สัญญาซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Adder : ยกเลิกได้จริงไหม ยกเลิกอย่างไร 

เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2569 คณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปัญหาที่เกิดจากการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ซึ่งมีนายปกรณ์ นิลประพันธ์ รองนายกรัฐมนตรีฝ่ายกฎหมายเป็นประธาน มีมติให้ทบทวนสัญญาซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Adder จากพลังงานหมุนเวียนของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) และโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ต่ออายุอัตโนมัติแบบไม่มีกำหนดสิ้นสุด พร้อมเสนอปรับราคารับซื้อไฟฟ้าจากโซลาร์และลมลงเหลือ 2.16 บาทต่อหน่วย ให้ใกล้เคียงกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าโซลาร์ชุมชน ก่อนจะเสนอเข้าที่ประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป 

คำถามที่ตามมาก็คือ ทุกวันนี้ยังมีโรงไฟฟ้าที่ได้รับสัญญาซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Adder เหลืออยู่ในระบบกี่โรง ประชาชนผู้ใช้ไฟยังต้องจ่ายค่า Adder เท่าไร โรงไฟฟ้าสัญญาซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Adder ได้รับการสนับสนุนแบบใดบ้าง และหากจะยกเลิกหรือแก้ไขสัญญาจะพิจารณาอย่างไร

JustPow สำรวจข้อมูลโรงไฟฟ้าสัญญาซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Adder จากฐานข้อมูลโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) และโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กมาก (VSPP) ของสำนักงาน กกพ. (ข้อมูล ณ เดือนธันวาคม 2568) เพื่อนำมาจัดกลุ่มโรงไฟฟ้าที่ยังได้รับสัญญาซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Adder ทั้งหมดว่ามีสถานะสัญญาแบบไหน และคำนวณย้อนกลับเป็นจำนวนเงินว่าแต่ละกลุ่มจะได้รับเงินอีกเท่าไรจนกว่าจะครบตามสัญญา พร้อมทั้งเปรียบเทียบให้เห็นว่าหากมีการแก้ไขสัญญาโดยเปลี่ยนมาใช้อัตรารับซื้อไฟแบบ Feed-in Tariff (FiT) แทน จะมีส่วนต่างมากน้อยเพียงใด

Adder คืออะไร เกิดขึ้นมาได้อย่างไร

ย้อนไปในปี 2549 ประเทศไทยมีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย Renewable Portfolio Standard (RPS) ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2547-2558 (PDP 2004) แต่ปัญหาคือต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในยุคนั้น ไม่ว่าจะเป็นโซลาร์เซลล์หรือกังหันลม มีต้นทุนต่อหน่วยการผลิตสูงมากจนเอกชนไม่มีแรงจูงใจ

คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จึงมีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ให้มีส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า หรือ Adder กับโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) และโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยแบ่งค่าไฟที่จ่ายให้โรงไฟฟ้ากลุ่มนี้ออกเป็น 2 ส่วน คือ

1. ค่าไฟฟ้าขายส่ง ซึ่งเป็นราคาฐานตามต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงในระบบ ปัจจุบันอยู่ที่ 3.1617 บาท/หน่วย

2. ค่า Adder ซึ่งเป็นเงินอุดหนุนที่จ่ายเพิ่มเติมให้นอกจากค่าไฟฟ้าขายส่ง โดยมีอัตราและระยะเวลาสนับสนุนแตกต่างกันไปตามประเภทพลังงาน ดังนี้

• พลังงานแสงอาทิตย์ จะได้รับ Adder 6.5 บาท/หน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี
• พลังงานลม จะได้รับ Adder 3.5 บาท/หน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี
• เชื้อเพลิงขยะ จะได้รับ Adder 3.5 บาท/หน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี
• เชื้อเพลิงชีวมวล จะได้รับ Adder 0.3 บาท/หน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี 
• เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ จะได้รับ Adder 0.3 บาท/หน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี

กลไกที่ทำให้ Adder ต่างจากมาตรการอุดหนุนทั่วไปคือ มีเงื่อนไขการต่อสัญญาอัตโนมัติ เมื่อโครงการหมดระยะเวลาสนับสนุน Adder แล้ว (7-10 ปีตามประเภทพลังงาน) สัญญาจะไม่สิ้นสุดลง แต่จะต่ออายุอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี ต่อเนื่องไปเรื่อยๆ จนกว่าโรงไฟฟ้าจะครบอายุใช้งานตามที่ระบุไว้ในสัญญา (20-25 ปี) โดยในช่วงต่อสัญญาอัตโนมัตินี้จะไม่ได้รับ Adder แล้ว แต่ยังคงขายไฟในราคาค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย รวมกับ ค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งยังคงสูงกว่า 3 บาทต่อหน่วย

ตัวอย่างเช่น โครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่จ่ายไฟเข้าระบบ (COD) ในปี 2555 โครงการนี้ขายไฟได้ในราคา 10.117 บาท/หน่วย (Adder 6.5 บาท + ค่าไฟขายส่ง 3.1617 บาท) ไปจนถึงปี 2564 ซึ่งเป็นปีที่หมดระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี หลังจากนั้นโครงการจะเข้าสู่ช่วงต่อสัญญาอัตโนมัติ จะได้รับค่าซื้อไฟในราคา 3.2671 บาท/หน่วย (ค่าไฟขายส่ง 3.1617 + ค่า Ft ขายส่ง 0.10535 บาท) ต่อไปอีก 5 ปี และจะต่อสัญญาแบบนี้ไปเรื่อยๆ จนกว่าจะครบอายุโครงการ 25 ปีในปี 2580

ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. มีมติให้ กกพ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder และเปลี่ยนมาใช้มาตรการ Feed-in Tariff (FiT) แทนสำหรับโครงการใหม่ แต่โครงการที่เซ็นสัญญา Adder ไปแล้วก่อนหน้านั้นยังคงได้รับสิทธิ์ต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปีตามเดิม จนกว่าจะครบอายุโครงการ ซึ่งหมายความว่าแม้ประเทศไทยจะเลิกใช้ระบบ Adder มาเกือบ 12 ปีแล้ว แต่ผลของสัญญาที่เซ็นไว้ในยุคนั้นยังคงตกทอดมาถึงปัจจุบัน 

จากฐานข้อมูลพบว่ายังมีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ได้สัญญา Adder ที่เพิ่งจะจ่ายไฟเข้าระบบ (COD) ไปในปี 2566 ทำให้โครงการนี้ยังได้รับค่าซื้อไฟในรูปแบบสัญญา Adder ในราคา 10.117 บาท/หน่วย ต่อเนื่องไปจนถึงปี 2575 แม้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปัจจุบันจะลดลงมาอยู่ที่ประมาณ 0.91-2.06 บาท/หน่วยแล้วก็ตาม และยังมีถึง 522 โครงการ จาก 566 โครงการในฐานข้อมูลที่หมดช่วงได้รับ Adder ไปแล้ว แต่ยังต่อสัญญาอัตโนมัติ 5 ปีต่อเนื่องมาถึงปัจจุบัน

ปัญหาของการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Adder

1. ราคารับซื้อสูงกว่าต้นทุนจริงหลายเท่าตัว

อัตรา Adder ถูกกำหนดขึ้นตั้งแต่ปี 2549 โดยอ้างอิงต้นทุนเทคโนโลยีของยุคนั้น แต่ในช่วงกว่า 20 ปีที่ผ่านมา ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยเฉพาะแผงโซลาร์เซลล์ ลดลงอย่างรวดเร็วตามพัฒนาการของเทคโนโลยี ทำให้ราคารับซื้อที่รัฐผูกพันจ่ายในสัญญาเดิม สูงกว่าต้นทุนจริงในปัจจุบันหลายเท่าตัว

ตัวอย่างที่ชัดเจนที่สุดคือโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยังอยู่ในสัญญา Adder จะได้รับค่าซื้อไฟรวม 10.117 บาท/หน่วย ขณะที่ข้อมูลจาก BloombergNEF (BNEF) รายงานว่าต้นทุนต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ใหม่ในประเทศไทยอยู่ที่ประมาณ 0.91-2.06 บาท/หน่วยเท่านั้น หมายความว่าโครงการเหล่านี้ยังได้รับเงินอุดหนุนในอัตราที่สูงกว่าต้นทุนจริงราว 5-10 เท่า

2. ต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี ไม่มีวันสิ้นสุด

อีกปัญหาที่พ่วงมากับสัญญา Adder คือกลไกการต่อสัญญาอัตโนมัติ เมื่อครบระยะเวลาสนับสนุน Adder ตามเชื้อเพลิง (7-10 ปี) โครงการสามารถต่ออายุสัญญาอัตโนมัติได้รอบละ 5 ปี ต่อเนื่องไปจนกว่าโรงไฟฟ้าจะครบอายุใช้งาน (20-25 ปี) โดยเปลี่ยนมารับซื้อไฟในราคาค่าไฟขายส่งเฉลี่ย + ค่า Ft ขายส่งเฉลี่ยแทน ซึ่งยังคงสูงเกินกว่า 3 บาทต่อหน่วย

จากการสำรวจโรงไฟฟ้าที่ยังอยู่ในระบบสัญญา Adder ทั้งหมด 566 โครงการ พบว่ามีถึง 522 โครงการ หรือคิดเป็น 92% ที่หมดช่วงได้รับ Adder ไปแล้ว แต่ยังอยู่ในสถานะต่อสัญญาอัตโนมัติ ตัวเลขนี้ชี้ให้เห็นว่าปัญหาของระบบ Adder ในวันนี้ ไม่ได้อยู่ที่โครงการที่ยังได้รับเงินอุดหนุนโดยตรงเท่านั้น แต่อยู่ที่กลไกต่อสัญญาที่ทำให้โรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ยังคงขายไฟในราคาที่สูงกว่าตลาดต่อไปอีกนาน โดยไม่มีกำหนดสิ้นสุดที่ชัดเจนนอกจากวันที่โรงไฟฟ้าจะหมดอายุใช้งานจริง

3. ภาระที่ส่งผ่านมาถึงบิลค่าไฟของประชาชนทุกเดือน

ต้นทุนค่า Adder ทั้งหมดนี้ไม่ได้ตกอยู่กับหน่วยงานใดหน่วยงานหนึ่ง แต่ถูกผลักเข้าไปอยู่ในค่า Ft ที่ประชาชนจ่ายในบิลค่าไฟฟ้าทุกเดือน คิดเป็นภาระประมาณ 13-17 สตางค์ต่อหน่วย

จากเอกสารสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของ กฟผ. เมื่อนำประมาณการเงินอุดหนุน Adder สำหรับโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP มารวมกันตั้งแต่ปี 2551 ถึง 2568 พบว่ามีจำนวณเงินถึง 344,996.84 ล้านบาท แค่เฉพาะปี 2568 ปีเดียว มีการจ่ายค่า Adder ไปแล้ว 14,487.09 ล้านบาท ซึ่งทั้งหมดนี้ส่งผ่านมายังบิลค่าไฟของประชาชนที่เราต้องจ่ายในทุกๆ เดือน

สำรวจโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสัญญา Adder จำนวน 566 โครงการ 3,977.56 เมกะวัตต์ ที่ยังอยู่ในระบบ

จากฐานข้อมูลโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) และโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กมาก (VSPP) ของ กกพ. ณ เดือนธันวาคม 2568 พบว่ายังมีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่อยู่ในสัญญา Adder และยังอยู่ในระบบทั้งหมด 566 โครงการ กำลังผลิตรวม 3,977.56 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) 2,429.34 เมกะวัตต์ (53 โครงการ) และโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กมาก (VSPP) 1,548.22 เมกะวัตต์ (513 โครงการ) แยกตามประเภทพลังงาน ได้ดังนี้

• พลังงานลม รวม 32 โครงการ (1,473.87 เมกะวัตต์) คาดว่าจะทยอยออกจากระบบในปี 2577-2589
• พลังงานแสงอาทิตย์ รวม 296 โครงการ (1,326.03 เมกะวัตต์) คาดว่าจะทยอยออกจากระบบในปี 2574-2591
• เชื้อเพลิงชีวมวล รวม 43 โครงการ (566.62 เมกะวัตต์) คาดว่าจะทยอยออกจากระบบในปี 2568-2590
• เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ รวม 163 โครงการ (333.88 เมกะวัตต์) คาดว่าจะทยอยออกจากระบบในปี 2571-2590
• เชื้อเพลิงขยะ รวม 32 โครงการ (277.16 เมกะวัตต์) คาดว่าจะทยอยออกจากระบบในปี 2575-2590

จากข้อมูลจะพบว่า โครงการพลังงานลม มีกำลังการผลิตตามสัญญาอยู่ในระบบมากที่สุด และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ หากนับจากวันที่จ่ายไฟเข้าระบบ (COD) ไปจนครบอายุโรง 25 ปี จะออกจากระบบช้าที่สุดในปี 2591 เนื่องจากมีโครงการที่เพิ่ง COD ไปในปี 2566 โดยโครงการนี้จะขายไฟฟ้าโดยได้รับ Adder เพิ่ม 6.5 บาท/หน่วยไปจนถึงปี 2575 และหากไม่มีการเปลี่ยนแปลงสัญญา จะสามารถต่อสัญญาอัตโนมัติรอบละ 5 ปี ต่อเนื่องไปได้จนถึงปี 2591 ซึ่งเป็นปีที่โรงไฟฟ้าครบอายุการใช้งาน 25 ปี

โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสัญญา Adder ปัจจุบัน ยังอยู่ในช่วงได้รับ Adder กี่โครงการ และอยู่ในรอบต่อสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี กี่โครงการ

JustPow จัดกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ที่ได้รับสัญญาซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Adder ที่อยู่ในระบบปัจจุบัน ทั้ง 566 โครงการ โดยนับจากปีที่จ่ายไฟเข้าระบบ (COD) จนถึงปัจจุบัน (สิ้นปี 2568) ว่าแต่ละโครงการอยู่ในช่วงใดของสัญญา โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่มหลัก คือ กลุ่มที่ 1 ยังได้รับ Adder (ยังอยู่ในช่วงระยะเวลาสนับสนุนตามสัญญาแรก 7-10 ปี) และ กลุ่มที่ 2 หมดสัญญา Adder แล้ว แต่ได้รับการต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี ซึ่งแบ่งย่อยตามจำนวนรอบที่ได้ต่อสัญญาไปแล้ว โดยมีรายละเอียด ดังนี้

1. กลุ่มที่ 1: ยังได้รับ Adder รวม 44 โครงการ (1,507.15 เมกะวัตต์) 

2. กลุ่มที่ 2: หมดสัญญา Adder แล้ว ต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี รวม 522 โครงการ (2,470.42 เมกะวัตต์) แบ่งย่อยตามรอบที่ต่อสัญญาไปแล้ว ได้แก่

2.1: ต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี รอบที่ 1 รวม 329 โครงการ (1,916.27 เมกะวัตต์)

2.2: ต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี รอบที่ 2 รวม 156 โครงการ (400.81 เมกะวัตต์)

2.3: ต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี รอบที่ 3 รวม 37 โครงการ (153.34 เมกะวัตต์)

จากข้อมูลจะพบว่า กว่า 92% ของโครงการทั้งหมดถูกจัดอยู่ในกลุ่มที่ 2 ที่หมดสัญญา Adder แล้ว แต่ยังได้รับการต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี ดังนั้น หากจะแก้ปัญหาสัญญา Adder ให้ครอบคลุมที่สุด มาตรการที่ออกแบบมาจะต้องครอบคลุมถึงกลุ่มสัญญาต่ออายุอัตโนมัติด้วย ไม่ใช่แค่กลุ่มที่ยังได้รับ Adder โดยตรงเท่านั้น เพราะเป็นกลุ่มที่มีจำนวนโครงการมากกว่าหลายเท่าตัว

3 ฉากทัศน์ของการยกเลิกหรือแก้ไขสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบสัญญา Adder

จากการจัดกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสัญญา Adder ที่อยู่ในระบบปัจจุบัน แบ่งได้เป็น 2 กลุ่มหลัก คือ กลุ่มที่ 1 ยังได้รับ Adder (ยังอยู่ในช่วงระยะเวลาสนับสนุนตามสัญญาแรก 7-10 ปี) และ กลุ่มที่ 2 หมดสัญญา Adder แล้ว ต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี JustPow จำลองความเป็นไปได้ของนโยบายที่อาจเกิดขึ้นออกเป็น 3 ฉากทัศน์ เพื่อคำนวณผลกระทบทางการเงิน และประเมินความเป็นไปได้ของแต่ละแนวทาง ดังนี้

ฉากทัศน์ที่ 1: รับซื้อไฟจากโครงการที่ยังได้รับ Adder และโครงการที่ต่อสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี จนครบตามรอบสัญญาทั้งหมด

โดยจะรับซื้อไฟจากโครงการที่ยังได้รับ Adder (กลุ่ม 1) ครบ 7 หรือ 10 ปีตามประเภทพลังงาน และโครงการที่ต่อสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี (กลุ่ม 2) รับซื้อต่อไปจนครบตามรอบสัญญาปัจจุบันของแต่ละโครงการ

ฉากทัศน์ที่ 2: ขอแก้ไขสัญญาเพื่อเปลี่ยนราคารับซื้อของโครงการที่ยังได้รับ Adder และโครงการที่ต่อสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี มาใช้ราคาแบบสัญญา FiT จนหมดอายุโครงการ 25 ปี

โดยจะเปลี่ยนราคารับซื้อของทั้งโครงการที่ยังได้รับ Adder และโครงการที่ต่อสัญญาอัตโนมัติ มาใช้ราคาแบบสัญญา FiT แทน ตั้งแต่ตอนนี้ไปจนกว่าโครงการจะหมดอายุการใช้งาน (25 ปี) และคำนวณว่าจะมีส่วนต่างทางการเงินเท่าไหร่เมื่อเทียบกับการจ่ายแบบเดิมตามสัญญา Adder ไปตลอดอายุโครงการ เช่น โครงการที่ขายไฟมาแล้ว 13 ปี จะเหลือสัมปทานอีก 12 ปี จึงจะครบอายุการใช้งาน 25 ปี จะก็จะคำนวณว่าหากเปลี่ยนมาใช้ราคา FiT ซื้อไฟในระยะเวลาสัมปทานที่เหลืออยู่ 12 ปีนี้จะคิดเป็นเงินจำนวนเท่าไหร่

ฉากทัศน์ที่ 3: ยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าทั้งในรูปแบบ Adder และสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี ทั้งหมดทันที

โดยจะยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าทั้งในรูปแบบ Adder และสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี ทั้งหมดทันที ส่งผลให้การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเหล่านี้สิ้นสุดลง แต่มีความเสี่ยงทั้งเรื่องไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่อยู่ในระบบ และอาจจะเกิดการฟ้องร้องจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้

ความแตกต่างระหว่างฉากทัศน์ที่ 1 และฉากทัศน์ที่ 2 อยู่ที่กรอบเวลาที่นำมาคำนวณ โดยฉากทัศน์ที่ 1 คำนวณเงินที่ต้องจ่ายจนครบรอบสัญญาปัจจุบันเท่านั้น เช่น หากโครงการอยู่ในกลุ่ม 2.1 (ต่อสัญญา 5 ปี รอบที่ 1) โดยต่อสัญญามาแล้ว 2 ปี เหลืออีก 3 ปีจะครบรอบ 5 ปี จะคำนวณเงินที่ต้องจ่ายแค่ในช่วงที่เหลือ 3 ปีเท่านั้น ไม่นับรวมการต่อสัญญารอบถัดๆ ไปที่อาจเกิดขึ้นอีกในอนาคต ส่วนฉากทัศน์ที่ 2 คำนวณเปรียบเทียบการซื้อซื้อไฟฟ้าไปจนกว่าโครงการจะหมดอายุใช้งานจริง (25 ปีนับจาก COD) โดยนับอายุสัมปทานที่เหลือจากปีปัจจุบันที่ใข้เป็นฐานในการคำนวณ (ปี 2568) ลบด้วยจำนวนปีที่ขายไฟมาแล้วทั้งหมด (รวมทั้งช่วง Adder และช่วงต่อสัญญาอัตโนมัติ) เช่น โครงการที่ขายไฟมาแล้ว 13 ปี จะเหลืออายุสัญญาอีก 12 ปี แล้วจึงคำนวณเปรียบเทียบส่วนต่างระหว่างการรับซื้อแบบต่อสัญญาอัติโนมัติแบบเดิมกับราคา FiT ตลอดช่วงอายุสัญญาที่เหลือ

การกำหนดวิธีการที่ใช้ในการคำนวณเพื่อสร้างสมมติฐานในแต่ละฉากทัศน์

การคำนวณการรับซื้อไฟฟ้าที่ต้องจ่ายในแต่ละโครงการ เพื่อประเมินผลกระทบทางการเงินในแต่ละฉากทัศน์ จะแบ่งเป็น 2 ขั้นตอนหลัก ได้แก่

ขั้นที่ 1: แปลงกำลังผลิตตามสัญญาให้เป็นไฟที่ผลิตได้จริงต่อปี เพื่อคำนวณว่าโรงไฟฟ้าจะผลิตไฟได้จริงกี่หน่วยต่อปี

ข้อมูลแต่ละโครงการจะระบุแค่กำลังการผลิตตามสัญญาโดยมีหน่วยเป็นเมกะวัตต์ต่อโครงการ แต่โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนนั้นไม่ได้ผลิตไฟเต็มกำลังตลอด 24 ชั่วโมง แต่ขึ้นอยู่กับปัจจัยต่างๆ เช่น สภาพอากาศ จึงต้องแปลงกำลังผลิตให้เป็นปริมาณไฟฟ้าที่คาดว่าจะผลิตได้จริงใน 1 ปี การคำนวณมี 3 ขั้นตอน คือ

1. แปลงกำลังผลิตจาก MW เป็น kW โดยคูณ 1,000

2. คำนวณไฟฟ้าที่ผลิตได้ต่อวัน โดยนำกำลังผลิต (kW) คูณกับจำนวนชั่วโมงเฉลี่ยที่โรงไฟฟ้าสามารถผลิตไฟได้ต่อวัน (Capacity Factor) ซึ่งแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง โดยกำหนดได้ ดังนี้

• แสงอาทิตย์ ผลิตไฟได้ประมาณ 4 ชั่วโมง/วัน
• ลม ผลิตไฟได้ประมาณ 4.8 ชั่วโมง/วัน
• ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ผลิตไฟได้ประมาณ 20 ชั่วโมง/วัน

3. แปลงเป็นไฟฟ้าที่ผลิตได้ต่อปี โดยนำปริมาณไฟฟ้าต่อวันคูณ 365 วัน

ตัวอย่างเช่น หากเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานลมขนาด 5 MW

1. 5 MW × 1000 = 5,000 kW

2. 5,000 kW × 4.8 = 24,000 kWh/วัน

3. 24,000 kWh/วัน × 365 วัน = 8,760,000 kWh/ปี 

กล่าวคือ โรงไฟฟ้าลมขนาด 5 MW จะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 8.76 ล้านหน่วยต่อปี ซึ่งเป็นตัวเลขที่ใช้คำนวณเงินค่าซื้อไฟที่แต่ละโครงการได้รับ ตามขั้นตอนที่ 2 ดังนี้

ขั้นที่ 2: จัดกลุ่มคำนวณเงินที่ต้องจ่ายตามรูปแบบสัญญา

เมื่อทราบว่าแต่ละโครงการผลิตไฟได้กี่หน่วยต่อปีแล้ว ขั้นต่อไปคือ จัดกลุ่มว่าโครงการนั้นอยู่ในรูปแบบสัญญาแบบไหน เพราะแต่ละกลุ่มได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เท่ากัน การจัดกลุ่มจะนับตั้งแต่ปีที่จ่ายไฟเข้าระบบ (COD) จนถึงปัจจุบัน (นับถึงปี 2568 เนื่องจากโครงการ SPP/VSPP ในฐานข้อมูลเป็นโครงการที่อยู่ในระบบ ณ เดือนธันวาคม 2568 และยังไม่มีข้อมูลว่าในปี 2569 จะมีโครงการเข้าสู่ระบบหรือออกจากระบบเพิ่มเติมจำนวนเท่าใด) 

หากปัจจุบันยังอยู่ในช่วงอายุสัญญา Adder (7-10 ปี แล้วแต่ประเภทพลังงาน) จะอยู่ในกลุ่มที่ 1 หากปัจจุบันหมดสัญญา Adder แล้ว แต่ยังขายไฟต่อภายใต้เงื่อนไขต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี จะอยู่ในกลุ่มที่ 2 จากนั้นนำปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ต่อปีไปคูณกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าของแต่ละกลุ่ม ได้แก่

• กลุ่มที่ 1: คำนวณโดยใช้อัตรา Adder ตามประเภทพลังงาน + ค่าไฟขายส่งเฉลี่ย 

ตัวอย่างเช่น พลังงานลมจะได้อัตรา Adder 3.5 บาท + ค่าไฟขายส่งเฉลี่ย 3.1617 บาท = 7.1170 บาท/หน่วย ดังนั้น โครงการลมขนาด 5 MW ที่ผลิตไฟได้ 8,760,000 หน่วยต่อปี จะได้รับเงินประมาณ 8,760,000 × 7.1170 = 62.34 ล้านบาทต่อปี

• กลุ่มที่ 2: คำนวณโดยใช้ค่าไฟขายส่งเฉลี่ย + ค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย

ทุกโครงการที่อยู่ในกลุ่ม 2 ไม่ว่าจะประเภทพลังงานไหน จะได้รับค่าซื้อไฟฟ้าในอัตราค่าไฟขายส่งเฉลี่ย 3.1617 บาท + ค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย 0.10535 บาท = 3.2671 บาท/หน่วย โดยไม่ได้รับ Adder แยกตามประเภทพลังงานแล้ว ดังนั้น โครงการลมขนาด 5 MW เดียวกันนี้ถ้าอยู่ในช่วงต่อสัญญา 5 ปี จะได้รับเงินลดลงเหลือประมาณ 8,760,000 × 3.2671 = 28.62 ล้านบาทต่อปี

ทั้งนี้ การคำนวณทั้งหมดใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยที่ 3.1617 บาท/หน่วย และค่า Ft ขายส่งเฉลี่ยของ กฟน. และ กฟภ. เดือนมกราคม-เมษายน 2569 เฉลี่ยที่ 10.535 สตางค์/หน่วย เป็นสมมติฐานคงที่ตลอดช่วงเวลาที่คำนวณ

ฉากทัศน์ที่ 1: ซื้อไฟตามสัญญาเดิมจนครบรอบสัญญาปัจจุบัน

ฉากทัศน์นี้คือการยังคงการซื้อไฟตามสัญญาเดิมไปจนครบรอบสัญญา (ไม่ใช่อายุโครงการ) เพื่อหลีกเลี่ยงปัญหาการถูกฟ้องร้องจากการยกเลิกหรือปรับเปลี่ยนสัญญา โดยจะรับซื้อไฟจากโครงการที่ยังได้รับ Adder (กลุ่ม 1) ครบ 7 หรือ 10 ปีตามประเภทพลังงาน และโครงการที่ต่อสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี (กลุ่ม 2) รับซื้อต่อไปจนครบตามรอบสัญญาปัจจุบันของแต่ละโครงการ แต่จะไม่มีการต่อสัญญาอัตโนมัติอีกหลังจากครบรอบสัญญาปัจจุบัน ทั้งโครงการที่ยังได้รับ Adder (กลุ่ม 1) และโครงการที่มีการต่อสัญญาอัตโนมัติไปแล้วไม่ว่ารอบที่เท่าใดก็ตาม 

สามารถคำนวณเงินที่ต้องจ่ายให้โครงการในแต่ละกลุ่มได้ ดังนี้ 

กลุ่มที่ 1: โรงไฟฟ้าที่ยังได้รับ Adder รวม 44 โครงการ (1,507.15 เมกะวัตต์) หากซื้อไฟจนครบรอบสัญญา (7 หรือ 10 ปี ตามประเภทพลังงาน แต่หลังจากนั้นจะไม่มีการต่อสัญญาอัตโนมัติ) จะต้องจ่ายประมาณ 35,838.49 ล้านบาท โดยโครงการแบ่งตามประเภทพลังงานที่จะได้รับเงินมากที่สุดคือ พลังงานลม ประมาณ 29,400.56 ล้านบาท เนื่องจากมีกำลังการผลิตตามสัญญามากที่สุดในกลุ่มนี้ และมีระยะเวลาสนับสนุน Adder นานถึง 10 ปี ส่วนโครงการที่จะได้รับเงินน้อยที่สุดคือ พลังงานแสงอาทิตย์ ประมาณ 103.19 ล้านบาท แม้จะมีกำลังการผลิตรวม 95.99 เมกะวัตต์ ซึ่งมากกว่าโครงการจากเชื้อเพลิงขยะและก๊าซชีวภาพในกลุ่มเดียวกัน แต่พลังงานแสงอาทิตย์มีชั่วโมงที่ผลิตไฟได้น้อยกว่า เพียง 4 ชั่วโมงต่อวัน ทำให้ปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้จริงน้อยกว่า เงินจะได้รับจากการคำนวณจึงน้อยไปด้วยเช่นกัน

กลุ่มที่ 2: หมดสัญญา Adder แล้ว แต่อยู่ในการต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี รวม 522 โครงการ (2,470.42 เมกะวัตต์) หากซื้อไฟจนครบรอบสัญญา (5 ปี แต่หลังจากนั้นจะไม่มีการต่อสัญญาอัตโนมัติในรอบต่อไป) จะต้องจ่ายประมาณ 71,727.15 ล้านบาท โดยโครงการแบ่งตามประเภทพลังงานที่จะได้รับเงินมากที่สุดคือ ชีวมวล ประมาณ 29,167.42 ล้านบาท ส่วนโครงการที่จะได้รับเงินน้อยที่สุดคือ พลังงานลม ประมาณ 1,876.00 ล้านบาท และแบ่งตามรอบการต่อสัญญา ได้ดังนี้

• กลุ่มที่ 2.1: ต่อสัญญาฯ รอบที่ 1 รวม 329 โครงการ (1,916.27 เมกะวัตต์) จะต้องจ่ายประมาณ 37,354.59 ล้านบาท โครงการแบ่งตามประเภทพลังงานที่จะได้รับเงินมากที่สุดคือ ขยะ ประมาณ 13,405.78 ล้านบาท
• กลุ่มที่ 2.2: ต่อสัญญาฯ รอบที่ 2 รวม 156 โครงการ (400.81 เมกะวัตต์) จะต้องจ่ายประมาณ 22,542.06 ล้านบาท โครงการแบ่งตามประเภทพลังงานที่จะได้รับเงินมากที่สุดคือ ชีวมวล ประมาณ 14,500 ล้านบาท
• กลุ่มที่ 2.3: ต่อสัญญาฯ รอบที่ 3 รวม 37 โครงการ (153.34 เมกะวัตต์) จะต้องจ่ายประมาณ 11,830.50 ล้านบาท โครงการแบ่งตามประเภทพลังงานที่จะได้รับเงินมากที่สุดคือ ชีวมวล ประมาณ 9,205.89 ล้านบาท

รวม 2 กลุ่มในฉากทัศน์ที่ 1 นี้ หากซื้อไฟจนครบรอบสัญญาจะต้องจ่ายเงินรวมประมาณ 107,565.64 ล้านบาท โดยโครงการสุดท้ายที่ครบรอบสัญญาในกลุ่ม 1 (ยังได้รับ Adder) จะสิ้นสุดในปี 2575 และโครงการสุดท้ายที่ครบรอบสัญญาในกลุ่ม 2 (ต่อสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี) จะสิ้นสุดในปี 2572

ฉากทัศน์ที่ 2: ปรับราคารับซื้อเป็นแบบ FiT จนกว่าโครงการจะหมดอายุ

ฉากทัศน์นี้จำลองว่าทุกโครงการที่ยังขายไฟภายใต้ระบบ Adder ไม่ว่าจะยังอยู่ในช่วงได้รับ Adder หรือหมด Adder แล้วแต่ยังต่อสัญญาอัตโนมัติ จะเปลี่ยนมาใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff (FiT) ตั้งแต่ปัจจุบัน (จากสมมติฐานคือการนับจากสิ้นปี 2568 เนื่องจากโครงการ SPP/VSPP ในฐานข้อมูลเป็นโครงการที่อยู่ในระบบ ณ เดือนธันวาคม 2568 และยังไม่มีข้อมูลว่าในปี 2569 จะมีโครงการเข้าสู่ระบบหรือออกจากระบบเพิ่มเติมจำนวนเท่าใด) ไปจนสิ้นสุดอายุโครงการคือ 25 ปี โดยในการคำนวณระยะเวลาสัมปทานที่เหลือ จะคำนวณจากหลักคิดที่ว่าโรงไฟฟ้าทั้งหมดมีอายุโครงการ 25 ปี หักลบด้วยระยะเวลาที่แต่ละโรงไฟฟ้าจ่ายไฟเข้าระบบ (COD) ภายใต้รูปแบบสัญญา Adder และแบบที่ต่อสัญญาอัตโนมัติจนถึงปี 2568 หลือเป็นระยะเวลาที่แต่ละโรงไฟฟ้าจะได้สัมปทานต่อภายใต้ฉากทัศน์ที่ 2 นี้ เพื่อนำไปคำนวณจำนวนเงินที่จะต้องจ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าต่อไป

ตัวอย่างเช่น โครงการที่ขายไฟมาแล้ว 13 ปี นับตั้งแต่ COD จนถึงปี 2568 จากนี้จะเหลือสัมปทานอีก 12 ปี จึงจะครบอายุการใช้งาน 25 ปี จะก็จะคำนวณว่าหากเปลี่ยนมาใช้ราคา FiT ซื้อไฟในระยะเวลาสัมปทานที่เหลืออยู่ 12 ปีนี้จะคิดเป็นเงินจำนวนเท่าไหร่ สามารถคำนวณเงินที่ต้องจ่ายให้โครงการแต่ละกลุ่มได้ ดังนี้

กลุ่มที่ 1: ยังได้รับ Adder รวม 44 โครงการ (1,507.15 เมกะวัตต์) หากเปลี่ยนมาใช้อัตรา FiT โครงการกลุ่มนี้จะได้รับเงินค่าซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตลอดอายุโครงการ รวมประมาณ 177,369.72 ล้านบาท เทียบกับการคงสัญญา Adder แบบเดิมไว้ ซึ่งจะได้รับ 221,282.45 ล้านบาท คิดเป็นส่วนต่างที่ลดลงประมาณ 43,912.73 ล้านบาท เมื่อแยกโครงการตามประเภทพลังงาน พบว่าโครงการพลังงานลม มีส่วนต่างมากที่สุด ซึ่งหมายความว่าโรงไฟฟ้าพลังงานลมจะได้รับเงินลดลงมากที่สุด ประมาณ 22,515.31 ล้านบาท ส่วนเชื้อเพลิงขยะ มีส่วนต่างน้อยที่สุด ประมาณ 2,031.08 ล้านบาท

กลุ่มที่ 2: หมดสัญญา Adder แล้ว แต่อยู่ในการต่อสัญญาอัตโนมัติครั้งละ 5 ปี รวม 522 โครงการ (2,470.42 เมกะวัตต์) หากเปลี่ยนมาใช้อัตรา FiT โครงการกลุ่มนี้จะได้รับเงินค่าซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตลอดอายุโครงการ รวมประมาณ 300,937.47 ล้านบาท เทียบกับการคงสัญญา Adder แบบต่ออายุเดิมไว้จะได้รับ 407,173.37 ล้านบาท คิดเป็นส่วนต่างที่ลดลงประมาณ 106,235.90 ล้านบาท เมื่อแยกโครงการตามประเภทพลังงาน พบว่าโครงการเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ มีส่วนต่างมากที่สุด ซึ่งหมายความว่าโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจะได้รับเงินลดลงมากที่สุด ประมาณ 34,756.16 ล้านบาท ส่วนพลังงานลม มีส่วนต่างน้อยที่สุด ประมาณ 726.82 ล้านบาท และแบ่งตามรอบการต่อสัญญา ได้ดังนี้ 

• กลุ่มที่ 2.1: ต่อสัญญาฯ รอบที่ 1 รวม 329 โครงการ (1,916.27 เมกะวัตต์) จะเกิดส่วนต่างรวม 70,162.74 ล้านบาท ซึ่งโครงการพลังงานแสงอาทิตย์จะมีส่วนต่างมากที่สุด ประมาณ 25,647.54 ล้านบาท
• กลุ่มที่ 2.2: ต่อสัญญาฯ รอบที่ 2 รวม 156 โครงการ (400.81 เมกะวัตต์) จะเกิดส่วนต่างรวม 29,908.73 ล้านบาท ซึ่งโครงการชีวมวลจะมีส่วนต่างมากที่สุด ประมาณ 14,759.90 ล้านบาท
• กลุ่มที่ 2.3: ต่อสัญญาฯ รอบที่ 3 รวม 37 โครงการ (153.34 เมกะวัตต์) จะเกิดส่วนต่างรวม 6,164.42 ล้านบาท ซึ่งโครงการชีวมวลจะมีส่วนต่างมากที่สุด ประมาณ 4,234.68 ล้านบาท

รวม 2 กลุ่มในฉากทัศน์ที่ 2 นี้ หากเปลี่ยนมาใช้อัตรา FiT ตั้งแต่ปัจจุบันไปจนสิ้นสุดอายุโครงการ 25 ปี จะมีส่วนต่างประมาณ 150,148.63 ล้านบาท โดยโครงการสุดท้ายในกลุ่มที่ 1 จะออกจากระบบภายในปี 2591 และโครงการสุดท้ายในกลุ่ม 2 จะออกจากระบบภายในปี 2586 นอกจากนี้ พบว่าโครงการในกลุ่มที่ 2 รวมกันคิดเป็น 70.75% ของส่วนต่างทั้งหมด ชี้ให้เห็นว่า หากต้องการลดภาระการรับซื้อไฟฟ้าในระยะยาว การพิจารณาเฉพาะโครงการที่ยังได้รับ Adder อาจไม่เพียงพอ เพราะกว่า 70% ของส่วนต่างทั้งหมดอยู่ในกลุ่มที่หมด Adder แล้วแต่ยังต่อสัญญาอัตโนมัติ และเป็นจุดที่ควรได้รับการพิจารณาหากมีการทบทวนนโยบายรับซื้อไฟฟ้าในอนาคต

ฉากทัศน์ที่ 3: ยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าทั้งกลุ่มที่ยังได้รับ Adder และกลุ่มที่อยู่ในการต่อสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี ทั้งหมดทันที

ฉากทัศน์นี้คือการยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าทั้งในรูปแบบ Adder (กลุ่ม 1) และสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี (กลุ่ม 2) ทั้งหมดทันที โดยที่ระยะเวลาสัมปทานของทุกโครงการจะสิ้นสุดลงทันทีเมื่อมีมติยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้า

ฉากทัศน์นี้ แม้จะทำให้ประเด็นภาระการทางเงินจากค่า Adder 13-17 สตางค์ที่ประชาชนต้องจ่ายในบิลค่าไฟหายไปในทันที แต่ก็เป็นฉากทัศน์ที่มีความเสี่ยงทั้งในแง่ระบบไฟฟ้าที่จะไม่มีการจ่ายไฟจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในสัญญา Adder เข้าระบบ และในด้านกฎหมาย เนื่องจากเป็นการยกเลิกสัญญาที่ผูกพันตามกฎหมายฝ่ายเดียว ซึ่งอาจเกิดการฟ้องร้องจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนซึ่งเป็นเจ้าของโครงการได้ฐานผิดสัญญา 

เทียบโครงการที่ได้ Adder กับ FiT จาก RE Big Lot

นอกจากสัญญา Adder แล้ว ประเทศไทยยังมีโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565-2573 หรือ ‘RE Big Lot’ ซึ่งเปิดรับซื้อไปแล้ว 2 รอบ รวมกำลังการผลิตที่ผ่านการคัดเลือกประมาณ 6,997.66 เมกะวัตต์

JustPow นำรายชื่อโครงการที่ได้รับ Adder มาจับคู่กับรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกใน RE Big Lot ทั้ง 2 รอบ เพื่อดูว่าโครงการที่เคยได้ประโยชน์จากสัญญา Adder เดิม เป็นกลุ่มเดียวกับที่ได้โควตาในโครงการรับซื้อไฟฟ้าหมุนเวียนแบบ FiT รอบใหม่นี้หรือไม่ โดยจะดูเฉพาะชื่อโครงการที่ตรงกันเท่านั้น ไม่ได้ดูถึงโครงสร้างผู้ถือหุ้นในบริษัท ซึ่งบริษัทแม่หนึ่งรายอาจตั้งบริษัทลูกหลายบริษัทที่ชื่อต่างกันเพื่อยื่นขอ Adder และ RE Big Lot แยกโครงการ ตัวเลขนี้จึงเป็นเพียงการตั้งข้อสังเกตจากรายชื่อเท่านั้น ไม่ได้สะท้อนความเป็นเจ้าของอย่างครบถ้วน

จากฐานข้อมูล Adder ทั้ง 566 โครงการ พบโครงการที่ใช้ชื่อเดียวกับโครงการที่ผ่านคัดเลือก RE Big Lot อย่างน้อย 9 โครงการ ดังนี้

1. โครงการ บริษัท ไทย โซล่าร์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด (มหาชน) ได้รับ Adder ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 8 เมกะวัตต์ ผ่านคัดเลือก RE Big Lot ภายใต้ชื่อนี้ 13 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 123.86 เมกะวัตต์ ถ้ารวมทั้ง Adder และ RE Big Lot จะมีกำลังการผลิตรวม 131.86 เมกะวัตต์
2. โครงการ บริษัท บางกอกโซลาร์ พาวเวอร์ จำกัด ได้รับ Adder ภายใต้ชื่อนี้ 15 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 35.02 เมกะวัตต์ ผ่านคัดเลือก RE Big Lot ภายใต้ชื่อนี้ 3 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 14 เมกะวัตต์ ถ้ารวมทั้ง Adder และ RE Big Lot จะมีกำลังการผลิตรวม 49.02 เมกะวัตต์
3. โครงการ บริษัท บีซีพีจี จำกัด (มหาชน) ได้รับ Adder ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 30 เมกะวัตต์ ผ่านคัดเลือก RE Big Lot ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 1.5 เมกะวัตต์ ถ้ารวมทั้ง Adder และ RE Big Lot จะมีกำลังการผลิตรวม 31.5 เมกะวัตต์
4. โครงการ บริษัท บีเอสอี เพาเวอร์ ได้รับ Adder ภายใต้ชื่อนี้ 3 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 15 เมกะวัตต์ ผ่านคัดเลือก RE Big Lot ภายใต้ชื่อนี้ 3 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 5.96 เมกะวัตต์ ถ้ารวมทั้ง Adder และ RE Big Lot จะมีกำลังการผลิตรวม 20.96 เมกะวัตต์
5. โครงการ บริษัท แอ๊ดวานซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด ได้รับ Adder ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล รวม 8 เมกะวัตต์ ผ่านคัดเลือก RE Big Lot ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 7.51 เมกะวัตต์ ถ้ารวมทั้ง Adder และ RE Big Lot จะมีกำลังการผลิตรวม 15.51 เมกะวัตต์
6. โครงการ บริษัท ซุปเปอร์ เอิร์ธ เอนเนอร์ยี จำกัด ได้รับ Adder ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นเชื้อเพลิงขยะ รวม 9 เมกะวัตต์ ผ่านคัดเลือก RE Big Lot ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 6 เมกะวัตต์ ถ้ารวมทั้ง Adder และ RE Big Lot จะมีกำลังการผลิตรวม 15 เมกะวัตต์
7. โครงการ บริษัท บางเขนชัย จำกัด ได้รับ Adder ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 8 เมกะวัตต์ ผ่านคัดเลือก RE Big Lot ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 6 เมกะวัตต์ ถ้ารวมทั้ง Adder และ RE Big Lot จะมีกำลังการผลิตรวม 14 เมกะวัตต์
8. โครงการ บริษัท อัลไลแอนซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด ได้รับ Adder ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นเชื้อเพลิงขยะ รวม 4.5 เมกะวัตต์ ผ่านคัดเลือก RE Big Lot ภายใต้ชื่อนี้ 2 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 9.16 เมกะวัตต์ ถ้ารวมทั้ง Adder และ RE Big Lot จะมีกำลังการผลิตรวม 13.66 เมกะวัตต์
9. โครงการ บริษัท บีซีพีจี วินด์ (ลิกอร์) จำกัด จำกัด ได้รับ Adder ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นพลังงานลม รวม 8.97 เมกะวัตต์ ผ่านคัดเลือก RE Big Lot ภายใต้ชื่อนี้ 1 โครงการเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ รวม 4.51 เมกะวัตต์ ถ้ารวมทั้ง Adder และ RE Big Lot จะมีกำลังการผลิตรวม 13.48 เมกะวัตต์

รวม 9 โครงการ มีกำลังการผลิตในสัญญาแบบ Adder รวม 126.49 เมกะวัตต์ และอยู่ใน RE Big Lot อีก 178.5 เมกะวัตต์ แม้แต่ละโครงการจะมาจากประเภทพลังงานที่หลากหลาย ทั้งขยะ ลม และชีวมวล แต่เมื่อปรากฏชื่อใน RE Big Lot กลับขายไฟผ่านโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทั้งหมด อาจมาจากเทคโนโลยีโซลาร์เซลล์ในปัจจุบันที่ถูกลงกว่าเดิมมหาศาล และผลิตไฟได้โดยไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง บริหารจัดการง่ายกว่าขยะและชีวมวล แต่ยังสามารถทำกำไรได้สูงและมั่นคงภายใต้ราคารับซื้อแบบ FiT ที่การันตีรายได้ไปอีก 25 ปี

อีกประเด็นที่น่าสนใจคือ บางบริษัทมีโครงการในระบบ Adder หลายโครงการอยู่แล้ว แต่ยังได้รับสิทธิในโครงการ RE Big Lot เพิ่มเติม เช่น บริษัท บางกอกโซลาร์พาวเวอร์ จำกัด ที่มีโครงการ Adder อยู่ 15 โครงการ และยังได้รับคัดเลือกใน RE Big Lot อีก 3 โครงการ หรือบริษัท ไทย โซล่าร์เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด (มหาชน) ที่มีโครงการ Adder 1 โครงการ แต่ได้รับคัดเลือกใน RE Big Lot อีกถึง 13 โครงการ ชี้ให้เห็นว่าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนบางรายยังได้ประโยชน์ในระบบรับซื้อไฟฟ้าจากทั้ง 2 นโยบาย แม้ว่ารูปแบบการรับซื้อจะเปลี่ยนไปก็ตาม

สรุป: เปรียบเทียบทั้ง 3 ฉากทัศน์ของการยกเลิกหรือแก้ไขการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบสัญญา Adder 

ฉากทัศน์ทั้ง 3 ที่ JustPow จำลองความเป็นไปได้ของนโยบายที่อาจเกิดขึ้น เพื่อคำนวณผลกระทบทางการเงิน และประเมินความเป็นไปได้ของแต่ละแนวทาง ได้แก่

• ฉากทัศน์ที่ 1: รับซื้อไฟจากโครงการที่ยังได้รับ Adder และโครงการที่ต่อสัญญา อัตโนมัติ 5 ปี จนครบตามรอบสัญญาทั้งหมด ผลคือจะต้องจ่ายประมาณ 107,565.64 ล้านบาท จนถึงปี 2575
• ฉากทัศน์ที่ 2: เปลี่ยนราคารับซื้อของโครงการที่ยังได้รับ Adder และโครงการที่ต่อสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี มาใช้ราคาแบบสัญญา FiT จนหมดอายุโครงการ 25 ปี ผลคือจะเกิดส่วนต่างที่ประหยัดได้ประมาณ 150,148.63 ล้านบาท จนถึงปี 2591
• ฉากทัศน์ที่ 3: ยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าทั้งในรูปแบบ Adder และสัญญาอัตโนมัติ 5 ปี ทั้งหมดทันที ส่งผลให้การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเหล่านี้สิ้นสุดลง แต่จะเสี่ยงถูกฟ้องร้องฐานผิดสัญญามากที่สุด

เมื่อเทียบตัวเลขทั้ง 3 ฉากทัศน์ ฉากทัศน์ที่ 1 คงสัญญาเดิมแต่จะรับซื้อไปจนครบรอบสัญญาเท่านั้น จะไม่มีการต่อสัญญาอัตโนมัติอีกหลังจากครบรอบสัญญาปัจจุบัน ทั้งโครงการที่ยังได้รับ Adder (กลุ่ม 1) และโครงการที่มีการต่อสัญญาอัตโนมัติไปแล้วไม่ว่ารอบที่เท่าใดก็ตาม ต้องจ่ายประมาณ 107,565.64 ล้านบาท 

ขณะที่ฉากทัศน์ที่ 2 ปรับราคารับซื้อเป็นราคาแบบ FiT แต่อายุของสัมปทานในแต่ละโครงการจะคิดจากอายุโครงการ 25 ปี หักลบด้วยระยะเวลาที่แต่ละโรงไฟฟ้าจ่ายไฟเข้าระบบ (COD) ภายใต้รูปแบบสัญญา Adder และที่ต่อสัญญาอัติโนมัติไปแล้ว ซึ่งจะประหยัดได้ถึง 150,148.63 ล้านบาท โดยไม่ต้องหยุดรับซื้อไฟ

ส่วนฉากทัศน์ที่ 3 ยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าทั้งหมดทันที ซึ่งอาจแลกมาด้วยไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจะหายไปจากระบบส่วนหนึ่ง และมีความเสี่ยงจะถูกฟ้องร้องจากเจ้าของโรงไฟฟ้าฐานผิดสัญญา

เมื่อเปรียบเทียบจำนวนเงินที่ต้องจ่ายกับจำนวนโครงการในแต่ละกลุ่ม จะพบว่า โครงการที่ยังได้รับ Adder แม้มีเพียง 44 โครงการ แต่มีมูลค่าทางการเงินต่อโครงการสูงกว่ากลุ่มที่หมด Adder แล้วอย่างชัดเจน ในฉากทัศน์ที่ 1 ซึ่งคำนวณเฉพาะรอบสัญญาปัจจุบัน กลุ่มที่ 1 มีภาระค่าใช้จ่ายเฉลี่ย 814.51 ล้านบาทต่อโครงการ ขณะที่กลุ่มที่ 2 ซึ่งมีถึง 522 โครงการ มีภาระเฉลี่ยเพียง 137.41 ล้านบาทต่อโครงการ หรือแตกต่างกันเกือบ 6 เท่า ขณะเดียวกันฉากทัศน์ที่ 2 ซึ่งคำนวณจนสิ้นสุดอายุโครงการ โดยหากเปลี่ยนราคารับซื้อเป็นแบบ FiT กลุ่มที่ 1 จะมีส่วนต่างเฉลี่ย 998.02 ล้านบาทต่อโครงการ ขณะที่กลุ่มที่ 2 มีส่วนต่างเฉลี่ย 203.52 ล้านบาทต่อโครงการ หรือแตกต่างกันเกือบ 5 เท่า 

ข้อมูลดังกล่าวสะท้อนว่าภาระทางการเงินอาจไม่ได้ขึ้นอยู่กับจำนวนโครงการเป็นหลัก แต่ขึ้นอยู่กับขนาดกำลังผลิตและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าของแต่ละโครงการ ส่งผลให้โครงการในกลุ่มที่ยังได้รับ Adder ซึ่งแม้มีจำนวนไม่มาก กลับมีมูลค่าทางการเงินต่อโครงการสูงกว่ากลุ่มอื่นอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น มาตราการในการแก้ไขปัญหาสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าหมุนเวียนรูปแบบ Adder นี้ ควรให้ความสำคัญกับมูลค่าทางการเงินต่อโครงการเพื่อประเมินว่าหากมีการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจะส่งผลต่อภาระของระบบและต่อประชาชนมากน้อยเพียงใด