โรงไฟฟ้าแม่เมาะจะมีกำลังไฟฟ้าเหลือ 1,200 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าที่หยุดเดินเครื่องคือ เครื่องที่ 9, 10, 12 และ 13 เหลือเพียงเครื่องที่ 8, 11 และ 14 เท่านั้น โดยที่โรงไฟฟ้าเครื่องที่ 8 และ 11 จะเดินเครื่องไปจนถึงปี 2573 ส่วนโรงไฟฟ้าเครื่องที่ 12 และ 13 จะพักให้บริการระหว่างปี 2569 -2573 และกลับมาเดินเครื่องอีกในปี 2574-2585

ส่วนโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้า เช่น โกลว์ เอสพีพี 3 จำกัด คาดว่าจะหมดอายุปี 2568, บีแอลซีพีพาวเวอร์ จำกัด คาดว่าจะหมดอายุปี 2574, เก็คโค-วัน จำกัด คาดว่าจะหมดอายุปี 2580, โรงไฟฟ้าหงสาในประเทศลาว หน่วยที่ 1-2 คาดว่าจะหมดอายุปี 2583, หน่วยที่ 3 คาดว่าจะหมดอายุปี 2584 และโรงไฟฟ้าบริษัทปัญจพล พัลพ์ อินดัสตรี้ จำกัด (มหาชน) ยังไม่ปรากฏข้อมูลการปลดระวาง โดยมีการทำสัญญา ต่อทุก 5 ปี 

ดังนั้น ค่าลิกไนต์ที่ กฟผ. นำมาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าในปี 2566 คิดเป็น 1.21% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.06 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น เป็นค่าใช้จ่ายที่ กฟผ. ต้องจ่ายไปยังกลุ่มสหกล และบริษัท อิตาเลียนไทย ดีเวลอปเมนต์จำกัด (มหาชน) ในขณะที่ค่าถ่านหินที่โรงไฟฟ้าเอกชนซื้อเพื่อนำมาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ในปี 2566 คิดเป็น 4.02% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.18 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังกลุ่มสหกล บริษัท อิตาเลียนไทย ดีเวลอปเมนต์จำกัด (มหาชน) และกลุ่ม BANPU ส่วนหนึ่ง และบริษัท AVRA International DMCC (AVRA) จากอินโดนีเซียอีกส่วนหนึ่ง 

หมายเหตุ: คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนจากโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในปี 2566 จากเอกสาร รายละเอียดและสถานะของ IPP และเอกสาร สถานภาพผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มกราคม-ธันวาคม 2566 

↑ กลับสู่ด้านบน

น้ำมันดีเซล

ปี 2566 ไทยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซมากที่สุด 57.95% รองลงมาเป็นการนำเข้าไฟฟ้าจากต่างประเทศ ซึ่งประกอบไปด้วยไฟฟ้าจากเขื่อนในลาวและโรงไฟฟ้าถ่านหินในลาว 14.69% อันดับสาม คือ ถ่านหินและลิกไนต์ 13.63% ตามมาด้วย พลังงานหมุนเวียน 10.38% พลังน้ำจากเขื่อนในประเทศ 2.95% น้ำมันดีเซล 0.39% และน้ำมันเตา 0.005%

โรงไฟฟ้าน้ำมันดีเซลมีข้อจำกัดตรงที่มีกำลังการผลิตต่ำ และมีราคาแพง เหมาะสำหรับในกรณีฉุกเฉิน ในปี 2566 ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน้าโรงไฟฟ้าของน้ำมันดีเซลสูงเป็นอันดับสอง อยู่ที่ 7.16 บาทต่อหน่วย การใช้น้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าจึงมักจะใช้ในโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก ปัจจุบันมีโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ใช้น้ำมันดีเซลเป็นหลัก 4 โรง คือ โรงไฟฟ้าบ่อทอง โรงไฟฟ้าบ้านทอน โรงไฟฟ้าแม่ฮ่องสอน และโรงไฟฟ้าสุไหงโกลก มีกำลังการผลิตรวม 30.4 เมกะวัตต์ ในปี 2566 โรงไฟฟ้า กฟผ. จ่ายค่าน้ำมันดีเซลเพื่อนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า 7,109.48 ล้านบาท 

อย่างไรก็ตาม ยังมีการใช้น้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงสำรองในโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงหลัก โดยเฉพาะในช่วงที่ก๊าซ LNG ราคาแพงมีการใช้น้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิง เพราะมีต้นทุนการผลิตต่ำกว่า เช่น ในปี 2564-2565 ภาครัฐมีนโยบายให้มีการเดินเครื่องด้วยน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลทดแทนการนำเข้า LNG ในโรงไฟฟ้า กฟผ. 3 โรง คือ บางปะกง พระนครใต้ และวังน้อย 

ในปี 2566 มีโรงไฟฟ้าเอกชน 12 โรงที่ใช้น้ำมันดีเซล และมีโรงไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักและมีค่าน้ำมันดีเซลด้วยอีก 6 แห่งได้แก่ บริษัท กัลฟ์ เจพี ยูที จำกัด, บริษัท กัลฟ์ เจพี เอ็นเอส จำกัด, บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจนเนอเรชั่น จำกัด, บริษัท กัลฟ์ เอสอาร์ซี จำกัด, บริษัท โกลบอล เพาเวอร์ ซินเนอร์ยี่ จำกัด และบริษัท โกลว์ ไอพีพี จำกัด ในปี 2566 โรงไฟฟ้าเอกชนจ่ายค่าน้ำมันดีเซลเพื่อนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า 29,691.01 ล้านบาท

ในการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล จะต้องมีการจัดหาและขนส่งน้ำมันเพื่อป้อนให้กับโรงไฟฟ้า แต่ละโรงไฟฟ้าจะทำสัญญาซื้อขายน้ำมันกับบริษัทจัดหาน้ำมันดีเซลที่ได้รับอนุญาต โดยโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชน ทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดีเซลกับกลุ่ม ปตท. 

ดังนั้น ค่าน้ำมันดีเซลที่โรงไฟฟ้า กฟผ. ซื้อเพื่อนำมาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ในปี 2566 คิดเป็น 0.76% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.03 บาท และค่าน้ำมันดีเซลที่โรงไฟฟ้าเอกชนซื้อเพื่อนำมาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ในปี 2566 คิดเป็น 3.42% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.16 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังกลุ่ม ปตท. 

หมายเหตุ: คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนจากโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในปี 2566 จากเอกสาร รายละเอียดและสถานะของ IPP และเอกสาร สถานภาพผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มกราคม-ธันวาคม 2566 

↑ กลับสู่ด้านบน

น้ำมันเตา

ปี 2566 ไทยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซมากที่สุด 57.95% รองลงมาเป็นการนำเข้าไฟฟ้าจากต่างประเทศ ซึ่งประกอบไปด้วยไฟฟ้าจากเขื่อนในลาวและโรงไฟฟ้าถ่านหินในลาว 14.69% อันดับสาม คือ ถ่านหินและลิกไนต์ 13.63% ตามมาด้วย พลังงานหมุนเวียน 10.38% พลังน้ำจากเขื่อนในประเทศ 2.95% น้ำมันดีเซล 0.39% และน้ำมันเตา 0.005%

น้ำมันเตาเป็นผลิตภัณฑ์ที่เหลือจากกระบวนการกลั่นน้ำมันปิโตรเลียม ให้พลังงานความร้อนสูงนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการหมุนกังหันไอน้ำเพื่อผลิตไฟฟ้า ปัจจุบันไม่มีโรงไฟฟ้าใดที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงหลัก เพราะมีต้นทุนสูง และปล่อยคาร์บอนในปริมาณมาก ในปี 2566 ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน้าโรงไฟฟ้าของน้ำมันเตาแพงที่สุดเมื่อเทียบกับเชื้อเพลิงอื่น อยู่ที่ 12.44 บาทต่อหน่วย

แต่ถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงเสริมในโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงหลัก โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงเสริม ได้แก่ โรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ส่วนโรงไฟฟ้าเอกชนมี 1 แห่งที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงเสริม คือ โรงไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด ทั้งนี้ ในระหว่างปี 2564 ถึง 2565 ที่ก๊าซ LNG นำเข้ามีราคาแพง โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใช้น้ำมันเตาทดแทนก๊าซ

ในปี 2566 โรงไฟฟ้า กฟผ. จ่ายค่าน้ำมันเตา 3,122.29 ล้านบาท ส่วนโรงไฟฟ้าเอกชน จ่ายค่าน้ำมันเตา 6,223.33 ล้านบาท โดยมีกลุ่ม ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันเตาให้โรงไฟฟ้า กฟผ. และโรงไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด

ดังนั้น ค่าน้ำมันเตาที่ กฟผ. ซื้อเพื่อนำมาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ในปี 2566 คิดเป็น 0.33% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.02 บาท และค่าน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้าเอกชนซื้อเพื่อนำมาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ในปี 2566 คิดเป็น 0.72% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.03 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังกลุ่ม ปตท.

หมายเหตุ: คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนจากโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในปี 2566 จากเอกสาร รายละเอียดและสถานะของ IPP และเอกสาร สถานภาพผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มกราคม-ธันวาคม 2566

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าซื้อไฟฟ้าจากเขื่อนในลาว

ปี 2566 ไทยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซมากที่สุด 57.95% รองลงมาเป็นการนำเข้าไฟฟ้าจากต่างประเทศ ซึ่งประกอบไปด้วยไฟฟ้าจากเขื่อนในลาวและโรงไฟฟ้าถ่านหินในลาว 14.69% อันดับสาม คือ ถ่านหินและลิกไนต์ 13.63% ตามมาด้วย พลังงานหมุนเวียน 10.38% พลังน้ำจากเขื่อนในประเทศ 2.95% น้ำมันดีเซล 0.39% และน้ำมันเตา 0.005%

ประเทศไทยนำเข้าไฟฟ้าจากเขื่อนบนแม่น้ำโขงใน สปป.ลาว มากขึ้นเรื่อยๆ โดยเขื่อนเหล่านี้ก่อสร้างขึ้นเพื่อผลิตไฟฟ้าและส่งออกเป็นหลัก ในปี 2566 ไทยจ่ายค่าซื้อไฟจากเขื่อนในประเทศลาว 11 แห่ง กำลังการผลิตตามสัญญารวม 4,900.30 เมกะวัตต์ เป็นเงิน 47,084.93 ล้านบาท 

ในปี 2536 รัฐบาลไทยและ สปป.ลาว มีการลงนามบันทึกความเข้าใจ เรื่องความร่วมมือด้านการพัฒนาไฟฟ้าในลาว รวม 5 ฉบับ โดยเริ่มจาก MOU ฉบับแรกเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 กำหนดจะรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 1,500 เมกะวัตต์ ฉบับที่สองเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 ขยายการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 3,000 เมกะวัตต์ ฉบับที่สามเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 ขยายการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 5,000 เมกะวัตต์ ฉบับที่สี่เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2550 ขยายการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 และฉบับที่ห้าเมื่อวันที่ 1 มีนาคม พ.ศ.2565 ขยายความร่วมมือด้านไฟฟ้าไทย-ลาว จากกำลังการผลิต 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์

โดยในปี 2566 ไทยซื้อไฟฟ้าจากเขื่อนในลาวดังนี้ 

1. โครงการไซยะบุรี กำลังการผลิตตามสัญญา 1,220 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 2.03-2.08บาท ระยะเวลาสัมปทาน 31 ปี 
2. โครงการน้ำเทิน 2 กำลังการผลิตตามสัญญา 948 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 1.46-1.78 บาท ระยะเวลาสัมปทาน 25 ปี 
3. โครงการน้ำงึม 2 กำลังการผลิตตามสัญญา 597 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 1.93-1.99บาท ระยะเวลาสัมปทาน 25 ปี
4. โครงการน้ำเทิน 1 กำลังการผลิตตามสัญญา 514 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 2.43-2.91บาท ระยะเวลาสัมปทาน 27 ปี
5. โครงการเทิน-หินบุน กำลังการผลิตตามสัญญา 434 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 1.77-1.83 บาท ระยะเวลาสัมปทาน 25 ปี
6. โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย กำลังการผลิตตามสัญญา 354 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 2.44-2.54 บาท ระยะเวลาสัมปทาน 27 ปี 
7. โครงการน้ำเงี้ยบ 1 กำลังการผลิตตามสัญญา 269 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 2.17-2.63 บาท ระยะเวลาสัมปทาน 27 ปี 
8. โครงการห้วยเฮาะ กำลังการผลิตตามสัญญา 126 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 1.95-2.06 บาท ระยะเวลาสัมปทาน 30 ปี 
9. โครงการน้ำงึม (สัญญาแบบ non-firm) กำลังการผลิต 150 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 1.38-2.10 บาท
10. โครงการเซเสด (สัญญาแบบ non-firm) กำลังการผลิต 40 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 1.38-2.10 บาท
11. โครงการ น้ำงึม 3* กำลังการผลิตตามสัญญา 468.70 เมกะวัตต์ ในราคาหน่วยละ 0.57 บาท

*หมายเหตุ: ไฟฟ้าที่ซื้อจากโครงการน้ำงึม 3 ในปี 2566 เป็นการซื้อไฟฟ้าในช่วงที่โรงไฟฟ้ายังอยู่ระหว่างการทดสอบและขายไฟฟ้าเข้าระบบก่อนที่จะเริ่มเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ (UOP) ต่อมาที่ประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2567 ให้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 3 เนื่องจากโครงการมีปัญหาด้านสินเชื่อที่นำไปใช้ในโครงการ (Project Finance)

แม้จะเป็นเขื่อนในลาว แต่กว่า 90% ของการผลิตไฟฟ้านั้นผลิตขึ้นเพื่อขายให้แก่ประเทศไทย นอกจากนั้น 60% ของบริษัทที่ถือหุ้นในเขื่อนต่างๆ โดยคำนวณตามกำลังการผลิตไฟฟ้ายังเป็นบริษัทที่มีผู้ถือหุ้นหลักเป็นบริษัทไทยอีกด้วย 

โดยหากพิจารณาบริษัทที่เป็นเจ้าของโครงการในเขื่อนที่จ่ายไฟเข้าระบบในปี 2566 จะพบว่าบริษัทที่มีการลงทุนในเขื่อนลาวมากที่สุดตามสัดส่วนการถือหุ้นได้ดังนี้

1. กลุ่มการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ประกอบด้วย EGCO, EGATI และ RATCH ซึ่งเป็นบริษัทที่ กฟผ. เป็นผู้ถือหุ้นใหญ่ จำนวน 992.72 เมกะวัตต์ หรือ 22.25%
2. กลุ่ม ช.การช่าง ซึ่งประกอบด้วยบริษัท ช.การช่าง, บริษัทในเครืออย่าง CKP และนับรวมการถือหุ้นทางอ้อมในบริษัท SouthEast Asia Energy Co., Ltd ที่ CKP เข้าไปถือหุ้นเป็นสัดส่วน 56% จำนวน 748.02 เมกะวัตต์ หรือ 16.77%
3. บริษัท EDL-Gen จำนวน 671.27 เมกะวัตต์ หรือ 15.05%
4. กลุ่ม ปตท. จำนวน 389.74 เมกะวัตต์ หรือ 8.74%
5. รัฐบาลลาว จำนวน 389.21 เมกะวัตต์ หรือ 8.72%
6. การไฟฟ้าฝรั่งเศส จำนวน 379.2 เมกะวัตต์ หรือ 8.50%
7. อื่นๆ รวม 891.44 เมกะวัตต์ หรือ 19.98%

ดังนั้น ค่าซื้อไฟฟ้าจากเขื่อนในประเทศลาว ในปี 2566 คิดเป็น 5.42% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.25 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังบริษัทต่างๆ ทั้งในไทยและต่างประเทศ หากจะพิจารณาเฉพาะบริษัทสัญชาติไทย ก็จะพบว่ามี 3 กลุ่มบริษัทหลัก นั่นก็คือ กลุ่มการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่ กฟผ. เป็นผู้ถือหุ้นใหญ่, กลุ่ม ช.การช่าง และกลุ่ม ปตท.

หมายเหตุ: คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนจากโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในปี 2566 จากเอกสาร รายละเอียดและสถานะของ IPP และเอกสาร สถานภาพผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มกราคม-ธันวาคม 2566 

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าก่อสร้างและค่าดำเนินการโรงไฟฟ้า กฟผ.

กฟผ. มีทั้งโรงไฟฟ้าและเขื่อนในประเทศที่ใช้ผลิตไฟฟ้า โดยค่าก่อสร้างและค่าดำเนินการทั้งโรงไฟฟ้าและเขื่อนในประเทศของ กฟผ. จะถูกส่งผ่านมายังบิลค่าไฟ ซึ่งในแต่ละปีไม่เท่ากัน ขึ้นอยู่กับต้นทุนค่าก่อสร้างและการดำเนินการในแต่ละปี เช่น ปี 2562 อยู่ที่ 0.23 บาทต่อหน่วย ปี 2563-2565 อยู่ที่ 0.22, 0.20, 0.24 ตามลำดับ และปี 2567 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อหน่วย

ในปี 2566 ค่าก่อสร้างและดำเนินการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. อยู่ที่ 0.23 บาทต่อหน่วย คิดเป็น 5.02% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด ในจำนวนนี้รวมค่าก่อสร้างและดำเนินการของโรงไฟฟ้าพลังน้ำในเขื่อนต่างๆ ภายในประเทศของ กฟผ. ซึ่งมีกำลังการผลิตรวม 4,024 เมกะวัตต์

ในปี 2566 กฟผ. มีโรงไฟฟ้าเข้าระบบใหม่ 2 โครงการ คือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 และ โรงไฟฟ้าพลังแสงอาทิตย์ผาบ่อง เครื่องที่ 2

ดังนั้น ค่าก่อสร้างและดำเนินการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในปี 2566 คิดเป็น 5.02% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.23 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยัง กฟผ. 

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าสายส่ง

ค่าสายส่งไฟฟ้าประกอบด้วย ค่าสายส่งของ กฟผ. หรือเสาไฟฟ้าแรงสูงที่เป็นตัวกระจายไฟฟ้าจากแหล่งผลิตไฟฟ้าไปยังพื้นที่ต่างๆ และค่าสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ที่ต้องกระจายไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟในแต่ละพื้นที่ หรือเสาไฟฟ้าที่เราเห็นตามท้องถนนนั่นเอง นอกจากนี้ยังรวมไปถึงการสูญเสียไฟฟ้าในสายส่งไฟฟ้าแรงสูงอีกด้วย

สำหรับระบบส่งไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ซึ่งประกอบด้วย สายส่งไฟฟ้า สถานีไฟฟ้าแรงสูง และหม้อแปลงไฟฟ้ารวม ในปี 2566 ระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. มีความยาวสายส่งไฟฟ้ารวม 39,036.865 วงจร-กิโลเมตร สถานีไฟฟ้าแรงสูงรวม 237 สถานี และพิกัดหม้อแปลงไฟฟ้ารวม 138,406.70 เมกะโวลต์แอมแปร์ ส่วนการส่งไฟฟ้าไปยังผู้ใช้เป็นสายส่งไฟฟ้าของ กฟน. ในพื้นที่กรุงเทพฯ นนทบุรี สมุทรปราการ และ กฟภ. ใน 74 จังหวัด

การก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. มีทั้งงบประมาณจากรัฐ เงินกู้ และรายได้ของ กฟผ. ตัวอย่างเช่น ในปี 2566 ครม. อนุมัติงบประมาณเบิกจ่าย 17,980.503 ล้านบาท สำหรับการก่อสร้าง โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือ ภาคกลาง และกรุงเทพมหานครเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า และโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้า ระยะที่ 12

ส่วนระบบส่งและจำหน่ายไฟฟ้าที่ กฟน. รับผิดชอบมี กฟน. เป็นเจ้าของ เงินที่ใช้ในการปรับปรุงและขยายระบบจำหน่ายไฟฟ้าของ กฟน. มีทั้งมาจากกำไรจากการขายไฟของ กฟน. เงินกู้ และงบประมาณจากรัฐ ตัวอย่างเช่น แผนปรับปรุงและขยายระบบจำหน่ายพลังไฟฟ้า ฉบับที่ 12 ปี 2560 – 2564 /1 ของ กฟน. มูลค่า 84,694 ล้านบาท ใช้งบลงทุนจากเงินกู้ในประเทศ เงินรายได้ของ กฟน. และเงินอุดหนุนจากรัฐบาล โดยแผนปรับปรุงนี้ใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ฉบับเดือนตุลาคม 2558

ระบบส่งและจำหน่ายไฟฟ้าที่ กฟภ. รับผิดชอบ มี กฟภ. เป็นเจ้าของ เงินที่ใช้ในการปรับปรุงและขยายระบบจำหน่ายไฟฟ้าของ กฟภ. มาจากเงินกู้ในประเทศ และรายได้ของ กฟภ. ตัวอย่างเช่น โครงการพัฒนาระบบสายส่งและสถานีไฟฟ้า ระยะที่ 9 มูลค่ารวม 31,170 ล้านบาท เงินลงทุนจากขายพันธบัตรเงินกู้ในประเทศ และเงินรายได้ของ กฟภ.

ดังนั้น ค่าสายส่งไฟฟ้าทั้งหมด ในปี 2566 คิดเป็น 16.81% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.77 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยัง กฟผ. 0.25 บาท หรือคิดเป็น 5.46% และจ่ายไปยัง กฟน. และ กฟภ. รวมกัน 0.52 บาท หรือคิดเป็น 11.35%

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าส่วนต่าง Ft

ในการกำหนดค่าไฟแต่ละงวดว่าจะเป็นกี่บาทต่อหน่วยนั้น มาจากการคำนวณจากตัวเลขคาดการณ์ทั้งค่าเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า ซึ่งจะขึ้นอยู่กับอัตราแลกเปลี่ยนและราคาก๊าซ และค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐ ล่วงหน้า 4 เดือน ซึ่งหากตัวเลขจริงเปลี่ยนแปลงไปจากตัวเลขคาดการณ์ไม่ว่าจะมากขึ้นหรือน้อยลง ต้องนำเอาส่วนต่างไปคำนวณในการคิดค่าไฟในงวดถัดไป เรียกว่า ‘ค่าส่วนต่าง Ft’ ซึ่งอาจจะรวมการจ่ายคืนหนี้สะสมของ กฟผ. ที่มาจากการอุดหนุนค่าไฟในรอบก่อนๆ อีกด้วย โดยในปี 2566 มีหนี้สะสมคงเหลือ 99,689 ล้านบาท ปี 2567 มีหนี้สะสม 110,311.86 ล้านบาท และปี 2568 มีหนี้สะสม 74,084 ล้านบาท

ค่า Ft สามารถปรับเพิ่มขึ้นหรือลดลงได้ ตามการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่เปลี่ยนแปลงไปจากที่กำหนดไว้ในค่าไฟฟ้าฐาน รวมไปถึงค่าใช้จ่ายที่การไฟฟ้าไม่สามารถควบคุมได้ เช่น อัตราเงินเฟ้อ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศ ซึ่งจะมีการปรับค่า Ft ทุก 4 เดือน

โดยประมาณการค่า Ft ที่จะนำมาปรับค่าไฟในแต่ละรอบนั้น กฟผ. จะเป็นผู้คำนวณจากต้นทุน 2 ส่วน คือ

(1) ประมาณการค่าเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งในและต่างประเทศ และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ ในงวด 4 เดือนข้างหน้า (งวดที่พิจารณา) เทียบกับค่าใช้จ่ายที่ใช้คำนวณในค่าไฟฟ้าฐาน หรือเรียกว่า ค่า FAC (Fuel Adjustment Cost) 

(2) ส่วนต่างระหว่างค่า Ft ที่เกิดขึ้นจริงกับค่า Ft ที่เรียกเก็บในงวดก่อนหน้า (Accumulated Factor: AF) หรือเรียกว่า ค่า AF สะสม

จากนั้น กฟผ. จะนำเสนอตัวเลขนี้ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาและเปิดรับฟังความคิดเห็นเพิ่มเติม ก่อนนำไปสู่การปรับใช้เป็นค่า Ft สำหรับเรียกเก็บในรอบการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าถัดไป

เนื่องจากการคำนวณค่า Ft มีหลายปัจจัยที่ส่งผลกระทบ ทำให้บางครั้งไม่สามารถปรับค่า Ft ขึ้นเต็มจำนวนเพื่อสะท้อนถึงต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงในรอบนั้นๆ ได้ เพราะอาจทำให้ค่าไฟฟ้าดีดตัวขึ้นสูงเกินไป เมื่อค่า Ft ที่เก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่าต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง กฟผ. จึงต้องแบกรับหนี้ไว้ในบางช่วงเวลา เพื่อรักษาเสถียรภาพของราคาค่าไฟฟ้าในขณะนั้น และนำส่วนต่างสะสมนี้ไปปรับกับการคำนวณในอนาคต

จากการรวบรวมข้อมูลเอกสารสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของ กฟผ. ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2551 จนถึงการปรับค่าไฟฟ้าในรอบปัจจุบัน (พฤษภาคม – สิงหาคม 2568) พบว่า 17 ปีที่ผ่านมาประเทศไทยมีการปรับค่า Ft จำนวน 55 ครั้ง แต่มีเพียง 10 ครั้งเท่านั้นที่ค่า Ft ที่เรียกเก็บเท่ากับต้นทุนจริงในการคำนวณค่า Ft ของ กฟผ. (ไม่มีค่า AF สะสม) ในขณะที่มีจำนวน 8 ครั้งที่ค่า Ft ที่เรียกเก็บนั้นสูงกว่าต้นทุนจริงที่เกิดขึ้น (ค่า AF สะสมติดลบ)

ภาระทางการเงินอันเนื่องมาจากค่า AF สะสมที่ กฟผ. แบกรับไว้เป็นการชั่วคราวนั้น จะต้องถูกส่งผ่านไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าในอนาคตอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ พร้อมกับการสะสมหนี้สินที่อาจส่งผลต่อเสถียรภาพในการดำเนินงานของ กฟผ. ในระยะยาว

ดังนั้น ค่าส่วนต่าง Ft ในปี 2566 คิดเป็น 4.59% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.21 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยัง กฟผ.

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าสมทบเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า

ค่าสมทบเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เป็นการเรียกเก็บเงินตาม มาตรา 97(3) พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อนำเงินมาตั้งเป็นกองทุนและนำไปใช้ในการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า

ในการบริหารเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะจัดสรรเงินเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับกิจการของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในพื้นที่ประกาศ 95% โดย กกพ. เป็นผู้กำหนดพื้นที่ประกาศ จัดตั้งกองทุนในพื้นที่นั้น และกำหนดคณะกรรมการพัฒนาชุมชนขึ้น จากนั้นแต่ละกองทุนจะเสนอแผนงานประจำปีต่อ กกพ. เพื่ออนุมัติเงินตามที่ยื่นขอ และอีก 5% จัดสรรให้ กกพ. สำรองไว้ใช้ในกรณีฉุกเฉิน เพื่อเยียวยาหรือบรรเทาความเสียหายในเบื้องต้นจากผลกระทบที่มีสาเหตุจากโรงไฟฟ้า หรืออุดหนุนให้กับท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า ที่ได้รับการจัดสรรเงินไม่เพียงพอ

ตั้งแต่ปี 2555 จนถึง 2567 กกพ. ตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในพื้นที่ประกาศจำนวน 806 กองทุน แบ่งเป็นกองทุนขนาดใหญ่ 14 กองทุนขนาดกลาง 46 กองทุน และขนาดเล็ก 746 กองทุน รวม 77,266 โครงการ ได้รับการจัดสรรงบประมาณรวม 32,695.41 ล้านบาท โดยเป็นโครงการที่อยู่ภายใต้ หลักเกณฑ์และวิธีการจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า พ.ศ. 2563 7 ด้าน ได้แก่

• ด้านสาธารณสุข เพื่อลดหรือป้องกันปัญหาสุขภาพของชุมชนรอบโรงไฟฟ้า
• ด้านการศึกษา เพื่อเพิ่มคุณภาพด้านการศึกษาของเยาวชนและครูผู้สอนในสถานศึกษาของรัฐในพื้นที่ชุมชนรอบโรงไฟฟ้า
• ด้านเศรษฐกิจชุมชน เพื่อเพิ่มรายได้ของชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
• ด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อเพิ่มหรือบำรุงรักษาสภาพแวดล้อมในพื้นที่ชุมชนรอบโรงไฟฟ้าเพื่อคุณภาพชีวิตที่ดี
• ด้านสาธารณูปโภค เพื่อยกระดับการเข้าถึงและความครอบคลุมของสาธารณูปโภค 
• ด้านพลังงานชุมชน เพื่อส่งเสริมการอยู่ร่วมกันของโรงไฟฟ้าและชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าการใช้พลังงานหมุนเวียน ลดต้นทุน และเพิ่มประสิทธิภาพด้านพลังงาน 
• ด้านอื่นๆ ที่เป็นประโยชน์ต่อการพัฒนาชุมชน

อย่างไรก็ตาม ที่ผ่านมามีเสียงวิพากษ์วิจารณ์ถึงความเหมาะสม เช่น การใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าโรงไฟฟ้าแม่เมาะ จ.ลำปาง ประจำปีงบประมาณ 2565 ถูกวิจารณ์ว่า บางโครงการใช้เงินงบประมาณแบบไม่คุ้มค่า เช่น โครงการส่งเสริมด้านกีฬาชกมวยไทยโลก

ดังนั้น ค่าสมทบเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปี 2566 คิดเป็น 0.22% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.01 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและจัดสรรไปยังท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าอีกที 

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าความพร้อมจ่าย

ค่าความพร้อมจ่ายเป็นหนึ่งในต้นทุนที่อยู่ในค่าไฟฟ้าที่เราต้องจ่าย เป็นค่าตอบแทนที่โรงไฟฟ้าเอกชนจะได้ ซึ่งมาจากสัญญาแบบไม่ใช้ก็ต้องจ่าย (take or pay) ที่ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่เอกชนผู้ลงทุนต้องจ่ายไปก่อน โดยจะจ่ายเป็นรายเดือนให้โรงไฟฟ้ากลุ่มเอกชนรายใหญ่ (IPP) เรียกว่าค่า Availability Payment (AP) และจ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ในชื่อค่า Capacity Payment (CP)

ค่าความพร้อมจ่ายจะครอบคลุมตั้งแต่ต้นทุนการดำเนินงานและซ่อมบำรุงคงที่ การชำระเงินต้นและดอกเบี้ย และผลตอบแทนของผู้ถือหุ้นที่ถูกกำหนดไว้ล่วงหน้า โดยโรงไฟฟ้าเอกชนจะได้รับเงินส่วนนี้ แม้ว่าจะไม่ได้ผลิตไฟฟ้าเท่ากับกำลังการผลิตตามสัญญาก็ตาม

จากประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 485,199.71 ล้านบาทในปี 2566 มีค่าความพร้อมจ่าย 94,253.26 ล้านบาท คิดเป็นสัดส่วน 19.43% ของค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 

ในปี 2566 มีโรงไฟฟ้า IPP ในประเทศและโรงไฟฟ้าถ่านหินหงสา รวม 15 โรง ได้รับค่าความพร้อมจ่าย (AP) 65,177.96 ล้านบาท เมื่อนำมาคำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัดส่วนการถือหุ้น โดยพิจารณาเฉพาะผู้ถือหุ้นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้านั้นๆ เพื่อพิจารณาว่ากลุ่มบริษัทใดมีสัดส่วนในการผลิตไฟฟ้ามากที่สุด พบว่า การถือหุ้นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้ากระจายอยู่ใน 7 บริษัท ดังนี้

1. กลุ่ม GULF กำลังการผลิตรวม 6,995 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 33.61% ของโรงไฟฟ้า IPP
2. กลุ่ม RATCH กำลังการผลิตรวม 4,709 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 22.63% ของโรงไฟฟ้า IPP
3. กลุ่ม GPSC กำลังการผลิตรวม 2,016.35 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 9.69% ของโรงไฟฟ้า IPP
4. กลุ่ม EGCO กำลังการผลิตรวม 1,603.25 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 7.70% ของโรงไฟฟ้า IPP
5. กลุ่ม BANPU กำลังการผลิตรวม 673.25 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 3.23% ของโรงไฟฟ้า IPP
6. กลุ่ม WHA กำลังการผลิตรวม 429 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 2.06% ของโรงไฟฟ้า IPP
7. บริษัท GMS เพาเวอร์จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 112 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 0.54% ของโรงไฟฟ้า IPP
8. ผู้ถือหุ้นอื่นๆ กำลังการผลิตรวม 5,747.65 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 27.62% ของโรงไฟฟ้า IPP

โรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm จำนวน 106 โรง ได้รับค่าความพร้อมจ่าย (CP) รวม 29,075.30 ล้านบาท เมื่อนำมาคำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัดส่วนการถือหุ้น โดยพิจารณาเฉพาะผู้ถือหุ้นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้านั้นๆ เพื่อพิจารณาว่ากลุ่มบริษัทใดมีสัดส่วนในการผลิตไฟฟ้ามากที่สุด 10 อันดับแรก พบว่า

1. กลุ่ม BGRIM กำลังการผลิตรวม 1,004.10 เมกะวัตต์ 14.70% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
2. กลุ่ม GULF กำลังการผลิตรวม 907.6 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 13.29% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
3. กลุ่ม GPSC กำลังการผลิตรวม 867.8 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 12.71% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
4. กลุ่ม EGCO กำลังการผลิตรวม 348.16 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 5.10% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
5. บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 296 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 4.33% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
6. กลุ่ม RATCH กำลังการผลิตรวม 273.6 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 4.01% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
7. บริษัท ท็อป เอสพีพี จํากัด กำลังการผลิตรวม 221 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 3.24% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด
8. บริษัท สวนอุตสาหกรรมโรจนะ จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 202.5 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 2.96% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 

9. บริษัท ยูนิเวนเจอร์ จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 135.9 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 1.99% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
10. กลุ่ม WHA กำลังการผลิตรวม 135 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 1.98% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด
11. ผู้ถือหุ้นอื่นๆ กำลังการผลิตรวม 2,438.56 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 35.70% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด

จากข้อมูลกลุ่มบริษัทที่มีสัดส่วนในการผลิตไฟฟ้ามากที่สุดของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm พบว่ามี 5 บริษัท ที่มีสัดส่วนการถือหุ้นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้า IPP รวมอยู่ด้วยได้แก่ กลุ่ม GULF กลุ่ม GPSC กลุ่ม EGCO กลุ่ม RATCH และ กลุ่ม WHA

เมื่อนำค่าความพร้อมจ่ายที่โรงไฟฟ้าเอกชนได้รับมาเทียบกับประมาณการกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนระหว่างปี 2551 ถึง 2567 พบว่า 17 ปีที่ผ่านมา เราจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้กับพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ได้ผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา 540,193 ล้านบาท เช่น ในปี 2567 มีประมาณการค่าความพร้อมจ่ายทั้งหมด 104,655.60 ล้านบาท แต่ประมาณการกำลังผลิตไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อเข้าระบบจากโรงไฟฟ้าเอกชนที่คำนวณได้นั้นมีเพียง 14,015.33 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 49.41% ของกำลังการผลิตตามสัญญาที่มีอยู่ 30,391.38 เมกะวัตต์ หากเราจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนเท่ากับปริมาณไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อเท่านั้น จะสามารถประหยัดเงินค่าความพร้อมจ่ายได้มากถึง 52,948.87 ล้านบาท หรือคิดเป็น 50.59%

ดังนั้น ค่าความพร้อมจ่าย 10.86% ของต้นทุนค่าไฟ 4.58 บาทต่อหน่วยในปี 2566 หรือเท่ากับ 0.50 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังบริษัทเจ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ขายไฟให้กับ กฟผ.

หมายเหตุ: คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนจากโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในปี 2566 จากเอกสาร รายละเอียดและสถานะของ IPP และเอกสาร สถานภาพผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มกราคม-ธันวาคม 2566 

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กแบบ non-firm

สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าแบบ non-firm คือ สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าที่ไม่ผูกมัดปริมาณไฟที่จะขายทั้งผู้ซื้อและผู้ขาย และผู้ซื้อสามารถปฏิเสธไม่รับซื้อไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ โดยประเทศไทยมีการซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาแบบ non-firm กับเขื่อนในประเทศลาวและโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) และโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กมาก (VSPP) ในประเทศไทย

ปี 2566 โรงไฟฟ้าเอกชนมีกำลังผลิตตามสัญญารวม 36,832.27 เมกะวัตต์ ในจำนวนนี้เป็นโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กแบบ non-firm จำนวน 62 โรง ซึ่งมีกำลังผลิตตามสัญญารวม 2,816.25 เมกะวัตต์ คิดเป็น 7.64% ของกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดของโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด จากประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 485,199.71 ล้านบาทในปี 2566 เป็นค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) แบบ non-firm 30,217.01 ล้านบาท คิดเป็น 6.23% ของค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 

ในปี 2566 โรงไฟฟ้า SPP สัญญาแบบ non-firm จำนวน 62 โรง เมื่อนำมาคำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัดส่วนการถือหุ้น โดยพิจารณาเฉพาะผู้ถือหุ้นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้านั้นๆ เพื่อพิจารณาว่ากลุ่มบริษัทใดมีสัดส่วนในการผลิตไฟฟ้ามากที่สุด 10 อันดับแรก พบว่า

1. บริษัท พลังงานบริสุทธิ์ จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 656 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 23.29% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
2. บริษัท เด็มโก้ จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 618 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 21.94% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
3. บริษัททีพีไอ จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 163 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 5.79% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
4. กลุ่ม KTIS กำลังการผลิตรวม 157.2 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 5.58% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
5. กลุ่ม GPSC กำลังการผลิตรวม 122.95 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 4.37% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
6. กลุุ่ม EGCO กำลังการผลิตรวม 116.67 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 4.14% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
7. กลุ่ม GULF กำลังการผลิตรวม 100.622 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 3.57% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
8. กลุ่ม RATCH กำลังการผลิตรวม 96 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 3.41% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
9. บริษัทเสริมสร้างพลังงาน จำกัด กำลังการผลิตรวม 85 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 3.02% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
10. กลุ่มมิตรผล กำลังการผลิตรวม 82 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 2.91% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด
11. ผู้ถือหุ้นอื่นๆ กำลังการผลิตรวม 618.80 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 21.97% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญา non-firm ทั้งหมด

ดังนั้น ค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กแบบ non-firm ในปี 2566 คิดเป็น 3.49% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.16 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังบริษัทเจ้าของโรงไฟฟ้าเอกชน แบบ non-firm ที่ขายไฟให้กับ กฟผ. 

หมายเหตุ: คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนจากโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในปี 2566 จากเอกสาร รายละเอียดและสถานะของ IPP และเอกสาร สถานภาพผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มกราคม-ธันวาคม 2566 

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก

ในปี 2566 โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) มีกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 9,646.47 เมกะวัตต์ คิดเป็น 17.95% ของกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดในระบบ

เมื่อโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบ นอกจากค่าเชื้อเพลิงที่จะได้แล้ว ยังจะได้ค่าดำเนินการ การเดินเครื่อง และค่าบำรุงรักษา ซึ่งเรียกว่า ‘ค่าเดินเครื่องและสนับสนุนการทำงานของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP)’ อีกด้วย

จากประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 485,199.71 ล้านบาทในปี 2566 มีค่าเดินเครื่องและสนับสนุนการทำงานของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก 14,508.60 ล้านบาท คิดเป็น 2.99% ของค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชน 

ในปี 2566 โรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ที่เดินเครื่องมีจำนวน 106 โรง เมื่อนำมาคำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัดส่วนการถือหุ้น โดยพิจารณาเฉพาะผู้ถือหุ้นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้านั้นๆ เพื่อพิจารณาว่ากลุ่มบริษัทใดมีสัดส่วนในการผลิตไฟฟ้ามากที่สุด 10 อันดับแรก พบว่า

1. กลุ่ม BGRIM กำลังการผลิตรวม 1,004.10 เมกะวัตต์ 14.70% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
2. กลุ่ม GULF กำลังการผลิตรวม 907.6 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 13.29% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
3. กลุ่ม GPSC กำลังการผลิตรวม 867.8 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 12.71% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
4. กลุ่ม EGCO กำลังการผลิตรวม 348.16 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 5.10% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
5. บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 296 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 4.33% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
6. กลุ่ม RATCH กำลังการผลิตรวม 273.6 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 4.01% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
7. บริษัท ท็อป เอสพีพี จํากัด กำลังการผลิตรวม 221 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 3.24% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด
8. บริษัท สวนอุตสาหกรรมโรจนะ จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 202.5 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 2.96% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด
9. บริษัท ยูนิเวนเจอร์ จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 135.9 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 1.99% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด
10. กลุ่ม WHA กำลังการผลิตรวม 135 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 1.98% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด
11. ผู้ถือหุ้นอื่นๆ กำลังการผลิตรวม 2,438.56 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 35.70% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด

ดังนั้น ค่าดำเนินการ เดินเครื่อง และค่าบำรุงรักษาของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก ในปี 2566 คิดเป็น 1.67% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.08 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังบริษัทเจ้าของโรงไฟฟ้าเอกชน แบบ firm ที่ขายไฟให้กับ กฟผ.

หมายเหตุ: คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนจากโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในปี 2566 จากเอกสาร รายละเอียดและสถานะของ IPP และเอกสาร สถานภาพผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มกราคม-ธันวาคม 2566 

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่

ในปี 2566 โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) มีกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 20,812.50 เมกะวัตต์ คิดเป็น 38.73% ของกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดในระบบ เมื่อโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบ นอกจากค่าเชื้อเพลิงที่จะได้แล้ว ยังจะได้ค่าดำเนินการ การเดินเครื่อง และค่าบำรุงรักษา หรือเรียกว่า ค่าผันแปร (Variable Operating and Maintenance: VOM) ของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่อีกด้วย

จากประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 485,199.71 ล้านบาท ในปี 2566 มีค่าผันแปร (VOM) ของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) และโรงไฟฟ้าหงสาที่ตั้งอยู่ในประเทศลาว รวม 2,176.95 ล้านบาท คิดเป็น 0.45% ของค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 

ในปี 2566 มีโรงไฟฟ้า IPP รวม 14 แห่ง และโรงไฟฟ้าถ่านหินหงสา อีก 1 แห่ง เมื่อนำมาคำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัดส่วนการถือหุ้น โดยพิจารณาเฉพาะผู้ถือหุ้นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้านั้นๆ เพื่อพิจารณาว่ากลุ่มบริษัทใดมีสัดส่วนในการผลิตไฟฟ้ามากที่สุด 10 อันดับแรก พบว่า

1. กลุ่ม GULF กำลังการผลิตรวม 6,995 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 33.61% ของโรงไฟฟ้า IPP
2. กลุ่ม RATCH กำลังการผลิตรวม 4,709 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 22.63% ของโรงไฟฟ้า IPP
3. กลุ่ม GPSC กำลังการผลิตรวม 2,016.35 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 9.69% ของโรงไฟฟ้า IPP
4. กลุ่ม EGCO กำลังการผลิตรวม 1,603.25 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 7.70% ของโรงไฟฟ้า IPP
5. กลุ่ม BANPU กำลังการผลิตรวม 673.25 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 3.23% ของโรงไฟฟ้า IPP
6. กลุ่ม WHA กำลังการผลิตรวม 429 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 2.06% ของโรงไฟฟ้า IPP
7. บริษัท GMS เพาเวอร์จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิตรวม 112 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 0.54% ของโรงไฟฟ้า IPP
8. ผู้ถือหุ้นอื่นๆ กำลังการผลิตรวม 5,747.65 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 27.62% ของโรงไฟฟ้า IPP

ดังนั้น ค่าผันแปร (VOM) ในปี 2566 คิดเป็น 0.25% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.01 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังบริษัทเจ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) ที่ขายไฟให้กับ กฟผ. 

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่ารับซื้อพลังงานหมุนเวียน (Adder, FiT)

ในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ภาครัฐจะรับซื้อไฟฟ้าโดยให้เงินอุดหนุนเพิ่มเติมกับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคา ผ่านค่า Adder และมาตรการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff (FiT) ซึ่งจะจ่ายค่าให้โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) และโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยมีอัตรารับซื้อและระยะสัญญาแตกต่างกันไปตามแต่ประเภทพลังงาน หมายความว่า ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มนี้จะได้ทั้งเงินค่าไฟฟ้าขายส่ง และเงินอุดหนุน

อัตราค่า Adder มีการกำหนดราคาคงที่เป็นระยะเวลาระหว่างประมาณ 10-15 ปี ระหว่างปี 2554 ถึง 2570 เช่น โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ได้รับ Adder 8 บาท/หน่วย ระหว่างธันวาคม 2554 ถึงสิงหาคม 2565 ต่อมาภายหลังในปี 2556 มีการปรับลดเป็น 6.5 บาท/หน่วย ในเดือนธันวาคม 2556 ถึง มีนาคม 2569 หรือโรงไฟฟ้าพลังงานลม ได้รับ Adder 3.5 บาท/หน่วย ระหว่างมกราคม 2555 ถึงเมษายน 2572 ทั้งที่ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนลดลงจากเทคโนโลยีที่พัฒนาขึ้น

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 ที่ภาครัฐจ่ายให้กับบริษัทเอกชนเรื่อยมาซึ่งแท้จริงแล้วก็ถูกส่งผ่านมายังบิลค่าไฟของประชาชน

ในปี 2557 มีประกาศหยุดการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder และปรับเปลี่ยนมาเป็นมาตรการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff (FiT) แทน โดยอัตรา FiT จะเป็นอัตรารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดอายุโครงการ 20-25 ปี ราคาตัวอย่างเช่น โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ทำสัญญารับซื้อ FiT ที่ 5.66 บาท/หน่วย ก็จะได้ราคานี้คงที่ตลอดอายุโครงการ 25 ปี เริ่มตั้งแต่ปี 2558 สิ้นสุดปี 2583

นอกจากนี้ โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ปี 2565-2573 ที่เปิดรับซื้อทั้งสองรอบ ยังใช้มาตรการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff (FiT) อีกด้วย โดยรอบแรก เปิดรับซื้อไฟฟ้ารวม 5,203 เมกะวัตต์ มีผู้ผ่านการคัดเลือก 175 โครงการ ปริมาณรับซื้อจริง 4,852.26 เมกะวัตต์ และรอบเพิ่มเติม เปิดรับซื้อไฟฟ้ารวม 3,668.5 เมกะวัตต์ ในจำนวนนี้จะแบ่งเป็นการเปิดรับซื้อรอบล็อกโควต้า 2,180 เมกะวัตต์ให้ผู้ผลิตที่เคยยื่นในรอบแรกแต่ไม่ผ่านมีสิทธิยื่นพิจารณาก่อน โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือก 72 โครงการ ปริมาณการรับซื้อจริง 2,145​.4​ เมกะวัตต์ ส่วนที่เหลืออีก 1,523.1 เมกะวัตต์ ถูกชะลอการรับซื้อไว้ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) วันที่ 6 พฤษภาคม 2568 

โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนนี้ก่อให้เกิดคำถามและข้อสังเกตหลายประเด็น ทั้งไม่มีการประกาศหลักเกณฑ์ในการให้คะแนนที่ใช้ในการคัดเลือก ไม่ใช้วิธีการแข่งขันทางด้านราคา ทั้งที่ต้นทุนของพลังงานหมุนเวียนมีแนวโน้มถูกลงเรื่อยๆ การกำหนดระยะเวลาสัญญายาวนานถึง 25 ปี และการกำหนดเงื่อนไขที่กีดกันรัฐวิสาหกิจ การตัดส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ องค์การมหาชน หรือหน่วยงานอื่นของรัฐ ไม่ให้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าได้ 

ในขณะที่รอบเพิ่มเติมนั้นยังถูกตั้งคำถามถึงความโปร่งใสและความเสมอภาคในการเปิดโอกาสให้ผู้พัฒนาโครงการรายใหม่ที่มีศักยภาพได้มีส่วนร่วมอย่างเท่าเทียม จากการให้สิทธิพิจารณากับผู้ที่เคยเข้าร่วมประมูลในโครงการรอบก่อนหน้าแต่ไม่ได้รับการคัดเลือก 198 รายก่อน 

ที่ผ่านมา จากเอกสารประมาณการ จำนวนเงินอุดหนุน Adder สำหรับโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP รวมถึงประมาณการค่า FiT ไว้ ระหว่างในปี 2550-2568 อัตราค่า Adder และ FiT ที่ส่งผ่านมาในค่า Ft รวม 462,477 ล้านบาท และจากฐานข้อมูลของ กกพ. ณ วันที่ 5 มีนาคม 2568 ระบุว่า ยังมีโรงไฟฟ้า SPP ที่ได้รับค่า Adder จำนวน 22 โครงการ ขณะที่ VSPP มีจำนวน 520 โครงการ และได้รับค่า FiT อีก 372 โครงการ

ดังนั้น ค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ (Adder, FiT) ในปี 2566 คิดเป็น 3.71% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.17 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังบริษัทเจ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของเอกชนที่ขายไฟให้กับ กฟผ. ภายใต้มาตรการจูงใจด้านราคา ผ่านค่า Adder และมาตรการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff (FiT) 

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าส่งเสริมการประหยัดเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก

ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) แบบพลังงานความร้อนร่วม หากโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กสามารถลดการใช้เชื้อเพลิงไม่ว่าจะเป็นก๊าซ น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา หรือถ่านหิน แล้วใช้พลังงานความร้อน (ไอน้ำ) ที่ได้จากการผลิตไฟฟ้ามาทดแทน ก็จะได้รับค่าส่งเสริมการประหยัดเชื้อเพลิง (Fuel Saving) 

ขณะที่โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็ก ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงเสริม ไม่ว่าจะเป็น ก๊าซ น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา หรือถ่านหิน หากลดการใช้เชื้อเพลิงเสริมให้ไม่เกิน 25% ของพลังงานความร้อนทั้งหมดในรอบปีนั้นๆ ก็จะได้ค่าส่งเสริมการประหยัดการใช้เชื้อเพลิง (Renewable Energy Promotion: REP)

ในปี 2566 โรงไฟฟ้า SPP พลังงานความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนประเภทสัญญาแบบ firm มีกำลังการผลิตรวม 6,830.22 เมกะวัตต์ เมื่อพิจารณาบริษัทที่มีสัดส่วนการถือหุ้นมากเป็นอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้าแต่ละโครงการ พบว่า 10 บริษัทแรกที่มีสัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้ามากที่สุด คือ 

1. กลุ่ม BGRIM มีสัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้า 1,004.10 เมกะวัตต์ 14.70% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
2. กลุ่ม GULF 907.6 เมกะวัตต์ 13.29% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
3. กลุ่ม GPSC 867.8 เมกะวัตต์ 12.71% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
4. กลุ่ม EGCO 348.16 เมกะวัตต์ 5.10% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
5. บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) 296 เมกะวัตต์ 4.33%ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
6. กลุ่ม RATCH 273.6 เมกะวัตต์ 4.01% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
7. บริษัท ท็อป เอสพีพี จํากัด 221 เมกะวัตต์ 3.24% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
8. บริษัท สวนอุตสาหกรรมโรจนะ จำกัด (มหาชน) 202.5 เมกะวัตต์ 2.96% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
9. บริษัท ยูนิเวนเจอร์ จำกัด (มหาชน) 135.9 เมกะวัตต์ 1.99% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด 
10. กลุ่ม WHA 135 เมกะวัตต์ 1.98% ของกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด
11. ผู้ถือหุ้นอื่นๆ กำลังการผลิตรวม 2,438.56 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็น 35.70% ของโรงไฟฟ้า SPP ประเภทสัญญาแบบ firm ทั้งหมด

จากประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 485,199.71 ล้านบาทในปี 2566 มีค่า Fuel Saving และค่า REP รวม 14,516.72 ล้านบาท คิดเป็น 2.99% ของค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 

ดังนั้น ค่า Fuel Saving และค่า REP ในปี 2566 คิดเป็น 1.44% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.07 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังบริษัทเจ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) แบบพลังงานความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน

หมายเหตุ: คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนจากโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในปี 2566 จากเอกสาร รายละเอียดและสถานะของ IPP และเอกสาร สถานภาพผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มกราคม-ธันวาคม 2566 

↑ กลับสู่ด้านบน

ค่าพลังงานไฟฟ้าในช่วงทดสอบ

ก่อนที่โรงไฟฟ้าจะเดินเครื่องและจ่ายไฟเข้าระบบ จะมีการเดินเครื่องเพื่อทดสอบการผลิตไฟฟ้าก่อน ซึ่งในกระบวนการนี้มีค่าใช้จ่ายที่เรียกว่า ‘ค่าพลังงานไฟฟ้าในช่วงทดสอบ’ โดยในปี 2566 มีโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) 3 โรง คือบริษัท กัลฟ์ พีดี จำกัด, บริษัท กัลฟ์ เอสอาร์ซี จำกัด, และบริษัท หินกองเพาเวอร์ จำกัด ที่เซ็นสัญญาแล้วและจะต้องจ่ายไฟเข้าระบบในปี 2567 จึงมีการเดินเครื่องเพื่อทดสอบการผลิตไฟฟ้าก่อนในปี 2566 ทำให้เกิดค่าพลังงานไฟฟ้าในช่วงทดสอบที่ต้องจ่ายให้โรงไฟฟ้าทั้ง 3 โรงนี้ ซึ่งจะถูกส่งผ่านมายังบิลค่าไฟ

จากประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 485,199.71 ล้านบาทในปี 2566 มี

ค่าพลังงานไฟฟ้าในช่วงทดสอบ 1,738.98 ล้านบาท คิดเป็น 0.36% ของค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 

ดังนั้น ค่าใช้จ่ายจากค่าพลังงานไฟฟ้าในช่วงทดสอบ ในปี 2566 คิดเป็น 0.20% ของต้นทุนค่าไฟทั้งหมด หรือเท่ากับ 0.01 บาท ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟนั้น จ่ายไปยังบริษัทเจ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) 3 โรง คือบริษัท กัลฟ์ พีดี จำกัด, บริษัท กัลฟ์ เอสอาร์ซี จำกัด, และบริษัท หินกองเพาเวอร์ จำกัด

↑ กลับสู่ด้านบน

วิธีการคำนวณ

อ้างอิงจาก

• เอกสารองค์ประกอบค่าไฟฟ้าปี 2566 ตามรายได้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งระบุตัวเลขคงที่ในค่าไฟฟ้า 1 หน่วย ได้แก่ค่า
  • ค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ (Adder/FiT)
  • ค่าโรงไฟฟ้า กฟผ.
  • ค่าเชื้อเพลิง กฟผ.
  • ค่าซื้อไฟฟ้าเอกชนและต่างประเทศ
  • ค่ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า 97(3)
  • ค่าระบบส่ง กฟผ.
  • ค่าระบบจำหน่าย กฟน./กฟภ.
  • ค่า Ft ค้างรับ รวมเงินบรรเทาผลกระทบค่า Ft
• รายงานประมาณการค่า Ft ปี 2566 ซึ่งในรายงานแจกแจงข้อมูลดังนี้
  • โรงไฟฟ้า กฟผ. ระบุข้อมูลค่าก๊าซธรรมชาติ ค่าน้ำมันเตา และค่าถ่านหิน คำนวณต้นทุนเชื้อเพลิงต่อ 1 หน่วย แยกรายเชื้อเพลิงจาก การคำนวณว่า ค่าเชื้อเพลิงนั้นคิดเป็นสัดส่วนเท่าใดของค่าเชื้อเพลิงรวมทั้งหมด จากนั้นนำมาคำนวณสัดส่วนของต้นทุนเชื้อเพลิงต่อหน่วยที่ กฟผ. ระบุ (0.63 บาทต่อหน่วย)
  • โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPP) ระบุข้อมูลแยกรายโรงรายเดือน ดังนี้ ค่าเชื้อเพลิง ค่าผ่านท่อ ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) ค่า VOM ค่าเนื้อก๊าซ NG ค่าพลังงานไฟฟ้าในช่วงทดสอบ เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่ส่งผ่านค่าซื้อไฟฟ้า
  • โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก ระบุข้อมูลเป็นภาพรวม ไม่แยกรายโรงไฟฟ้าและไม่แจกแจงค่าเชื้อเพลิง ดังนี้ ค่าพลังงานไฟฟ้า ค่า Fuel Saving ค่า REP เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่ส่งผ่านค่าซื้อไฟฟ้า ค่าซื้อไฟฟ้าทั้งหมด
  • โรงไฟฟ้าจากเขื่อนในลาว ระบุข้อมูล ค่าซื้อไฟฟ้ารายโรงรายเดือน
  • โรงไฟฟ้าหงสา ลาว ระบุข้อมูลค่าความพร้อมจ่าย ค่า VOM ค่าถ่านหิน

เนื่องจากในรายงานประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าจากเอกชนปี 2566 ในส่วนของโรงไฟฟ้า SPP ไม่จำแนกโรงไฟฟ้า และไม่ระบุค่าเชื้อเพลิง จึงต้องคำนวณค่าเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้า SPP จากข้อมูลอื่นที่เกี่ยวข้อง ดังนี้

• ก๊าซธรรมชาติ คำนวณจาก
  • รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2566 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน เรื่องการผลิต การใช้ และการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติ
  • สถานการณ์การใช้และการผลิตพลังงานไฟฟ้านอกระบบ 3 การไฟฟ้า (IPP SPP Direct overview) ปี 2566 http://neic.eppo.go.th/der.html
  • ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า SPP คำนวณจากสัดส่วนปริมาณไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโรงไฟฟ้า SPP และอ้างอิงราคา ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยใช้ ราคา Pool Gas เฉลี่ย ปี 2566
  • ค่าผ่านท่อ คำนวณจากปริมาณก๊าซโดยประมาณที่โรงไฟฟ้า SPP ใช้ และอ้างอิงค่าราคาเฉลี่ยจาก https://www.erc.or.th/th/gas-service-rate
• ถ่านหิน คำนวณจาก
  • รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย ปี 2566 สัดส่วนการใช้ลิกไนต์และถ่านหิน
  • ข้อมูลมูลค่าการนำเข้าพลังงาน ปี 2566 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน

อย่างไรก็ตาม เนื่องจากไม่มีการจำแนกว่าการซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า SPP ของ กฟผ. มาจากโรงไฟฟ้าใด และใช้เชื้อเพลิงใดบ้าง จึงไม่มีรายละเอียดโรงไฟฟ้า SPP ที่ใช้เชื้อเพลิงอื่น เช่น ชีวมวล พลังงานแสงอาทิตย์ ขยะ ด้วยเหตุนี้ ใน ‘ค่าเดินเครื่องผลิตไฟเข้าระบบของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก’ จึงประกอบด้วย ค่าเดินเครื่องฯ ของโรงไฟฟ้า SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน ที่แยกค่าเชื้อเพลิงออกแล้ว และค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน

นอกจากนี้ไม่ปรากฏค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า VSPP ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ในเอกสารประมาณการซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. แต่มีค่าใช้จ่าย Adder/ FiT ของโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP ด้วย ประกอบกับข้อมูลของต้นทุนต่อหน่วยของ กฟผ. ระบุตัวเลขคงที่ของ Adder/FiT อยู่ที่ 0.17 บาทต่อหน่วย โดยไม่เปิดเผยวิธีการคำนวณ จึงทำไม่สามารถแยกสัดส่วนของโรงไฟฟ้า VSPP ได้

การคำนวณสัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้า

• การคำนวณสัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า SPP อ้างอิงรายชื่อข้อมูลข้อมูลจากเอกสาร สถานภาพของ SPP รายเดือน ตั้งแต่มกราคม-ธันวาคม 2566 เลือกเฉพาะที่ทำสัญญากับ กฟผ. แล้ว
• การคำนวณสัดส่วนผู้ถือหุ้นทางตรงอันดับหนึ่งและสองของโรงไฟฟ้า อ้างอิงจากรายงานประจำปีของบริษัท

↑ กลับสู่ด้านบน