การจัดหาไฟฟ้าสีเขียวสำหรับโรงงานไทย 2026 — UGT และ I-REC

ทีมโรงงานส่วนใหญ่ที่เริ่มศึกษาการจัดหาไฟฟ้าสีเขียวในประเทศไทยมักติดอยู่ที่จุดเดียวกัน เปลี่ยนสัญญาแล้วไฟฟ้าก็กลายเป็นสีเขียว แต่สิ่งที่สำนักงานใหญ่และลูกค้าต้องการไม่ใช่หลักฐานว่าซื้อไฟฟ้าสีเขียว หากเป็นหลักฐานว่าใช้ไฟฟ้าสีเขียวจริง ในปี 2026 ประเทศไทยมีกลไกรองรับการพิสูจน์นี้ครบแล้ว บทความนี้จะอธิบายเส้นทางการจัดหาสามกลุ่มที่โรงงานเลือกได้ และข้อมูลการวัดหน่วยไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนสัญญาให้กลายเป็นหลักฐาน

ทางเลือกในการจัดหาไฟฟ้าสีเขียวของโรงงานไทยเพิ่มขึ้นในปี 2026

ภาพรวมของกลไกกำกับดูแล

กรอบไฟฟ้าสีเขียวของไทยเริ่มจากมติที่ประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 7/2565 เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2022 จากนั้นคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน หรือ กกพ. จึงจัดทำหลักเกณฑ์ตามมา ตามหน้าเว็บทางการของ กกพ. กรอบนี้แบ่งเป็นสองรูปแบบ อัตรา UGT1 ประกาศแล้วสำหรับปีบริการ 2568 และ 2569 ส่วน UGT2 ได้รับความเห็นชอบตามมติ กกพ. ครั้งที่ 13/2569 เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2026

เมื่อรวมการซื้อใบรับรอง I-REC แบบแยกต่างหาก และการติดตั้งโซลาร์บนหลังคาเพื่อใช้เอง โรงงานจะมีทางเลือกสามกลุ่มในทางปฏิบัติ ทั้งสามกลุ่มไม่ได้ตัดกัน แต่มักถูกใช้ผสมกันเพื่อเติมส่วนที่อีกกลุ่มหนึ่งขาด

สำหรับด้านการลดต้นทุนค่าไฟฟ้าของโรงงาน เราได้แยกอธิบายไว้แล้วใน เหตุใดการติดตั้งระบบมอนิเตอร์ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียวจึงไม่ทำให้ค่าไฟลดลง บทความนี้ต่อจากจุดนั้น โดยพูดถึงการอธิบายว่าไฟฟ้าของคุณมาจากไหน

UGT1 คือประตูทางเข้าแบบสัญญา 1 ปีที่เลือกแหล่งที่มาไม่ได้

UGT1 คือการซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยไม่ระบุโรงไฟฟ้า ตามเว็บไซต์ทางการของ UGT ที่ดำเนินการโดย กฟผ. แหล่งจ่ายมาจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำของ กฟผ. จำนวน 7 แห่ง ปริมาณที่จ่ายได้อยู่ที่ราวปีละ 2,000 กิกะวัตต์ชั่วโมง คิดเป็นใบรับรองราวปีละ 2 ล้านฉบับ สัญญามีอายุ 1 ปี และผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภทสมัครได้

โครงสร้างราคาคือค่าไฟปกติบวกค่าพรีเมียม สำหรับปีบริการ 2569 กกพ. เปิดรับฟังความคิดเห็นระหว่างวันที่ 7 ถึง 19 มกราคม 2026 และการไฟฟ้านครหลวง หรือ MEA ได้ออกประกาศลงวันที่ 12 มีนาคม 2026 กำหนดค่าพรีเมียมที่ 0.0375 บาทต่อหน่วย พร้อมเปิดลงทะเบียนระหว่างวันที่ 16 มีนาคม ถึง 10 เมษายน 2026 ประกาศฉบับเดียวกันระบุด้วยว่าไฟฟ้าที่จ่ายมาพร้อมใบรับรองการผลิตพลังงานหมุนเวียนตามมาตรฐาน I-REC

สื่อด้านพลังงานของไทยรายงานว่าค่าพรีเมียม 0.0375 บาทนี้ลดลงจากปีก่อนหน้าถึง 37 เปอร์เซ็นต์ โรงงานที่ซื้อไฟฟ้าปีละ 12 ล้านหน่วยจะมีต้นทุนเพิ่มขึ้น 450,000 บาท ถือว่าถูกมากสำหรับการเริ่มต้น

อย่างไรก็ตาม การใช้งานจริงยังบางมาก หนังสือพิมพ์ธุรกิจฐานเศรษฐกิจรายงานเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2026 ว่าแม้โรงไฟฟ้าพลังน้ำทั้ง 7 แห่งจะจ่ายได้ปีละ 1,329 ล้านหน่วย แต่การใช้งานตั้งแต่กลางปี 2025 มีเพียง 41 ราย คิดเป็นราว 142 ล้านหน่วย ปริมาณมีอยู่ แต่ยังไม่ถูกใช้

UGT2 ระบุแหล่งที่มาได้ แต่ผูกสัญญา 10 ปี

UGT2 คือการซื้อไฟฟ้าโดยระบุโรงไฟฟ้าได้ เว็บไซต์ทางการของ UGT ระบุโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และแสงอาทิตย์ร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน รวม 245 แห่ง โดยพอร์ตโฟลิโอ A และ B รวมกันจะจ่ายได้ราวปีละ 12,000 กิกะวัตต์ชั่วโมงเมื่อเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ครบทุกแห่ง สัญญามีอายุ 10 ปี และจำกัดเฉพาะผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ และประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง

ด้านราคา ฐานเศรษฐกิจรายงานเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2026 ว่า UGT2 ใช้โครงสร้างอัตราคงที่ มีค่าบริหารจัดการ 5 สตางค์ (0.05 บาท) ต่อหน่วย และรายงานระบุระยะเวลาสัญญาในช่วง 10 ถึง 25 ปี ซึ่งทำให้ตัวเลข 10 ปีบนเว็บไซต์ทางการของ UGT เป็นขอบล่าง ส่วนอัตราต่อหน่วย มีหลายสำนักข่าวรายงานตัวเลขราว 4.56 บาทสำหรับพอร์ตโฟลิโอ A ซึ่งประกอบด้วยโรงไฟฟ้าที่เริ่มจ่ายไฟเชิงพาณิชย์ระหว่างปี 2568 ถึง 2570

ความหมายเชิงปฏิบัติของ UGT2 ไม่ได้อยู่ที่ระดับราคา แต่อยู่ที่อายุสัญญา 10 ปีหมายถึงการมีอัตราต่อหน่วยคงที่ 10 ปีที่แยกออกจากความผันผวนของค่า Ft ในค่าไฟปกติ หากประเมินเป็นเพียงต้นทุนส่วนเพิ่ม จะได้ข้อสรุปที่ผิด

เส้นทางการซื้อ I-REC แบบแยกต่างหาก

อีกเส้นทางหนึ่งคือซื้อเฉพาะใบรับรอง ในประเทศไทยผู้ออกใบรับรองคือ กฟผ. ซึ่งได้รับการรับรองจาก International Tracking Standard Foundation ให้เป็นผู้ออกใบรับรองในประเทศภายใต้รหัส I-REC(E) แหล่งผลิตที่เข้าเกณฑ์ครอบคลุมพลังงานแสงอาทิตย์ ลม น้ำ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และความร้อนใต้พิภพ

ความต่างที่ชี้ขาดระหว่าง UGT กับการซื้อ I-REC แบบแยก คือใบรับรองมาพร้อมกับปริมาณไฟฟ้าหรือไม่ UGT ใช้วิธีที่เรียกว่า Bundled REC ซึ่งการส่งมอบไฟฟ้าทางกายภาพและใบรับรองเดินทางมาด้วยกัน และปรากฏเป็นรายการในใบแจ้งค่าไฟฉบับเดียวกัน ส่วนใบรับรองที่ซื้อแยกจะมาจากช่องทางอื่นและอยู่ในทะเบียนคนละชุด ความต่างนี้เองที่กำหนดความยากของการกระทบยอดที่จะกล่าวถึงต่อไป

Direct PPA ยังไม่ใช่ทางเลือกของโรงงาน

โครงการนำร่อง Direct PPA ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเห็นชอบเมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2024 มักถูกอธิบายว่าเป็นจุดที่โรงงานเลือกแหล่งไฟฟ้าได้เอง แต่เมื่ออ่านเงื่อนไขแล้วขอบเขตแคบกว่านั้นมาก ตามบทวิเคราะห์ที่สำนักงานกฎหมาย Nagashima Ohno and Tsunematsu เผยแพร่เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2025 โครงการนี้มีโควตา 2,000 เมกะวัตต์ และจำกัดเฉพาะศูนย์ข้อมูลที่ได้รับบัตรส่งเสริมการลงทุนจาก BOI พร้อมเงื่อนไขเพิ่มเติม เช่น โหลดพื้นฐานด้านไอทีไม่น้อยกว่า 50 เมกะวัตต์ต่ออาคาร นโยบายจากบริษัทแม่ที่กำหนดให้ใช้พลังงานหมุนเวียน 100 เปอร์เซ็นต์ และต้องไม่ใช่สถานประกอบการที่เปิดดำเนินการอยู่แล้ว

โรงงานผลิตทั่วไปจึงยังเข้าโควตานี้ไม่ได้ เส้นทางที่โรงงานใช้ได้จริงในปี 2026 คือ UGT1 UGT2 โซลาร์บนหลังคาเพื่อใช้เอง และ I-REC แบบแยกซื้อ โดยมีเพียง UGT และโซลาร์ใช้เองเท่านั้นที่เปลี่ยนตัวไฟฟ้าจริง

การซื้อกับการพิสูจน์เป็นคนละเรื่อง

วิธีอิงพื้นที่กับวิธีอิงตลาดคือการคำนวณคนละแบบ

ผลของการจัดหาไฟฟ้าสีเขียวจะปรากฏในการคำนวณ Scope 2 สิ่งที่ต้องเข้าใจคือ Scope 2 มีวิธีคำนวณสองแบบ และโดยหลักแล้วต้องรายงานทั้งสองแบบ

วิธีอิงพื้นที่ใช้ค่าการปล่อยเฉลี่ยของระบบไฟฟ้าในพื้นที่ สำหรับประเทศไทยคือค่าที่องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก หรือ อบก. เผยแพร่ วิธีนี้ไม่สนใจว่าคุณซื้อไฟจากที่ใด ใช้จำนวนหน่วยเท่ากันก็ได้ตัวเลขการปล่อยเท่ากัน การเปลี่ยนไปใช้อัตราไฟฟ้าสีเขียวไม่ทำให้ตัวเลขนี้ขยับแม้แต่กรัมเดียว

วิธีอิงตลาดใช้ค่าการปล่อยที่มาจากสัญญาและใบรับรอง หากถือใบรับรองอยู่ก็ใช้ค่าการปล่อยเป็นศูนย์กับปริมาณไฟฟ้าที่ครอบคลุมได้ ผลของการจัดหาไฟฟ้าสีเขียวจะปรากฏเฉพาะในวิธีนี้เท่านั้น

หากเปลี่ยนสัญญาโดยไม่เข้าใจโครงสร้างสองชั้นนี้ รายงานที่ส่งขึ้นไปจะกลายเป็นว่าเปลี่ยนไปใช้พลังงานหมุนเวียนแล้วแต่ CO2 ไม่ลด ความจริงคือไม่ได้ไม่ลด แต่ยังไม่ได้ทำตัวเลขฝั่งที่ลด กระบวนการคำนวณ Scope 1 และ Scope 2 เราอธิบายไว้ใน การแสดงผลการปล่อย CO2 และการคำนวณ Scope 1 กับ Scope 2 ของโรงงานในไทย

ใบรับรองมีความหมายก็ต่อเมื่อผูกกับปริมาณไฟฟ้า

การอ้างค่าการปล่อยเป็นศูนย์ด้วยวิธีอิงตลาด ต้องมีจำนวนใบรับรองที่สอดคล้องกับปริมาณไฟฟ้าที่นำไปใช้อ้าง ใบรับรอง I-REC หนึ่งฉบับเท่ากับหนึ่งเมกะวัตต์ชั่วโมง โรงงานที่ใช้ไฟปีละ 6 ล้านหน่วยและต้องการครอบคลุมทั้งหมด จะต้องใช้ 6,000 ฉบับ

ปัญหาคือใครเป็นผู้ดูแลความสอดคล้องนี้ ฝั่งการใช้งาน โรงงานมักมีเพียงใบแจ้งค่าไฟรายเดือน และอย่างมากก็มีบันทึกจากมิเตอร์ย่อยภายในรั้ว ส่วนฝั่งใบรับรอง ทั้งช่วงเวลาที่ซื้อและจำนวนฉบับอยู่ในระบบคนละชุด ในหลายโรงงาน การกระทบยอดสองฝั่งนี้ทำด้วยมือในสเปรดชีตปีละครั้ง

เมื่อมี 3 โรงงาน จะมีปัญหาการปันส่วนตามมา

บริษัทญี่ปุ่นที่มีหลายโรงงานในไทยจะมีอีกชั้นหนึ่ง หากซื้อใบรับรองรวมกันแล้วปันส่วนไปแต่ละแห่ง เกณฑ์การปันส่วนต้องอิงปริมาณการใช้จริง มิเช่นนั้นจะอธิบายไม่ได้

ตารางต่อไปนี้คือแบบจำลองที่ใช้ตลอดบทความ ไม่ใช่ตัวเลขของบริษัทจริง

สัดส่วนการใช้ในตารางนี้จะกลายเป็นสัดส่วนการปันส่วนใบรับรองโดยตรง แต่ในทางปฏิบัติจะมี 1 ใน 3 แห่งที่ทำให้สมมติฐานพัง เช่น เพิ่มกำลังผลิตจนการใช้ไฟสูงขึ้น มิเตอร์ย่อยวงจรหนึ่งหยุดทำงานจนไม่มีข้อมูลจริง หรือโรงงาน C ไม่เข้าเกณฑ์ผู้ใช้ไฟประเภทที่ 4 จึงเข้า UGT2 ไม่ได้ กรณีใดกรณีหนึ่งก็ทำให้การปันส่วนพังได้

สามการตรวจสอบที่ป้องกันการนับซ้ำ

คำถามที่เข้มงวดที่สุดในโลกของใบรับรองคือ มีสองบริษัทอ้างสิทธิ์ในไฟฟ้าหนึ่งเมกะวัตต์ชั่วโมงเดียวกันหรือไม่ ในทางปฏิบัติจะตรวจสอบสามข้อ

ข้อแรก ช่วงเวลาที่ผลิตกับช่วงเวลาที่ใช้อยู่ในกรอบเดียวกันหรือไม่ ใบรับรองบันทึกช่วงเวลาที่ผลิตไฟฟ้าไว้ และใบรับรองที่คร่อมรอบปีรายงานโดยหลักแล้วนำมาใช้ไม่ได้

ข้อสอง ขอบเขตทางภูมิศาสตร์ตรงกันหรือไม่ ใบรับรองที่ออกในระบบไฟฟ้าของไทยโดยหลักแล้วใช้กับการบริโภคในประเทศไทย

ข้อสาม ใบรับรองถูกยกเลิกใช้สิทธิ์แล้วหรือยัง เมื่อใช้แล้วใบรับรองจะถูกยกเลิกในทะเบียนและนำกลับมาใช้อีกไม่ได้ หากนำใบรับรองที่ซื้อแล้วแต่ยังไม่ยกเลิกไปใส่ในรายงาน ผู้ตรวจสอบจะทักท้วง

ทั้งสามข้อนี้ยืนยันไม่ได้เลยหากไม่นำข้อมูลการใช้ไฟที่โรงงานถืออยู่มากระทบกับคุณลักษณะของใบรับรอง ยิ่งหน่วยการกระทบยอดหยาบเท่าใด การตรวจสอบก็ยิ่งเป็นพิธีการมากขึ้นเท่านั้น

การแก้ไข GHG Protocol จะเป็นตัวกำหนดความละเอียดของการวัด

จากการจับคู่รายปีไปสู่การจับคู่รายชั่วโมง

ทุกอย่างที่กล่าวมาตั้งอยู่บนแนวปฏิบัติ Scope 2 ฉบับปี 2015 และสมมติฐานนี้กำลังจะเปลี่ยน

ตามบล็อกทางการของ GHG Protocol คณะทำงานด้านเทคนิคของ Scope 2 ได้เสนอการเปลี่ยนแปลงสามข้อสำหรับวิธีอิงตลาด

ข้อแรกคือการจับคู่รายชั่วโมง ปัจจุบันการจับคู่ใบรับรองกับการใช้ไฟทำเป็นรายปีก็เพียงพอ แต่ข้อเสนอกำหนดให้จับคู่ทีละชั่วโมง

ข้อสองคือข้อกำหนดด้านความสามารถในการส่งมอบไฟฟ้า คุณลักษณะพลังงานต้องมาจากพื้นที่ระบบไฟฟ้าที่ส่งไฟถึงจุดใช้งานได้จริงทางกายภาพ

ข้อสามคือการปันส่วนบริการจ่ายไฟมาตรฐาน ผู้รายงานจะอ้างสิทธิ์ได้เพียงสัดส่วนของตนเอง และคุณลักษณะที่ไม่มีผู้อ้างสิทธิ์จะนำไปใช้กับการอ้างแบบสมัครใจไม่ได้

การเผยแพร่มาตรฐาน Scope 2 ฉบับแก้ไขคาดว่าจะเกิดขึ้นในช่วงปลายปี 2027 และจะทยอยบังคับใช้ในช่วงหลายปีถัดจากนั้น

จะเกิดอะไรกับโรงงานที่มีเพียงใบแจ้งค่าไฟรายเดือน

เมื่อการจับคู่รายชั่วโมงเริ่มมีผล สมมติฐานฝั่งโรงงานจะเปลี่ยนไปทั้งหมด

การจับคู่รายปีต้องการค่าเดียว คือปริมาณการใช้ทั้งปี บวกใบแจ้งค่าไฟ 12 ใบก็ได้แล้ว ส่วนการจับคู่รายชั่วโมงต้องการข้อมูลอนุกรมเวลาของการใช้ไฟรายชั่วโมง วันละ 24 จุด ปีละ 8,760 จุด ซึ่งสร้างจากใบแจ้งค่าไฟไม่ได้

เมื่อลงมาถึงความละเอียดระดับนี้ สิ่งที่จะโผล่ขึ้นมาเสมอคือความไม่สอดคล้องระหว่างใบรับรองที่มาจากแสงอาทิตย์กับการใช้ไฟในเวลากลางคืน ใบรับรองที่ดูเพียงพอเมื่อเฉลี่ยทั้งปี จะแตกออกเป็นส่วนเกินในเวลากลางวันและส่วนขาดในเวลากลางคืน

เพื่อให้เห็นภาพ ลองแบ่ง 1 วันออกเป็น 6 ช่วง ช่วงละ 4 ชั่วโมง การผลิตจากแสงอาทิตย์ครอบคลุมได้จริงราว 2 ช่วง โรงงานที่เดินเครื่อง 3 กะตลอด 24 ชั่วโมงจะเหลืออีก 4 ช่วงที่ใบรับรองจากแสงอาทิตย์จับคู่ไม่ได้ สิ่งที่ดูสมดุลเมื่อรวมทั้งปี จะปรากฏเป็นช่องโหว่ 4 ช่องเมื่อดูเป็นช่วงเวลา

ควรเก็บที่ความละเอียดเท่าใด และเก็บนานเท่าใด

คำตอบสำหรับทีมโรงงานตรงไปตรงมา คือเริ่มเก็บและรักษาข้อมูลการใช้ไฟรายชั่วโมงไว้ก่อนที่การจับคู่รายชั่วโมงจะมีผลบังคับ

ในประเทศไทย การวัดหน่วยที่จุดรับไฟทำโดยมิเตอร์ซื้อขายของการไฟฟ้า และข้อมูลนั้นกลับมาถึงโรงงานในรูปใบแจ้งค่าไฟเท่านั้น หากต้องการถือค่ารายชั่วโมงเอง ต้องติดตั้งมิเตอร์ของตนเองที่จุดรับไฟ หรือดึงข้อมูลจากอุปกรณ์เฝ้าระวังความต้องการพลังไฟฟ้าที่ติดตั้งอยู่แล้ว

การเลือกความละเอียดมีหลักง่าย ๆ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของไทยคิดจากค่าเฉลี่ย 15 นาที โรงงานที่มีระบบเฝ้าระวังอยู่แล้วจึงมีค่าราย 15 นาทีอยู่ในมือ จากค่านั้นสร้างค่ารายชั่วโมงได้ด้วยการรวมยอด แต่ย้อนกลับไม่ได้ หลักคือเก็บที่ละเอียดแล้วสร้างค่าหยาบขึ้นมา

ระยะเวลาจัดเก็บก็ต้องตัดสินใจ การรายงานใบรับรองเป็นรายปี และเมื่อคำนึงถึงการทวนสอบโดยหน่วยงานภายนอกและการตรวจประเมินจากลูกค้าที่อาจย้อนหลัง ขั้นต่ำคือ 3 ปี และ 5 ปีจะดีกว่า หากเก็บค่าราย 15 นาที ย้อนหลัง 5 ปี รวมทั้งหมด 15 จุด คือจุดรับไฟ 3 จุดและโหลดหลัก 12 จุด จำนวนแถวจะเท่ากับ 15 จุด คูณ 35,040 จุด คูณ 5 ปี ราว 2.63 ล้านแถว ซึ่งไม่ใช่เรื่องใหญ่สำหรับฐานข้อมูลอนุกรมเวลา แต่สเปรดชีตรับไม่ไหว

เรื่องการออกแบบจุดวัดโดยเฉพาะ อธิบายไว้ใน ต้นทุนและขั้นตอนการติดตั้งระบบบริหารจัดการพลังงานสำหรับโรงงานในไทย

แบบจำลองต้นทุน

ระบุสมมติฐานให้ชัด

ต่อไปนี้คือแบบจำลอง ไม่ใช่ใบเสนอราคา ขอให้ถือว่าทุกตัวเลขจะเปลี่ยนไปตามหน้างานของแต่ละแห่ง

สมมติว่าเป็นผู้ผลิตญี่ปุ่นที่มี 3 โรงงานในไทย ปริมาณไฟฟ้าที่ซื้อรวมกันปีละ 12 ล้านหน่วย แบ่งเป็นโรงงาน A 6 ล้านหน่วย โรงงาน B 4 ล้านหน่วย และโรงงาน C 2 ล้านหน่วย สมมติราคาต่อหน่วยเฉลี่ยปัจจุบันที่ 4.20 บาท ค่าพรีเมียม UGT1 ใช้ตัวเลข 0.0375 บาทต่อหน่วยที่ MEA ประกาศ และราคา UGT2 ใช้ตัวเลข 4.56 บาทต่อหน่วยตามที่สื่อรายงาน

สามสถานการณ์ของการจัดหา

ต่อไปนี้คือที่มาของตัวเลขในแต่ละบรรทัด

สถานการณ์ที่ 1 คือ 12 ล้านหน่วย คูณ 0.0375 บาท เท่ากับ 450,000 บาท สถานการณ์ที่ 2 คือส่วนต่าง 0.36 บาทจากราคาปัจจุบัน คูณ 12 ล้านหน่วย เท่ากับ 4,320,000 บาท สถานการณ์ที่ 3 ติดตั้ง 1,000 กิโลวัตต์พีคบนหลังคาโรงงาน A สมมติผลผลิตในไทยที่ 1,400 หน่วยต่อกิโลวัตต์พีคต่อปี ได้ไฟฟ้าใช้เอง 1.4 ล้านหน่วย ประหยัดค่าไฟ 1.4 ล้านหน่วย คูณ 4.20 บาท เท่ากับ 5,880,000 บาท และใช้ UGT1 กับส่วนที่เหลือ 10.6 ล้านหน่วย เป็นเงิน 397,500 บาท สุทธิแล้วได้ประโยชน์ปีละ 5,482,500 บาท คิดเป็นระยะคืนทุนอย่างง่ายของเงินลงทุน 25 ล้านบาท ราว 4.6 ปี ส่วนคำถามว่าแผงผลิตไฟได้ตามแผนหรือไม่นั้นเป็นอีกเรื่อง อธิบายไว้ใน จุดบอดสี่ประการที่ทำให้ไม่รู้ว่ากำลังผลิตของโซลาร์กำลังลดลง

ต้นทุนของการพิสูจน์เป็นอีกก้อนหนึ่ง

ทั้งหมดข้างต้นคือเรื่องของตัวไฟฟ้า ต้นทุนที่ทำให้การอ้างสิทธิ์พิสูจน์ได้เป็นอีกก้อนหนึ่ง การแยกเป็นชั้นจะช่วยไม่ให้ตกหล่น

หากเลือกสถานการณ์ที่ 1 ต้นทุนของตัวไฟฟ้าเพิ่มขึ้นปีละ 450,000 บาท ขณะที่ต้นทุนของการพิสูจน์คือ 1,775,000 บาทแรกเริ่มและ 680,000 บาทต่อปี การพิสูจน์แพงกว่าตัวไฟฟ้า ซึ่งไม่ใช่เรื่องผิดปกติ แต่เป็นผลโดยตรงจากการที่ค่าพรีเมียม UGT1 ถูกตั้งไว้ต่ำมาก

มองอีกด้าน ชั้นที่ 1 ถึง 3 คือองค์ประกอบของระบบบริหารจัดการพลังงานอยู่แล้ว และใช้ร่วมกับการลดค่าไฟและการดำเนินงานตาม ISO 50001 ได้ หากลงทุนเพื่อใบรับรองอย่างเดียวจะอธิบายการคืนทุนไม่ได้ แต่โรงงานที่เดินหน้าเรื่องการมองเห็นข้อมูลไฟฟ้าอยู่แล้ว จะเหลือเพียงชั้นที่ 4 และ 5 แนวคิดในการดำเนินการภายใต้กรอบ ISO 50001 สรุปไว้ใน ISO 50001 กับการบริหารพลังงานที่เริ่มคืนทุนจากการมองเห็นข้อมูลไฟฟ้า

สี่จุดที่โรงงานในไทยสะดุดจริง

ไม่มีใครรู้ว่าโรงงานเป็นผู้ใช้ไฟประเภทใด

UGT2 ครอบคลุมประเภทที่ 4 และประเภทที่ 5 แต่เมื่อถามผู้ประสานงานฝั่งโรงงานว่าโรงงานเป็นผู้ใช้ไฟประเภทใด มีน้อยรายที่ตอบได้ทันที ประเภทผู้ใช้ไฟระบุอยู่ในใบแจ้งค่าไฟ แต่ใบแจ้งค่าไฟถูกส่งไปที่ฝ่ายบัญชีและไม่เคยกลับมาถึงโรงงาน หากจะพิจารณา UGT2 งานแรกไม่ใช่การเปรียบเทียบผู้ขาย แต่คือการเปิดอ่านใบแจ้งค่าไฟหนึ่งใบ

โรงงานที่รับไฟผ่านนิคมอุตสาหกรรมมีเส้นทางต่างออกไป

โรงงานญี่ปุ่นในไทยจำนวนมากตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม และรับไฟผ่านผู้ประกอบการนิคมอุตสาหกรรมแทนที่จะรับจากการไฟฟ้าโดยตรง กรณีนี้จะเกิดคำถามว่าคู่สัญญาของ UGT คือใคร หากนิคมรับไฟแบบรวมศูนย์ โรงงานที่เป็นผู้เช่าอาจสมัคร UGT ด้วยตนเองไม่ได้ แนวปฏิบัติต่างกันไปตามแต่ละนิคม อ่านเอกสารของกลไกอย่างเดียวจึงตัดสินไม่ได้ ต้องสอบถามผู้ประกอบการนิคมก่อน

กำหนดเวลาของสำนักงานใหญ่ไม่ตรงกับช่วงเปิดลงทะเบียน

การลงทะเบียน UGT1 ของ MEA สำหรับปี 2026 เปิดระหว่างวันที่ 16 มีนาคม ถึง 10 เมษายน ปีละครั้ง และเป็นช่วงเวลาที่จำกัด ขณะเดียวกัน งบประมาณและนโยบายด้านความยั่งยืนของบริษัทแม่ในญี่ปุ่นมักสรุปกันในช่วงเดือนมีนาคมถึงเมษายน หากรอสำนักงานใหญ่ก็จะพลาดช่วงลงทะเบียนของปีนั้น เมื่อคิดย้อนกลับ ทีมในประเทศจึงต้องอยู่ในสถานะที่ตัดสินใจได้ตั้งแต่ไตรมาสสี่ของปีก่อนหน้า

ซื้อใบรับรองแล้วแต่ไม่มีใครยกเลิกใช้สิทธิ์

การยกเลิกใช้สิทธิ์ใบรับรองในทะเบียนมักหลุดออกจากขอบเขตงานของฝ่ายจัดซื้อ เมื่อซื้อและจ่ายเงินเรียบร้อยก็ถือว่าจบ แล้วสิ้นปีก็มาถึงโดยที่ใบรับรองยังไม่ถูกยกเลิก การนำใบรับรองที่ยังไม่ยกเลิกไปใส่ในรายงานจะเปิดช่องให้ถูกทักท้วงเรื่องการนับซ้ำ ควรกำหนดตั้งแต่ตอนซื้อว่าใครจะยกเลิกและเมื่อใด

แนวทางการดำเนินการ

ห้าขั้นตอน

ขั้นที่หนึ่งคือกำหนดปลายทางของรายงานให้ชัด รายงานรวมของบริษัทแม่ แบบสำรวจซัพพลายเออร์ของลูกค้า และโครงการอย่าง RE100 ต่างต้องการชนิดใบรับรองและความละเอียดที่ต่างกัน หากเริ่มจัดหาก่อนที่ปลายทางจะชัด สุดท้ายจะถือใบรับรองที่ใช้ไม่ได้

ขั้นที่สองคือสำรวจข้อมูลการใช้ไฟที่มีอยู่ จุดรับไฟมีกี่จุด นอกจากใบแจ้งค่าไฟรายเดือนแล้วเก็บอะไรได้อีก มีอุปกรณ์เฝ้าระวังความต้องการพลังไฟฟ้าหรือไม่ และค่าที่ได้ถูกเก็บไว้หรือเปล่า หากพบว่ามีค่าราย 15 นาทีอยู่แล้ว งานขั้นถัดไปจะสั้นลงมาก

ขั้นที่สามคือเลือกเส้นทางการจัดหา ประเภทผู้ใช้ไฟที่ 4 หรือ 5 เป็นตัวกำหนดว่าเข้า UGT2 ได้หรือไม่ ส่วนน้ำหนักที่หลังคารับได้และพื้นที่หลังคาเป็นตัวกำหนดเพดานของการใช้เอง ทั้งสองเป็นข้อจำกัดทางเทคนิค จึงควรสรุปให้ได้ก่อน

ขั้นที่สี่คือสร้างกลไกการกระทบยอด ค่าที่วัดได้กับทะเบียนใบรับรองต้องกระทบกันได้รายโรงงานและรายช่วงเวลา ขั้นนี้ถูกเลื่อนบ่อยที่สุดและถูกตั้งคำถามในการตรวจประเมินมากที่สุด

ขั้นที่ห้าคือเดินการคำนวณสองแบบคู่ขนาน ออกตัวเลขทั้งวิธีอิงพื้นที่และวิธีอิงตลาดทุกเดือน เพื่อให้ส่วนต่างอธิบายได้ว่าเป็นผลของการจัดหา

ห้าข้อที่ต้องตรวจตอนคัดเลือกระบบ

ความละเอียดของการเก็บค่าต้องเป็น 15 นาทีหรือละเอียดกว่า ผลิตภัณฑ์ที่ล็อกไว้ที่ 1 ชั่วโมงอาจรองรับการจับคู่รายชั่วโมงในอนาคตได้ แต่ใช้วิเคราะห์ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของไทยไม่ได้

ทะเบียนใบรับรองต้องกระทบกับข้อมูลการใช้ไฟได้ในหน้าจอเดียวกัน หากแยกกันคนละระบบ การกระทบยอดจะย้อนกลับไปเป็นงานมือในสเปรดชีต

กฎการปันส่วนรายโรงงานต้องตั้งค่าได้ หากฝังอยู่ในโค้ด ทุกครั้งที่โครงสร้างโรงงานเปลี่ยนก็ต้องแก้ระบบ

ต้องออกผลได้ทั้งวิธีอิงพื้นที่และวิธีอิงตลาด ผลิตภัณฑ์ที่ออกได้เพียงแบบเดียวจะใช้ไม่ได้ในขั้นตอนสุดท้ายของการรายงาน

ต้องคำนวณย้อนหลังกับข้อมูลเก่าได้ ค่าการปล่อยมีการปรับปรุงภายหลัง หากคำนวณปีก่อนหน้าใหม่ไม่ได้ การเปรียบเทียบตามเวลาจะพัง

ใครเป็นเจ้าของงานนี้

งานนี้จบไม่ได้ด้วยฝ่ายไอทีของโรงงานเพียงลำพัง และก็จบไม่ได้ด้วยฝ่ายความยั่งยืนเพียงลำพัง การติดตั้งมิเตอร์เป็นงานของฝ่ายซ่อมบำรุงไฟฟ้า การตรวจสอบประเภทผู้ใช้ไฟเป็นงานของฝ่ายธุรการหรือบัญชี การซื้อใบรับรองเป็นงานของฝ่ายจัดซื้อ และการรายงานเป็นงานของฝ่ายความยั่งยืนที่สำนักงานใหญ่

แนวทางที่ทำได้จริงคือให้ฝ่ายโรงงานทำขั้นที่สองให้เสร็จก่อน แล้วเข้าหารือกับสำนักงานใหญ่พร้อมข้อความหนึ่งบรรทัด คือโรงงานมีค่าราย 15 นาทีอยู่แล้วหรือไม่ ข้อความบรรทัดเดียวนี้เปลี่ยนความยาวของการหารือได้

คำถามที่พบบ่อย

ควรเลือก UGT1 หรือ UGT2

ขึ้นอยู่กับระดับการพิสูจน์ที่ถูกเรียกร้อง หากมีใบรับรองก็เพียงพอ การเข้าทาง UGT1 แล้วทบทวนทุกปีคือทางที่ความเสี่ยงต่ำ แต่หากลูกค้าหรือบริษัทแม่ระบุชนิดของแหล่งผลิต หรือหากอัตราคงที่ระยะยาวมีคุณค่า คำตอบคือ UGT2 ส่วนโรงงานที่ไม่ได้อยู่ประเภทที่ 4 หรือ 5 จะเข้า UGT2 ไม่ได้ตั้งแต่ต้น คำถามนี้จึงไม่เกิดขึ้น

ซื้อ I-REC อย่างเดียวจะอ้างพลังงานหมุนเวียน 100 เปอร์เซ็นต์ได้หรือไม่

หากปริมาณใบรับรองครอบคลุมปริมาณการใช้ ก็อ้างได้ในฐานะ Scope 2 วิธีอิงตลาด แต่ควรตรวจกฎของปลายทางที่รายงานก่อน บางโครงการกำหนดเงื่อนไขเพิ่ม เช่น ช่วงเวลาที่ออกใบรับรองต้องตรงกับช่วงที่ใช้ ข้อจำกัดด้านพื้นที่ที่ออกใบรับรอง และปีที่โรงไฟฟ้าเริ่มเดินเครื่อง หากมารู้เงื่อนไขหลังซื้อ ก็ต้องซื้อใหม่

Scope 2 รายงานเฉพาะวิธีอิงตลาดได้หรือไม่

โดยหลักต้องรายงานทั้งสองแบบ ตัวเลขวิธีอิงพื้นที่ใช้ค่าเฉลี่ยของระบบและไม่ขยับตามการจัดหา ส่วนตัวเลขวิธีอิงตลาดขยับตามสัญญาและใบรับรอง หากออกเพียงแบบเดียวจะอ่านเนื้อแท้ของการลดไม่ออก แม้สำนักงานใหญ่จะรับเพียงรูปแบบเดียว ก็ควรเก็บทั้งสองไว้ภายในองค์กร

โซลาร์ที่ใช้เองยังต้องมีใบรับรองหรือไม่

ส่วนที่ผลิตเองและใช้เองโดยทั่วไปถือเป็นพลังงานหมุนเวียนได้โดยไม่ต้องมีใบรับรอง ข้อยกเว้นคือกรณีที่ขายไฟส่วนนั้นเข้าระบบ หรือกรณีที่ออกใบรับรองจากไฟส่วนนั้นแล้วขายให้บุคคลที่สาม สิ่งที่ขายไปแล้วเป็นของผู้อื่น หากไม่มีการวัดปริมาณการผลิตจริง ก็แยกส่วนนี้ไม่ได้

Direct PPA จะเปิดให้โรงงานใช้ได้หรือไม่

โครงการนำร่อง ณ ปี 2026 จำกัดเฉพาะศูนย์ข้อมูลขนาดใหญ่ที่ได้รับการส่งเสริมจาก BOI การขยายไปสู่ภาคการผลิตเป็นการออกแบบกลไกในขั้นถัดไป และขึ้นอยู่กับการวางกฎการเข้าถึงระบบโดยบุคคลที่สาม จึงไม่ควรนำมาใส่ในแผนปัจจุบัน

เพื่อรองรับการจับคู่รายชั่วโมง ควรเก็บค่าที่ความละเอียดเท่าใด

15 นาที เพราะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของไทยคิดจากค่าเฉลี่ย 15 นาที โรงงานที่มีอุปกรณ์เฝ้าระวังอยู่แล้วจึงมีค่านี้อยู่ในมือ จากค่าราย 15 นาทีสร้างค่ารายชั่วโมงได้ แต่ย้อนกลับไม่ได้ ส่วนระยะเวลาจัดเก็บ 5 ปีเป็นเป้าหมายที่เหมาะสมเมื่อคำนึงถึงการทวนสอบภายนอกและการตรวจประเมินจากลูกค้า

สรุป

ในปี 2026 ทางเลือกการจัดหาไฟฟ้าสีเขียวของไทยครบถ้วนในระดับปฏิบัติแล้ว UGT1 ให้ไฟฟ้าจากพลังน้ำราวปีละ 2,000 กิกะวัตต์ชั่วโมง ด้วยสัญญา 1 ปีและค่าพรีเมียม 0.0375 บาทต่อหน่วย ส่วน UGT2 ให้โรงไฟฟ้าแสงอาทิตย์และลม 245 แห่ง ราวปีละ 12,000 กิกะวัตต์ชั่วโมง ด้วยสัญญา 10 ปี ทั้งสองมาพร้อมใบรับรอง I-REC ขณะที่ Direct PPA ยังเป็นพื้นที่ของศูนย์ข้อมูล ทางเลือกจริงของโรงงานจึงเป็น UGT โซลาร์ใช้เอง และ I-REC สำหรับส่วนที่ขาด

แต่การเปลี่ยนวิธีจัดหาเพียงอย่างเดียวไม่ทำให้ตัวเลขในรายงานขยับ สิ่งที่ขยับคือ Scope 2 วิธีอิงตลาดเท่านั้น และการคำนวณนั้นต้องมีใบรับรองที่จับคู่กับหน่วยไฟฟ้าที่ใช้จริง จากนั้นการแก้ไข GHG Protocol จะเลื่อนหน่วยการจับคู่จากรายปีไปเป็นรายชั่วโมง สิ่งที่ต้องเตรียมจึงไม่ใช่สัญญาฉบับใหม่ แต่คือการเก็บค่าราย 15 นาทีที่โรงงานน่าจะมีอยู่แล้ว ในรูปแบบที่กระทบกับทะเบียนใบรับรองได้

สัญญาเปลี่ยนได้ในไม่กี่เดือน แต่ข้อมูลการวัดในอดีตสร้างย้อนหลังไม่ได้ หากเริ่มวัดหลังจากมาตรฐานฉบับแก้ไขออกมาในปลายปี 2027 อดีตที่ใช้เปรียบเทียบจะว่างเปล่า ลำดับที่ถูกต้องคือวัดก่อน แล้วค่อยทำสัญญา

TOMAS TECH สนับสนุนโรงงานญี่ปุ่นในไทยและอาเซียนให้ใช้ประโยชน์จากข้อมูลหน้างาน ผ่าน PEGASUS และระบบบริหารการผลิตกับระบบบริหารพลังงานอื่น ๆ การตัดสินใจว่าจะวางจุดวัดไว้ที่ใด เก็บที่ความละเอียดเท่าใด และเก็บไว้กี่ปี ส่งผลทั้งต่อการลดค่าไฟและการรายงาน CO2 เรายินดีเริ่มพูดคุยตั้งแต่ก่อนขั้นเปรียบเทียบผลิตภัณฑ์ คือขั้นสำรวจว่าวันนี้เก็บอะไรได้แล้วและยังเก็บอะไรไม่ได้ ติดต่อเราได้ที่ หน้าติดต่อ

แหล่งอ้างอิง

• ประกาศ MEA เรื่องการเปิดลงทะเบียน UGT1 ประจำปี 2569 และค่าพรีเมียม 0.0375 บาทต่อหน่วย https://www.mea.or.th/public-relations/corporate-news-activities/announcement/mea-ugt1-registration-2026-green-energy
• เว็บไซต์ทางการ Thailand Utility Green Tariff โดย กฟผ. ครอบคลุมแหล่งจ่าย ปริมาณ อายุสัญญา และวิธี Bundled REC https://ugt-thai.com/
• หน้าทางการ Utility Green Tariff ของ กกพ. ครอบคลุมมติต้นทางและการเห็นชอบ UGT2 https://www.erc.or.th/th/util-green-tariff
• การรับฟังความคิดเห็นของ กกพ. เรื่องอัตรา UGT1 สำหรับปีบริการ 2569 ระหว่างวันที่ 7 ถึง 19 มกราคม 2026 https://www.erc.or.th/th/listen-to-opinions/590
• รายงานฐานเศรษฐกิจ วันที่ 19 เมษายน 2026 เรื่องค่าบริหารจัดการ UGT2 ประเภทผู้ใช้ไฟที่เข้าเกณฑ์ อายุสัญญา และการใช้งานจริงของ UGT1 https://www.thansettakij.com/sustainable/net-zero/656948
• SolarQuarter รายงาน Thailand Launches UGT2 Program To Boost Corporate Access To Renewable Energy วันที่ 20 มีนาคม 2026 https://solarquarter.com/2026/03/20/thailand-launches-ugt2-program-to-boost-corporate-access-to-renewable-energy/
• EGAT I-REC Issuer ผู้ออกใบรับรอง I-REC(E) ในประเทศไทย https://irecissuer.egat.co.th/
• GHG Protocol เรื่อง Upcoming Scope 2 Public Consultation on Hourly Matching and Deliverability https://ghgprotocol.org/blog/upcoming-scope-2-public-consultation-hourly-matching-and-deliverability
• Nagashima Ohno and Tsunematsu เรื่อง Thailand’s Direct PPA Pilot Project วันที่ 22 ธันวาคม 2025 https://www.nagashima.com/en/publications/publication20251222-2/
• Reccessary เรื่อง Thailand launches Utility Green Tariff, offering 2 billion kWh for SMEs https://www.reccessary.com/en/news/thailand-launches-utility-green-tariff-for-business
• Reccessary เรื่อง Thailand to pilot 2 GW direct PPA for data centers in 2026 https://www.reccessary.com/en/news/thailand-dppa-data-centers
• Energy News Center รายงานข้อเสนอปรับลดค่าพรีเมียม UGT1 ปี 2569 ลง 37 เปอร์เซ็นต์ https://www.energynewscenter.com/3-%E0%B8%81%E0%B8%B2%E0%B8%A3%E0%B9%84%E0%B8%9F%E0%B8%9F%E0%B9%89%E0%B8%B2%E0%B9%80%E0%B8%AA%E0%B8%99%E0%B8%AD%E0%B8%9B%E0%B8%A3%E0%B8%B1%E0%B8%9A%E0%B8%A5%E0%B8%94%E0%B8%84%E0%B9%88%E0%B8%B2%E0%B8%9E/