ท่ามกลาง “ความจำเป็น” ของการที่ต้องดึงภาคเอกชนเข้ามาช่วยเสริมสถานะด้านกำลังการผลิตและความมั่นคงทางพลังงาน เพื่อลดข้อจำกัดด้านภาระการเงินและงบประมาณการลงทุนของหน่วยงานรัฐ และร่วมกันขับเคลื่อนบริการสาธารณูปโภคให้เข้าถึงครอบคลุมการใช้งานทั้งระดับครัวเรือนและภาคธุรกิจ-อุตสาหกรรมได้อย่างมีประสิทธิภาพ ในฝั่งของภาครัฐเอง จึงต้องหามาตรการอุดหนุนเพื่อสร้างแรงจูงใจดึงดูดเงินลงทุนจากเอกชน

หนึ่งในมาตรการดังกล่าว คือ การจ่ายค่าซื้อไฟฟ้าให้เอกชน (แม้จะไม่มีการผลิต) ซึ่งในส่วนของประเทศไทย มีข้อมูลจากเว็บไซต์การไฟฟ้าผ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) อธิบายความสำคัญเกี่ยวกับประเด็นการจ่ายค่าซื้อไฟฟ้าให้เอกชนโดยไม่มีการผลิตไว้ว่า

“ในการบริหารจัดการไฟฟ้า มีความจำเป็นที่จะต้องสรรหากระแสไฟฟ้าจากแหล่งผลิตไฟฟ้าต่างๆ เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการของประชาชน ทั้งจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. การนำเข้ากระแสไฟฟ้า และการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชน หลักการรับซื้อไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากเอกชน จะแบ่งจ่ายเป็น 2 ส่วน คือ ค่า AP และ EP (สำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว ซึ่งใช้กับโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติหรือถ่านหินนั้น เป็นแนวปฏิบัติในทางสากล)”

ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้า AP (Availability Payment) หรือค่าความพร้อมจ่าย เป็นค่าไฟฟ้าที่จ่ายให้โรงไฟฟ้าประเภทใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติหรือถ่านหิน จะจ่ายให้ “เมื่อโรงไฟฟ้ามีความพร้อมจ่ายไฟฟ้า (available)” ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าที่สัญญาว่า จะจ่ายไฟฟ้าได้มั่นคง

สาเหตุที่มีการจ่ายค่า AP ก็เพื่อเป็นเงื่อนไขให้โรงไฟฟ้าต้องเตรียมโรงไฟฟ้าให้มีความพร้อมจ่ายไฟฟ้าตลอดเวลา เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงตลอดวัน และสำรองให้พร้อมจ่ายไฟฟ้ากรณีมีข้อขัดข้องเกิดกับโรงไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า หรือระบบส่งเชื้อเพลิง รวมทั้งช่วยเสริมการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน คือ พลังงานแสงแดด พลังงานลม ชีวมวล และชีวภาพ ซึ่งการจ่ายไฟฟ้ามีความไม่แน่นอน

ขณะที่ ค่า EP (Energy Payment) หรือค่าพลังงานไฟฟ้า เป็นค่าเชื้อเพลิงที่โรงไฟฟ้าเอกชนจะได้รับก็ต่อเมื่อศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าสั่งการให้โรงไฟฟ้าจ่ายไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าต้องรับประกันประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าว่า ผลิตไฟฟ้า 1 หน่วย ต้องใช้เชื้อเพลิงเท่าไหร่ ถ้าหากมีการใช้เชื้อเพลิงมากกว่าที่รับประกัน เจ้าของโรงไฟฟ้าต้องรับภาระในส่วนนี้เอง

ทั้งนี้ ค่าความพร้อมจ่าย และค่าพลังงานไฟฟ้า มาจากการแข่งขันประมูลเสนอขายไฟฟ้า หรือมาจากการที่หน่วยงานรัฐกำหนด แล้วแต่รอบการรับซื้อไฟฟ้า และจากการที่มีเงื่อนไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ชัดเจนขึ้น ในการเสนอประมูลขายไฟฟ้า ผู้ลงทุนก็จะไม่บวกความเสี่ยงในค่าไฟฟ้ามากเกินไฟ ทำให้ค่าไฟฟ้าเสนอขายมีค่าต่ำ เป็นประโยชน์กับผู้ใช้ไฟฟ้า

ในทางตรงข้าม หากผลักเรื่องความเสี่ยงให้ผู้ลงทุนมาก ผู้ลงทุนก็จะต้องบวกความเสี่ยงโดยการเพิ่มค่าไฟฟ้า ทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น โดยเห็นได้จากระบบตลาดกลางการซื้อขายไฟฟ้า (Power Pool) ที่มีการประมูลซื้อขายไฟฟ้าในระยะสั้นในยุโรปหลายประเทศ และบางประเทศในกลุ่มอาเซียนคือ ฟิลิปปินส์ และสิงคโปร์ ซึ่งมีค่าไฟฟ้าสูงกว่าประเทศไทย เช่น ข้อมูลจากปี 2558 พบว่า ค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายในฟิลิปปินส์ซึ่งใช้ระบบ Power Pool อยู่ที่ประมาณ 6.50 บาทต่อหน่วย ทั้งๆ ที่ฟิลิปปินส์ใช้ถ่านหินซึ่งมีต้นทุนถูกผลิตไฟฟ้าประมาณ 30% ขณะที่ ไทยที่เป็นระบบจ่ายค่า AP มีค่าไฟฟ้าที่ประชาชนจ่ายคือ ประมาณ 3.80 บาทต่อหน่วย

หนุนตั้งโรงไฟฟ้าใหม่ๆ = เตรียมไฟฟ้าสำรอง

เมื่อพิจารณาตัวเลขกำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย อาจเห็นว่ายังมีส่วนที่เกินจากความต้องการอยู่ จนบางคนอาจเข้าใจผิดว่าประเทศไทยมีไฟฟ้าล้นเกิน ซึ่งตามข้อเท็จจริงแล้ว สถานะกำลังการผลิตส่วนเกินนั้น คือความจำเป็นของการที่ประเทศจะต้องเตรียมไฟฟ้าสำรองไว้ ทั้งในกรณีฉุกเฉิน การบำรุงรักษา และค้ำระบบจากการที่พลังงานหมุนเวียนผลิตได้ไม่แน่นอนอีกด้วย รวมทั้งรองรับภาวะเศรษฐกิจ

ในการวางแผนกำหนดจำนวนโรงไฟฟ้า จึงต้องกำหนดให้ระดับกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า “มีมากกว่า” ระดับความต้องการใช้ไฟฟ้า เพื่อจ่ายไฟฟ้าเมื่อเกิดกรณี โรงไฟฟ้าหรือระบบส่งขัดข้อง การขัดข้องด้านการส่งเชื้อเพลิง ความต้องการใช้ไฟฟ้าเติบโตมากกว่าที่คาดการณ์ โรงไฟฟ้าใหม่ใช้เวลาพัฒนาโครงการ 4 - 7 ปี เกิดความล่าช้า การจ่ายไฟฟ้าที่ไม่แน่นอนของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เป็นต้น

ดังนั้น ทั้งการจ่ายค่าไฟฟ้าให้รูปค่า AP ให้เอกชน และการเปิดให้เอกชนเข้ามาตั้งโรงไฟฟ้าเพิ่มจึง “ไม่ใช่” เป็นการเพิ่มภาระค่าไฟให้กับประชาชน แต่เป็นมาตรการที่สร้างความมั่นใจให้ว่า โรงไฟฟ้าเอกชนจะต้องมีการเตรียมโรงไฟฟ้าให้พร้อมจ่ายไฟฟ้า และผลิตไฟฟ้าตามการสั่งการของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า เพื่อให้สามารถจ่ายไฟฟ้ามากน้อยให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้า ณ เวลาขณะนั้น