ไฟฟ้า

1. ไฟฟ้า ชุดที่ 2

2. เอกสารอ้างอิง • Dahl (2004) International Energy Markets: Understanding Pricing, Policies and Profitsบทที่ 4 และ 5 • เอกสารที่เกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้าใน website ของ กฟผ. (www.egat.co.th) กฟน. (www.mea.or.th) และ กฟภ. (www.pea.or.th)

3. เอกสารอ้างอิง • ภูรี สิรสุนทร (2549) การกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย: บทวิเคราะห์และทางเลือก วารสารเศรษฐศาสตร์ธรรมศาสตร์ Vol. 24 No. 3 • ทบทวนศ.311 เรื่องการตั้งราคาของหน่วยผลิตที่มีอำนาจเหนือตลาด

4. Marginal-cost pricing • การตั้งราคา ณ P = MC • P สะท้อนถึงราคาที่ผู้บริโภคยินดีจ่ายหรืออรรถประโยชน์ที่สังคมได้รับ • MC สะท้อนถึงต้นทุนค่าเสียโอกาสของปัจจัยการผลิตที่สังคมได้สูญเสียไปในการผลิตสินค้าแต่ละชิ้น

5. MC PC AR=D MR QC Marginal-cost pricing $/Q Quantity

6. Marginal-cost pricing • ขายไฟฟ้าทุกหน่วยให้แก่ผู้บริโภคทุกคน ณ P=MC • ผู้ผลิตได้รับกำไรปกติ • ทำให้เกิดการจัดสรรทรัพยากรอย่างมีประสิทธิภาพสูงสุด • มักจะเกิดในตลาดแข่งขันสมบูรณ์

7. Marginal-cost pricing • ในกิจการไฟฟ้า มีปัญหาสำคัญอยู่สองประการ ในการใช้วิธีตั้งราคาแบบ Marginal-cost pricing • การผูกขาดโดยธรรมชาติ • Peak-load demand (ช่วงเวลาที่มีอุปสงค์มาก)

8. การผูกขาดโดยธรรมชาติ กิจการไฟฟ้าเป็นกิจการที่มีการผูกขาดโดยธรรมชาติ (Natural monopoly) มีการลงทุนสูง กิจการที่ต้องผลิตเป็นจำนวนมากๆ เพื่อก่อให้เกิดการประหยัดต่อขนาด (Economies of scale) เส้น AC ลาดลงตลอด 8

9. การผูกขาดโดยธรรมชาติ (Natural monopoly) บาท LAC LMC 0 Q

10. การผูกขาดโดยธรรมชาติ • ผู้ผลิตรายเดียวมีต้นทุนต่อหน่วยต่ำกว่ากรณีผู้ผลิตมากกว่า 1 ราย • กิจการ “ระบบสายส่ง” และ “ระบบจำหน่าย” มีลักษณะเป็นการผูกขาดโดยธรรมชาติ แต่โรงไฟฟ้าและ “ขายปลีก” ไม่ใช่

11. การผูกขาดโดยธรรมชาติ (Natural monopoly) บาท Pm B LAC LMC D = AR 0 Q MR Q2 11

12. การตั้งอัตราค่าไฟฟ้าแบบผู้ผูกขาดการตั้งอัตราค่าไฟฟ้าแบบผู้ผูกขาด • ผลิตเพื่อให้ได้รับกำไรสูงสุด => MR= LMC ที่จุด B=> ผลิต OQ2 ตั้งราคา ณ OPm • ผู้ผูกขาดผลิตน้อย ตั้งราคาสูง และได้รับกำไรปกติ (ตามรูปนี้) => เกิดประโยชน์สาบสูญ (Deadweight loss) • จำเป็นที่รัฐต้องเข้ามากำกับดูแล

13. การผูกขาดโดยธรรมชาติ (Natural monopoly) บาท Pm B LAC A Pi LMC D = AR 0 Q MR Q2 Q1 13

14. Marginal-cost pricing • หรือ ราคาอุดมคติ (Ideal Price) ที่จุด A ==> P=MC • อยู่บนแนวคิดที่มุ่งเน้นให้การใช้ทรัพยากรของสังคมเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพสูงสุดควบคุมราคาที่ ราคาต่อหน่วย เท่ากับ ต้นทุนส่วนเพิ่มของสินค้า (Pi = MC) • Natural monopoly => ผู้ผูกขาดจะขาดทุน เพราะ P<LAC • จำเป็นต้องได้รับการช่วยเหลือจากรัฐในรูปของเงินอุดหนุน

15. การผูกขาดโดยธรรมชาติ (Natural monopoly) บาท Pm B Pf C LAC A Pi LMC D = AR 0 Q MR Q2 Q1 Q3 15

16. Average-cost pricing • หรือ ราคายุติธรรม (Fair Price) • ผู้ผูกขาดควรได้รับผลตอบแทนที่ยุติธรรมโดยราคาขายที่ตั้งควรจะเป็นราคาที่ทำให้ผู้ผูกขาดได้รับเพียงกำไรปกติ • ตั้งราคาต่อหน่วยเท่ากับต้นทุนเฉลี่ยต่อหน่วย (Pf = AC) ที่จุด C และผลิต OQ3

17. โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของไทยโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของไทย • โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของไทย ประกาศใช้เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 (www.eppo.go.th) • ค่าไฟฟ้าที่เก็บกับผู้บริโภคประกอบด้วย • ค่าไฟฟ้าฐาน (Base tariff) • ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) • ภาษีมูลค่าเพิ่ม (7%) • ดู ตัวอย่าง ใบเสร็จค่าไฟฟ้า

19. ค่าไฟฟ้าฐาน • วัตถุประสงค์ • ให้ราคาสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ • ส่งเสริมให้ใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (ในช่วง Peak ให้ใช้น้อยลง) • ให้สามการไฟฟ้ามีฐานะทางการเงินที่มั่นคงและสามารถขยายกิจการในอนาคต

20. ค่าไฟฟ้าฐาน • วัตถุประสงค์ • ให้ความเป็นธรรมแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทต่าง ๆ โดยลดการอุดหนุนจากผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มหนึ่งให้แก่อีกกลุ่มหนึ่ง • กำหนดอัตราให้คงที่เป็นระยะเวลาหลายปี

21. การแบ่งแยก 7 ประเภทผู้ใช้ • บ้านอยู่อาศัย • กิจการขนาดเล็ก • กิจการขนาดกลาง • กิจการขนาดใหญ่ • กิจการเฉพาะอย่าง • ส่วนราชการและองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร • สูบน้ำเพื่อการเกษตร • ไฟฟ้าชั่วคราว

22. ข้อสังเกต • เป็นการจัดกลุ่มตามลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load pattern) โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีลักษณะการใช้ไฟฟ้าคล้ายกันอยู่กลุ่มเดียวกัน • ผู้ใช้ประเภทอุตสาหกรรม จ่ายค่าไฟฟ้าในราคาเฉลี่ยที่ต่ำกว่าผู้ใช้ประเภทบ้านอยู่อาศัย

23. ข้อสังเกต ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (บาท/หน่วย)สำหรับปี 2550 (ดูตาราง 30 ในรายงานไฟฟ้า) 23

24. ค่าไฟฟ้าฐาน • ในแต่ละประเภทของผู้ใช้ไฟฟ้า โครงสร้างอัตราไฟฟ้ายังแบ่งออกเป็น อัตรารายเดือน (Monthly Rate) และอัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use Rate: TOU) • อัตรารายเดือน เป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่คิดตาม “ปริมาณการใช้ไฟฟ้า” (energy charge) โดยยิ่งใช้มาก ราคาค่าไฟฟ้าต่อหน่วยก็ยิ่งแพง (อัตราก้าวหน้า)

25. ค่าไฟฟ้าฐาน • ไม่ว่าจะเป็นการตั้งราคาแบบรายเดือนหรือ TOU จะแบ่งราคาค่าไฟฟ้าออกแบบ 2-3 ส่วนอันได้แก่ • ค่าบริการ (บาท/เดือน) • ค่าพลังงานไฟฟ้า (บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง) หรือ energy charge • ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (บาท/กิโลวัตต์) หรือ demand charge คิดเฉพาะผู้ใช้รายกลางขึ้นไป (>30kW)

26. ค่าไฟฟ้าฐาน • ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand charge) จะสะท้อนถึงต้นทุนในการลงทุนของการไฟฟ้า เพื่อให้มีความพร้อมจ่ายกระแสไฟฟ้าเสมอเมื่อผู้ใช้ไฟฟ้าต้องการ อันได้แก่ การลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ระบบส่ง และระบบจำหน่าย

27. ค่าไฟฟ้าฐาน • ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy charge) สะท้อนถึงต้นทุนด้านเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้า เมื่อผู้ใช้ไฟมีการใช้ไฟฟ้าจริง • ค่าความต้องการไฟฟ้าและค่าพลังงานไฟฟ้าอาจแตกต่างกันในแต่ละช่วงเวลา (Peak กับ Off-peak)

28. ค่าไฟฟ้าฐาน • สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบางประเภท (กิจการขนาดกลางและขนาดใหญ่) => ในกรณีของ TOU ราคาค่าไฟฟ้ามีมากกว่าสองส่วน • ค่าบริการ (บาท/เดือน) • ค่าพลังงานไฟฟ้า (บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง) • ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (บาท/กิโลวัตต์)

29. ค่าไฟฟ้าฐาน • อัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) เป็นอัตราค่าไฟฟ้าแบบ energy charge ที่คิดตามช่วงเวลาของการใช้ แบ่งออกเป็น • Peak (ช่วงที่มีการใช้ไฟฟ้ามาก จึงคิดราคาแพง) และ • Off-Peak (ช่วงที่มีการใช้ไฟฟ้าน้อย จึงคิดราคาต่ำ)

30. โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า => อัตราปกติ หรืออัตรารายเดือน หมายเหตุ: Time of day rate (TOD) แบ่งออกเป็น Peak, Partial peak และ Offpeak

31. โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า => อัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) หมายเหตุ P = Peak; OP = Off peak

32. TOU • TOU คือ อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้ แบ่งออกเป็นสองช่วง • ช่วงความต้องการไฟฟ้าสูง (Peak period) ระหว่างเวลา 9.00-22.00 น. ของวันจันทร์-ศุกร์ • ช่วงความต้องการไฟฟ้าต่ำ (Off peak period) ระหว่างเวลา 22.00-9.00 น. ของวันจันทร์-ศุกร์และวันเสาร์ อาทิตย์ วันหยุดราชการตามปกติ (ไม่รวมวันหยุดชดเชย)

33. TOU • การแบ่งช่วงเวลาเช่นนี้มาจากการศึกษาลักษณะการใช้ไฟฟ้าในปี 2537 • ค่าพลังงานไฟฟ้าในช่วง Peak จะแพงกว่าในช่วง Off peak เนื่องจากในช่วงที่ความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ภาคไฟฟ้าจำเป็นต้องมีการลงทุนเพิ่มในกำลังการผลิต และการจำหน่ายไฟฟ้า ต้นทุนจึงสูงขึ้น

34. Peak load pricing • การตั้งราคาแบบ TOU ใช้แนวคิดของ Peak load pricing (การตั้งราคาตามภาระการผลิตสูงสุด / การผลิตตามภาระต้นทุน) • การคิดราคาต่างกันสำหรับช่วงเวลาที่ต่างกัน เนื่องจากแต่ละช่วงเวลามีอุปสงค์และภาระต้นทุนไม่เท่ากัน

35. อัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) เพื่อส่งเสริมให้ผู้ใช้ไฟรายใหญ่ย้ายเวลาการใช้ไฟมากไปในช่วง off-peak ซึ่งมีการใช้ไฟน้อย ทำให้ peak load ไม่สูงนัก Peak load pricing 35

36. Peak load pricing • ช่วงที่มีอุปสงค์มาก (Peak load) ทำให้ภาระต้นทุนสูง ผู้ผลิตจะตั้งราคาให้สูงกว่าช่วงที่มีอุปสงค์น้อยและมีภาระต้นทุนต่ำ

37. MC P1 D1 = AR1 P2 MR1 D2 = AR2 MR2 Q2 Q1 Peak-Load Pricing MR=MC สำหรับผู้บริโภคแต่ละกลุ่ม กลุ่มที่ 1 มีอุปสงค์มาก (Peak load) P Q

38. Peak load pricing • การตั้งราคาแบบ TOU สามารถสะท้อนต้นทุนในการผลิตในแต่ละช่วงเวลา • ตั้งราคาแพงในช่วง Peak เพื่อส่งเสริมให้ลดความต้องการพลังงานไฟฟ้าในช่วงนี้ลง และเพิ่มการใช้ไฟฟ้าในช่วง Off peak • ชะลอการลงทุนในโรงไฟฟ้า ระบบส่งและระบบจำหน่ายเพื่อสนองตอบความต้องการในช่วง Peak • ผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าทำให้ การใช้ไฟฟ้ามีประสิทธิภาพเพิ่มขึ้น

39. โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของไทยโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของไทย ค่าไฟฟ้าที่เก็บกับผู้บริโภคประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าฐาน (Base tariff) ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ภาษีมูลค่าเพิ่ม (7%) 39

40. ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ หรือค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่า Ft) เป็นค่าไฟฟ้าที่ปรับเปลี่ยนเพิ่มขึ้นหรือลดลง ตามการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้า ที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของสามการไฟฟ้า 40

41. ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) เป็นกลไกในการส่งผ่าน (pass through) ต้นทุนที่ไม่สามารถควบคุมได้ให้แก่ผู้บริโภค คิดเฉพาะส่วนที่แตกต่างไปจากต้นทุนที่อยู่ในการคำนวณค่าไฟฟ้าฐาน ปรับ Ft ได้ทุก 4 เดือน 41

42. ค่า Ft สูตร Ft มีการปรับปรุงสูตรหลายครั้ง เพื่อให้เกิดความเหมาะสมกับสภาวการณ์ของต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ณ ขณะนั้นๆ ล่าสุดเมื่อเดือนตุลาคม 2548 ได้มีการปรับปรุงสูตร Ft โดยให้ Ft ขายปลีกประกอบด้วย Ft ขายปลีกคงที่ (46.83 สตางค์/หน่วย) ΔFt ขายปลีก 42

43. ค่า Ft ขายปลีกคงที่ Ft ขายปลีกคงที่คือประมาณการค่า Ft ขายปลีก ประจำเดือน กุมภาพันธ์ 2548 – พฤษภาคม 2548 43

44. ค่า ΔFt ขายปลีก ΔFt ขายปลีก คือการเปลี่ยนแปลงจากค่าเฉลี่ย ณ เดือน กุมภาพันธ์ 2548- พฤษภาคม 2548 ของ ค่าเชื้อเพลิงของ กฟผ. ค่าซื้อไฟฟ้าจาก IPPs, SPPs และต่างประเทศ ค่าใช้จ่ายตามนโยบายที่รัฐกำหนด (การส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าและ VSPP Adder ฝ่ายจำหน่าย) 44

45. 45

46. ค่าไฟฟ้ารวม (บาทต่อหน่วย) 46

47. 47

48. ค่าไฟฟ้าเท่ากันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) • สามการไฟฟ้าจำเป็นต้องให้บริการอย่างทั่วถึง • ชนบทและพื้นที่ห่างไกล มีต้นทุนในการส่ง และจำหน่ายไฟฟ้าสูงกว่าพื้นที่ในเขตเมือง หากตั้งราคาตามต้นทุนจริงที่เกิดขึ้น อาจทำให้ประชาชนในพื้นที่ห่างไกลต้องจ่ายแพงกว่าและอาจไม่สามารถเข้าถึงบริการได้

49. ค่าไฟฟ้าเท่ากันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) • การใช้โครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน (ขายปลีก) เป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform tariff) จึงจำเป็น • และต้องให้การอุดหนุนไขว้ (Cross subsidies) • ประเภทที่หนึ่ง การให้เงินอุดหนุนระหว่างการไฟฟ้าด้วยกันเอง • ประเภทที่สอง การให้เงินอุดหนุนระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละกลุ่ม

50. การอุดหนุนประเภทที่หนึ่งการอุดหนุนประเภทที่หนึ่ง • กฟน. จ่ายเงินชดเชยรายได้ให้แก่ กฟภ. ในปี 2548-2551 (เนื่องจาก กฟภ. มีต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าสูงกว่า กฟน.)