Solar on the Roof,
Fossil Fuels at the Door:
Anatomy of Thailand's New
Net Billing Policy
The NEPC's April 2026 solar rooftop resolution is the most concrete step Thailand has taken in years. But the Philippines' parallel journey — studied in depth by Pacudan (2018) — reveals how a structurally similar net billing framework stalled mass adoption. Here is a comparative critique.
Key terms of the NEPC resolution: Net billing scheme. National cap of 500 MW. Per-meter limit of 5 kW. Purchase price: 2.20 baht per unit. Purchase period: 10 years. ERC to issue regulations by June 2026. EGAT, PEA, and MEA assigned to revise Grid Code and distribution infrastructure to support target without compromising grid security.
Net Billing, Not Net Metering — and the Difference Is Fundamental
The NEPC resolution uses the term "net billing" (ระบบ net billing), in which households are paid cash for surplus electricity at a fixed rate of 2.20 baht per unit. This is distinct from true net metering, in which surplus generation is credited against the household's own consumption bills — effectively valued at the full retail electricity tariff.
The distinction matters enormously. According to Pacudan's detailed economic modeling of the Philippines' framework — which is structurally nearly identical to Thailand's new policy — households under net billing receive export compensation equal to roughly 43–60% of the retail tariff. In the Philippines, the ERC set the export rate equal to the distribution utility's monthly generation charge, which averaged US$0.089/kWh against a retail tariff of US$0.21/kWh: a ratio of about 43%.
Thailand's 2.20 baht export price, compared to typical residential retail tariffs of approximately 3.70–4.50 baht per unit for higher consumption tiers, represents a ratio of roughly 49–59% — almost exactly mirroring the Philippine design. This is not accidental. It is a deliberate policy architecture to discourage system oversizing and maximize self-consumption over grid export.
(9% export)
(29% export)
(54% export)
(retail-parity export)
(estimated, ฿2.20 export)
The Pacudan study confirms that under net billing, diminishing returns emerge with larger systems: a 3 kWp system yielding 17.9% IRR falls to 11.8% for a 10.5 kWp system, because the greater the proportion exported, the lower the return. This structural feature is embedded in Thailand's design through the 5 kW per-meter cap — ensuring that most domestic installations stay right-sized for self-consumption rather than grid export optimization.
What this means in practice: the policy was engineered to suppress grid injection, not maximize household income. Whether that is good or bad depends on your vantage point — it protects grid stability and limits cross-subsidy burden to non-participating customers, but it also significantly caps the economic case for households considering installation.
Thailand 2026 vs. Philippines 2013: Structural Comparison
| Parameter | Thailand NEPC 2026 | Philippines ERC 2013 |
|---|---|---|
| Framework type | Net billing (monetary compensation) | Net billing (called "net metering" locally) |
| Export tariff basis | Fixed 2.20 baht/unit (~50–59% of retail) | Distribution generation charge (~43% of retail) |
| Export tariff duration | 10 years fixed no escalation | Monthly floating (generation charge) market-linked |
| Capacity limit per site | 5 kW per meter residential only | 100 kW (commercial + residential eligible) |
| National target | 500 MW total ~100,000 households | No hard cap (open enrollment) |
| Eligible participants | Household electricity users only | Captive customers of distribution utilities (residential + commercial) |
| Regulatory pathway | ERC regulation deadline: June 2026 ~2 months | 4 years from RE Act (2008) to ERC rules (2013) |
| Grid code revision | Assigned to EGAT/PEA/MEA — no deadline stated open-ended | Distribution utilities required to revise standards upon application |
| Fiscal incentives | None mentioned operational only | Income tax holiday, duty-free equipment imports, zero VAT (RE Act 2008) |
| Cost recovery from non-participants | Not specified in resolution mechanism unclear | Explicitly: recovered from all customers as generation cost |
| Deployment outcome | — | 8.2 MW via net billing (4 yrs); 895.5 MW via Feed-in Tariff |
Seven Structural Pitfalls That Could Undermine This Policy
Thailand had over 44,000 MW of installed generation capacity as of 2019, with a reserve margin of 44% above peak demand — meaning the grid had approximately 13,590 MW of unutilized buffer. 500 MW of distributed rooftop solar represents roughly 1.1% of installed capacity. The Greenpeace / Thailand Solar Fund Solar Rooftop Revolution report (2021) proposed 3,000 MW in three years across households, hospitals, and schools alone. At the NEPC's 5 kW per-meter cap, 500 MW translates to approximately 100,000 households nationally — in a country of ~26 million households. The number appears calibrated for political optics, not energy transition ambition.
The three entities assigned to revise the Grid Code — EGAT (generation monopoly), PEA (provincial distribution), and MEA (Bangkok distribution) — all generate revenue from electricity sales. Rooftop solar directly displaces their product. The NEPC resolution assigns them this task with no stated deadline for completion, only a vague instruction to enable "the target for residential solar adoption." The Philippines experience confirms this dynamic: the Pacudan study documents that distribution utilities were permitted to impose a net metering charge on all participants "to cover distribution utilities' incremental costs," effectively internalizing program friction as a revenue stream. Dr. Hermann Scheer's warning, cited in the Solar Rooftop Revolution report, remains apt: "Don't leave the promotion of solar energy in the hands of energy merchants — it's like leaving the anti-smoking campaign in the hands of tobacco industry owners."
The ERC is given until June 2026 — approximately two months from the NEPC announcement — to issue regulations and power purchase announcements. In the Philippines, equivalent regulatory development took four years (2008–2013) between the RE Act and the ERC net metering rules. Rushed regulations create loopholes: ambiguous metering specifications, undefined dispute resolution pathways, unclear anti-islanding standards, and inadequate consumer protection mechanisms. A rule written in eight weeks without full stakeholder consultation is a rule that will be litigated and exploited.
The Philippines used a floating export tariff equal to the monthly generation charge — market-linked and transparent. Thailand's 2.20 baht is fixed for 10 years, with no stated escalation mechanism. If Thai retail electricity prices rise (Thailand's power development plan includes significant LNG expansion), the gap between the 2.20 baht export rate and the avoided retail cost widens, potentially making the economics unattractive for new entrants later in the program. Conversely, if electricity prices fall (possible with cheaper RE), 2.20 baht could become an above-market windfall. Neither scenario was designed with flexibility in mind. The Pacudan study models a 3% annual increase in both retail tariff and generation charge as baseline — Thai policy offers no such upward adjustment pathway.
The policy contains no means-testing, no subsidized installation pathway, no green loan facility, and no income-targeted support mechanism. The Solar Rooftop Revolution report proposed Scheme 1 specifically as a government investment in one million low-income households — an active public-sector procurement model that would make prosumers of people who cannot access capital markets. The NEPC resolution is entirely demand-side: households must self-finance. This replicates the equity failure of the Philippines program, which was also disproportionately accessed by higher-income urban MERALCO customers with the financial resources to invest. The program's costs, however, are ultimately recovered from all electricity customers, including the poor — creating a regressive cross-subsidy from low-income non-participants to wealthier participants.
The resolution addresses grid-side barriers (Grid Code, substations, distribution equipment) but says nothing about the installation-side bottlenecks that have historically stalled Thai solar rooftop uptake: building permits, electrical inspection approval, installer certification, application processing timelines at PEA and MEA offices, and the notorious requirement to install anti-reflux equipment (อุปกรณ์ป้องกันไฟฟ้าไหลย้อน) even when not technically necessary. The Solar Rooftop Revolution report specifically identifies these as the principal reasons Thailand's rooftop solar progress has been "very slow" despite more than a decade of promotional policy. Fixing the Grid Code without streamlining permitting is like clearing the highway while keeping the on-ramp closed.
The policy covers "household electricity users" (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย) only. The Philippines framework included commercial customers up to 100 kW — a critical design choice that enabled commercial and industrial off-takers to participate and helped cross-subsidize installer market development. Thailand's restriction excludes SMEs, condominiums, community buildings, schools, temples, and agricultural facilities — all of which would benefit economically and could drive installer-market scale. The Philippines' capacity ceiling of 100 kW per facility versus Thailand's 5 kW reflects a ten-fold difference in the addressable market for any individual installation site.
"More than 90% of solar power installations in Thailand are large-scale solar farms instead of solar rooftops on households — despite technology advancements giving consumers the ability to produce electricity on their rooftops."Solar Rooftop Revolution: A Green and Just Recovery for Thailand, Greenpeace / Thailand Solar Fund (2021)
What the Policy Does Not Contain
No storage, no EV integration, no community solar
The resolution is purely a bilateral purchase arrangement: household generates, utility buys at 2.20 baht. There is no provision for battery storage compensation, vehicle-to-grid (V2G) integration, or community solar aggregation — tools that multiple jurisdictions are now using to solve the intermittency problem the utilities cite as grounds for limiting rooftop capacity. Without storage economics, households have no path to energy independence beyond the grid's purchase window.
No timeline for Grid Code completion
While ERC regulations are due by June 2026, there is no stated deadline for EGAT, PEA, and MEA to complete Grid Code revisions. An application submitted under the ERC framework could technically be approved and then stalled indefinitely awaiting grid-side operational standards — the precise loophole that delayed Philippine deployments in the program's first years.
No mechanism for what happens after 500 MW is reached
The 500 MW cap is a hard ceiling with no stated review mechanism, escalation pathway, or automatic extension trigger. Once the cap is filled — likely through a first-come-first-served system that favors wealthier households in well-served urban grids — the program closes. There is no built-in policy learning loop or pathway to a more ambitious successor program.
No upstream fiscal incentives to reduce system cost
The Philippines RE Act of 2008 included income tax holidays, duty-free importation of equipment, zero-percent VAT on RE systems, and preferential financing from government financial institutions. Thailand's NEPC resolution contains no such supply-side measures. Solar PV equipment in Thailand still carries import duties and VAT that add 15–20% to system cost compared to countries with fiscal incentive frameworks — directly affecting the economic case that makes installation attractive.
A Policy That Manages Rather Than Transforms
Thailand's NEPC resolution is genuinely the first credible net billing framework the country has produced after more than a decade of stalled promises. Its design — closely mirroring the Philippine net billing model studied by Pacudan — is technically defensible: it discourages grid export oversizing, limits cross-subsidy burden to non-participants, and prioritizes grid security. These are real achievements.
But the Philippine experience offers a stark lesson: a technically sound net billing framework, in isolation, does not drive mass market adoption. In the Philippines, after four years of operation, only 8.2 MW had been deployed through net billing — against 895.5 MW through feed-in tariffs. The policy was structurally fair. It was also structurally insufficient.
Thailand's version is smaller in ambition (500 MW vs an open enrollment), narrower in scope (households only vs commercial), shorter in regulatory lead time (2 months vs 4 years), and absent in fiscal support. Without a concurrent program to reduce upfront installation costs, streamline permitting, create green financing pathways, and — critically — set a hard deadline for utility Grid Code compliance, the NEPC resolution risks becoming what Thailand's energy policy history is full of: a well-designed instrument that never reaches operational scale because the institutions responsible for implementation have every structural incentive to slow-walk it.
The 500 MW cap is not a destination. It is a test. Whether the government uses the space between now and June 2026 to address the permitting vacuum, the equity gap, and the utility-resistance problem will determine whether this resolution marks the beginning of Thailand's rooftop solar decade — or another line item in a decade-long register of near-misses.
โซลาร์บนหลังคา
อุตสาหกรรมฟอสซิล
ยังขวางหน้าประตู :
ชำแหละนโยบาย
Net Billing ใหม่ของไทย
มติของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อเดือนเมษายน 2569 ว่าด้วยโซลาร์รูฟท็อป ถือเป็นก้าวที่เป็นรูปธรรมที่สุดของไทยในรอบหลายปีที่ผ่านมา แต่เส้นทางคู่ขนานของฟิลิปปินส์ — ซึ่ง Pacudan (2018) ได้ศึกษาไว้อย่างละเอียด — ชี้ให้เห็นว่า กรอบนโยบาย Net Billing ที่มีโครงสร้างคล้ายกันสามารถทำให้การติดตั้งโซลาร์ในวงกว้างชะงักงันได้อย่างไร นี่คือบทวิพากษ์เชิงเปรียบเทียบ
ประเด็นสำคัญของมติ กพช.: ระบบ Net Billing (การรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินเป็นเงินสด) · เป้าหมายรับซื้อระดับประเทศ 500 เมกะวัตต์ · จำกัดการขายไฟต่อมิเตอร์ไม่เกิน 5 กิโลวัตต์ · ราคารับซื้อ 2.20 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 10 ปี · กกพ. มีหน้าที่ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2569 · กฟผ. กฟภ. และ กฟน. ได้รับมอบหมายให้ปรับปรุง Grid Code พร้อมระบบจำหน่าย สถานีไฟฟ้า และอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้อง เพื่อรองรับเป้าหมายโซลาร์รูฟท็อปภาคครัวเรือน โดยไม่กระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าประเทศ
Net Billing ไม่ใช่ Net Metering — และความแตกต่างนี้สำคัญมาก
มติ กพช. ใช้คำว่า "ระบบ net billing" ซึ่งหมายถึงการที่ครัวเรือนได้รับเงินสดสำหรับไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราคงที่ 2.20 บาทต่อหน่วย ซึ่งแตกต่างจาก net metering ที่แท้จริง ซึ่งไฟฟ้าส่วนเกินที่ผลิตได้จะถูกหักลบออกจากบิลค่าไฟฟ้าของครัวเรือน — มีมูลค่าเทียบเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกเต็มจำนวน
ความแตกต่างนี้มีนัยสำคัญอย่างยิ่ง จากการสร้างแบบจำลองเศรษฐศาสตร์โดยละเอียดของ Pacudan ที่ศึกษากรอบนโยบายของฟิลิปปินส์ — ซึ่งมีโครงสร้างแทบเหมือนกับนโยบายใหม่ของไทย — พบว่าครัวเรือนภายใต้ระบบ net billing ได้รับค่าตอบแทนจากการส่งออกไฟฟ้าในอัตราราว 43–60% ของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ในกรณีของฟิลิปปินส์ กกพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับค่าไฟฟ้าพลังงาน (generation charge) รายเดือนของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งเฉลี่ยอยู่ที่ 0.089 ดอลลาร์สหรัฐต่อหน่วย เทียบกับอัตราขายปลีกที่ 0.21 ดอลลาร์สหรัฐต่อหน่วย คิดเป็นสัดส่วนประมาณ 43%
ราคารับซื้อไฟฟ้าที่ 2.20 บาทของไทย เมื่อเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกสำหรับครัวเรือนที่ใช้ไฟในปริมาณสูง ซึ่งอยู่ที่ประมาณ 3.70–4.50 บาทต่อหน่วย คิดเป็นสัดส่วนราว 49–59% — ซึ่งสะท้อนการออกแบบของฟิลิปปินส์แทบจะทุกประการ สิ่งนี้ไม่ใช่เรื่องบังเอิญ แต่เป็นการออกแบบนโยบายโดยเจตนา เพื่อกีดกันการติดตั้งระบบที่มีขนาดใหญ่เกินความจำเป็น และผลักดันให้ครัวเรือนใช้ไฟฟ้าที่ผลิตได้เองก่อน แทนที่จะมุ่งส่งออกไฟฟ้าเข้าสู่ระบบ
(ส่งออก 9%)
(ส่งออก 29%)
(ส่งออก 54%)
(ส่งออกเทียบเท่าราคาขายปลีก)
(ประมาณการ ฿2.20)
การศึกษาของ Pacudan ยืนยันว่าภายใต้ระบบ Net Billing ผลตอบแทนจะลดลงเมื่อระบบมีขนาดใหญ่ขึ้น โดยระบบขนาด 3 กิโลวัตต์พีคที่ให้ IRR 17.9% จะลดลงเหลือ 11.8% สำหรับระบบขนาด 10.5 กิโลวัตต์พีค เนื่องจากยิ่งมีสัดส่วนการส่งออกไฟฟ้ามากเท่าใด ผลตอบแทนก็ยิ่งต่ำลงเท่านั้น คุณลักษณะเชิงโครงสร้างนี้ถูกฝังอยู่ในการออกแบบนโยบายของไทยผ่านการจำกัดขนาดระบบไม่เกิน 5 กิโลวัตต์ต่อมิเตอร์ — เพื่อให้การติดตั้งในครัวเรือนส่วนใหญ่มีขนาดพอเหมาะกับการใช้ไฟฟ้าเองเป็นหลัก มากกว่าการมุ่งเพิ่มการส่งออกไฟฟ้าเข้าสู่ระบบ
ในทางปฏิบัติ นโยบายนี้ถูกออกแบบมาเพื่อกดปริมาณการจ่ายไฟฟ้าเข้าสู่ระบบ ไม่ใช่เพื่อเพิ่มรายได้ให้ครัวเรือน ว่านี่เป็นเรื่องดีหรือไม่ดี ขึ้นอยู่กับมุมมองของแต่ละฝ่าย — ในด้านหนึ่ง นโยบายนี้ปกป้องเสถียรภาพของระบบไฟฟ้า และจำกัดภาระการอุดหนุนข้ามกลุ่ม (cross-subsidy) ที่จะตกไปอยู่กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ไม่ได้เข้าร่วมโครงการ แต่ในอีกด้านหนึ่ง นโยบายนี้ก็บีบให้เหตุผลทางเศรษฐกิจสำหรับครัวเรือนที่กำลังพิจารณาติดตั้งระบบมีขอบเขตจำกัดลงอย่างมีนัยสำคัญ
ไทย 2569 กับฟิลิปปินส์ 2556: เปรียบเทียบเชิงโครงสร้าง
| พารามิเตอร์ | ไทย กพช. 2569 | ฟิลิปปินส์ กกพ. 2556 |
|---|---|---|
| รูปแบบกรอบนโยบาย | Net Billing (รับซื้อเป็นเงินสด) | Net Billing (เรียกว่า "net metering" ในท้องถิ่น) |
| ฐานคิดราคารับซื้อ | คงที่ 2.20 บาท/หน่วย (~50–59% ของขายปลีก) | ค่าไฟฟ้าผลิต (generation charge) (~43% ของขายปลีก) |
| ระยะเวลารับซื้อ | คงที่ 10 ปี ไม่มีสูตรปรับราคา | ลอยตัวรายเดือน (อิงค่าไฟฟ้าผลิต) เชื่อมตลาด |
| เพดานกำลังผลิตต่อจุด | 5 kW ต่อมิเตอร์ เฉพาะครัวเรือน | 100 kW (ครัวเรือน + พาณิชย์) |
| เป้าหมายระดับประเทศ | 500 MW รวม ~100,000 ครัวเรือน | ไม่มีเพดานแข็ง (เปิดรับตลอด) |
| ผู้มีสิทธิ์เข้าร่วม | เฉพาะผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย | ลูกค้า captive ของการไฟฟ้าจำหน่าย (ครัวเรือน + พาณิชย์) |
| เส้นทางกฎระเบียบ | กกพ. ออกระเบียบภายใน มิ.ย. 2569 ~2 เดือน | 4 ปีจากกฎหมาย RE Act (2008) ถึงกฎ ERC (2013) |
| การแก้ไข Grid Code | มอบหมาย กฟผ./กฟภ./กฟน. — ไม่มีเส้นตาย ปลายเปิด | การไฟฟ้าจำหน่ายต้องแก้มาตรฐานเมื่อมีคำขอ |
| แรงจูงใจทางการคลัง | ไม่มีที่ระบุในมติ เชิงปฏิบัติการเท่านั้น | ยกเว้น ภง., นำเข้าอุปกรณ์ปลอดภาษี, VAT 0% (RE Act 2008) |
| กลไกกู้คืนต้นทุน | ไม่ระบุในมติ ยังไม่ชัดเจน | กู้คืนจากลูกค้าทุกรายในฐานะต้นทุนการผลิตไฟฟ้า |
| ผลการดำเนินงาน | — | 8.2 MW ผ่าน Net Billing (4 ปี); 895.5 MW ผ่าน Feed-in Tariff |
กับดักเชิงโครงสร้าง 7 ประการที่อาจบั่นทอนนโยบายนี้
ประเทศไทยมีกำลังผลิตไฟฟ้าติดตั้งมากกว่า 44,000 เมกะวัตต์ ณ ปี 2562 โดยมีอัตรากำลังผลิตสำรองสูงกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดถึง 44% หมายความว่า ระบบไฟฟ้ามีกำลังผลิตส่วนเกินที่ไม่ได้ใช้จริงประมาณ 13,590 เมกะวัตต์ โซลาร์รูฟท็อปแบบกระจายศูนย์ขนาด 500 เมกะวัตต์คิดเป็นเพียงราว 1.1% ของกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด รายงาน Solar Rooftop Revolution ของกรีนพีซ/กองทุนแสงอาทิตย์ประเทศไทย ปี 2564 เสนอเป้าหมาย 3,000 เมกะวัตต์ภายใน 3 ปี ครอบคลุมเฉพาะภาคครัวเรือน โรงพยาบาล และโรงเรียนเท่านั้น ภายใต้เพดาน 5 กิโลวัตต์ต่อมิเตอร์ของ กพช. เป้าหมาย 500 เมกะวัตต์จะแปลได้เป็นเพียงประมาณ 100,000 ครัวเรือนทั่วประเทศ — ในประเทศที่มีครัวเรือนราว 26 ล้านครัวเรือน ตัวเลขนี้จึงดูเหมือนถูกออกแบบมาเพื่อภาพลักษณ์ทางการเมือง มากกว่าความทะเยอทะยานด้านการเปลี่ยนผ่านพลังงาน
สามหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายให้ปรับปรุง Grid Code ได้แก่ กฟผ. ในฐานะผู้ผูกขาดด้านการผลิตไฟฟ้า, กฟภ. ในฐานะผู้จำหน่ายไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และ กฟน. ในฐานะผู้จำหน่ายไฟฟ้าในกรุงเทพฯ ล้วนมีรายได้ผูกกับการขายไฟฟ้าโดยตรง โซลาร์รูฟท็อปจึงเป็นเทคโนโลยีที่เข้ามาแทนที่ "สินค้า" ของพวกเขาโดยตรง มติ กพช. มอบหมายภารกิจนี้ให้หน่วยงานเหล่านี้โดยไม่มีเส้นตายที่ชัดเจน งานศึกษาของ Pacudan ระบุว่า กิจการจำหน่ายไฟฟ้าในฟิลิปปินส์ได้รับอนุญาตให้เรียกเก็บค่าธรรมเนียม Net Metering จากผู้เข้าร่วมทุกคน "เพื่อชดเชยต้นทุนส่วนเพิ่ม" ซึ่งเท่ากับเปลี่ยนแรงเสียดทานของโครงการให้กลายเป็นรายได้ของผู้ประกอบการ คำเตือนของ ดร. แฮร์มันน์ เชียร์ ที่ถูกอ้างถึงในรายงาน Solar Rooftop Revolution จึงยังคงตรงประเด็นอย่างยิ่ง: "อย่าปล่อยให้การส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์อยู่ในมือของพ่อค้าพลังงาน — มันก็เหมือนกับการปล่อยให้การรณรงค์เลิกบุหรี่อยู่ในมือของเจ้าของอุตสาหกรรมยาสูบ"
กกพ. ได้รับมอบหมายให้ออกระเบียบภายในเดือนมิถุนายน 2569 — ประมาณสองเดือนหลังจากมติ กพช. ในกรณีของฟิลิปปินส์ การพัฒนากฎระเบียบที่เทียบเคียงกันใช้เวลาถึง 4 ปี ระหว่างการออกกฎหมาย RE Act ในปี 2008 กับกฎ ERC Net Metering ในปี 2013 กฎระเบียบที่เร่งออกเกินไปย่อมเปิดช่องโหว่ได้ง่าย ไม่ว่าจะเป็นข้อกำหนดมิเตอร์ที่คลุมเครือ ช่องทางระงับข้อพิพาทที่ไม่ชัดเจน มาตรฐาน anti-islanding ที่ยังไม่ครบถ้วน และกลไกคุ้มครองผู้บริโภคที่ไม่เพียงพอ กฎที่เขียนภายในแปดสัปดาห์โดยไม่มีการรับฟังผู้มีส่วนได้ส่วนเสียอย่างเต็มรูปแบบ คือกฎที่จะถูกท้าทาย ถูกตีความ และถูกใช้ประโยชน์จากช่องโหว่ในภายหลัง
ฟิลิปปินส์ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่งออกแบบลอยตัว โดยอิงกับค่าไฟฟ้าผลิตรายเดือน ซึ่งเชื่อมโยงกับตลาดและมีความโปร่งใส ขณะที่ประเทศไทยกำหนดราคารับซื้อไว้คงที่ที่ 2.20 บาทต่อหน่วย เป็นเวลา 10 ปี โดยยังไม่มีการระบุกลไกปรับราคาเพิ่มตามเวลา หากค่าไฟฟ้าขายปลีกของไทยสูงขึ้น — โดยเฉพาะในบริบทที่แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้ายังรวมการขยาย LNG ไว้อย่างมีนัยสำคัญ — ช่องว่างระหว่างราคารับซื้อ 2.20 บาทกับต้นทุนค่าไฟที่ประชาชนหลีกเลี่ยงได้จะกว้างขึ้น และอาจทำให้เศรษฐศาสตร์ของโครงการไม่น่าดึงดูดสำหรับผู้เข้าร่วมรายใหม่ในช่วงท้ายโครงการ ในทางกลับกัน หากค่าไฟฟ้าลดลง 2.20 บาทก็อาจกลายเป็นราคาสูงกว่าตลาดและสร้างกำไรส่วนเกินได้ งานศึกษาของ Pacudan ใช้สมมติฐานว่าทั้งค่าไฟฟ้าขายปลีกและค่าไฟฟ้าผลิตเพิ่มขึ้นปีละ 3% — แต่นโยบายไทยยังไม่มีเส้นทางการปรับเพิ่มราคาในลักษณะดังกล่าว
นโยบายนี้ยังไม่มีการคัดกรองตามรายได้ ไม่มีช่องทางติดตั้งแบบได้รับเงินอุดหนุน ไม่มีสินเชื่อสีเขียว และไม่มีกลไกสนับสนุนเฉพาะสำหรับครัวเรือนรายได้น้อย รายงาน Solar Rooftop Revolution เคยเสนอ "แนวทางที่ 1" โดยเฉพาะ ให้รัฐลงทุนติดตั้งโซลาร์ให้ครัวเรือนรายได้น้อยจำนวนหนึ่งล้านครัวเรือน เป็นรูปแบบจัดซื้อจัดจ้างโดยภาครัฐที่จะทำให้คนที่ไม่สามารถเข้าถึงตลาดทุนกลายเป็น prosumer ได้ แต่มติ กพช. ฉบับนี้เป็นนโยบายฝั่งอุปสงค์อย่างเต็มรูปแบบ จึงเสี่ยงซ้ำรอยความล้มเหลวด้านความเป็นธรรมของฟิลิปปินส์ ซึ่งโครงการดังกล่าวถูกเข้าถึงอย่างไม่สมส่วนโดยครัวเรือนรายได้สูงของ MERALCO ขณะที่ต้นทุนของโครงการถูกกู้คืนจากผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม รวมถึงคนจนด้วย — สร้างการอุดหนุนไขว้แบบถดถอยจากผู้ไม่ได้เข้าร่วมรายได้น้อยไปสู่ผู้เข้าร่วมฐานะดีกว่า
มติฉบับนี้แตะอุปสรรคฝั่งโครงข่าย แต่ไม่ได้พูดถึงคอขวดฝั่งการติดตั้ง ซึ่งเป็นปัญหาที่ทำให้โซลาร์รูฟท็อปของไทยเดินหน้าได้ช้ามาตลอด ได้แก่ ใบอนุญาตอาคาร การตรวจรับรองระบบไฟฟ้า การรับรองผู้ติดตั้ง ระยะเวลาการพิจารณาคำขอของสำนักงาน กฟภ. และ กฟน. รวมถึงข้อกำหนดที่เป็นที่วิจารณ์มานานเรื่องการติดตั้งอุปกรณ์ป้องกันไฟฟ้าไหลย้อน แม้ในกรณีที่ไม่มีความจำเป็นทางเทคนิค รายงาน Solar Rooftop Revolution ระบุชัดว่า อุปสรรคเหล่านี้คือเหตุผลหลักที่ทำให้ความคืบหน้าโซลาร์รูฟท็อปของไทย "ช้ามาก" ทั้งที่มีนโยบายส่งเสริมมานานกว่าทศวรรษ การแก้ Grid Code โดยไม่ลดความซับซ้อนของกระบวนการอนุญาต จึงไม่ต่างจากการเปิดทางด่วน แต่ยังปิดทางขึ้นไว้เหมือนเดิม
นโยบายนี้ครอบคลุมเฉพาะ "ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย" เท่านั้น ขณะที่กรอบนโยบายของฟิลิปปินส์ครอบคลุมลูกค้าเชิงพาณิชย์ได้ถึง 100 กิโลวัตต์ การจำกัดขอบเขตของไทยตัด SMEs อาคารชุด อาคารชุมชน โรงเรียน วัด และสถานประกอบการทางการเกษตรออกจากระบบ ทั้งที่หน่วยงานและสถานที่เหล่านี้สามารถได้รับประโยชน์ทางเศรษฐกิจโดยตรง และช่วยสร้างขนาดตลาดให้กับธุรกิจติดตั้งได้ เพดานกำลังผลิตของฟิลิปปินส์ที่ 100 กิโลวัตต์ต่อสถานที่ เทียบกับเพดาน 5 กิโลวัตต์ของไทย สะท้อนความแตกต่างถึงยี่สิบเท่าในขนาดตลาดที่เข้าถึงได้ต่อหนึ่งจุดติดตั้ง
"มากกว่า 90% ของการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศไทยเป็นโซลาร์ฟาร์มขนาดใหญ่ ไม่ใช่โซลาร์รูฟท็อปบนหลังคาครัวเรือน — ทั้งที่ความก้าวหน้าทางเทคโนโลยีทำให้ผู้บริโภคสามารถผลิตไฟฟ้าบนหลังคาของตนเองได้แล้ว"Solar Rooftop Revolution: A Green and Just Recovery for Thailand, Greenpeace / กองทุนแสงอาทิตย์ประเทศไทย (2564)
สิ่งที่นโยบายนี้ยังไม่มี
มติฉบับนี้เป็นเพียงข้อตกลงรับซื้อไฟฟ้าแบบทวิภาคี: ครัวเรือนผลิตไฟฟ้า การไฟฟ้ารับซื้อในราคา 2.20 บาท ไม่มีบทบัญญัติเรื่องค่าตอบแทนสำหรับระบบกักเก็บพลังงาน การบูรณาการรถยนต์ไฟฟ้า หรือ Community Solar Aggregation — ทั้งที่เครื่องมือเหล่านี้กำลังถูกนำใช้ในหลายเขตอำนาจเพื่อแก้ปัญหาความผันผวนของพลังงานหมุนเวียน
แม้ระเบียบ กกพ. จะต้องแล้วเสร็จภายในมิถุนายน 2569 แต่มติไม่ได้กำหนดเส้นตายให้ กฟผ./กฟภ./กฟน. ต้องปรับปรุง Grid Code เมื่อใด คำขอที่ได้รับอนุมัติตามกรอบ กกพ. อาจถูกชะลอไม่มีกำหนดระหว่างรอมาตรฐานปฏิบัติการฝั่งโครงข่าย — ช่องโหว่แบบเดียวกับที่ทำให้การติดตั้งในฟิลิปปินส์ล่าช้าในช่วงปีแรก
เพดาน 500 เมกะวัตต์เป็นเพดานแข็ง โดยไม่มีกลไกทบทวน ไม่มีเส้นทางยกระดับเป้าหมาย และไม่มีเงื่อนไขขยายโครงการโดยอัตโนมัติ เมื่อโควตาเต็ม — ซึ่งมีแนวโน้มจะเอื้อให้ครัวเรือนฐานะดีกว่าในเขตเมืองเข้าถึงก่อน — โครงการก็จะปิดลงทันที ไม่มีกลไกเรียนรู้จากการดำเนินงาน และไม่มีเส้นทางไปสู่โครงการรุ่นถัดไปที่ทะเยอทะยานกว่าเดิม
กฎหมาย RE Act ของฟิลิปปินส์ปี 2008 มีการยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล นำเข้าอุปกรณ์ปลอดภาษี VAT 0% และสินเชื่อพิเศษจากสถาบันการเงินรัฐ แต่มติ กพช. ของไทยไม่มีมาตรการเหล่านี้ อุปกรณ์โซลาร์ PV ในไทยยังมีภาษีนำเข้าและ VAT ที่เพิ่มต้นทุนประมาณ 15–20% กระทบโดยตรงต่อความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจของการติดตั้ง
นโยบายที่ "บริหารจัดการ" มากกว่า "เปลี่ยนผ่าน"
มติของ กพช. ครั้งนี้ถือเป็นกรอบ Net Billing ที่น่าเชื่อถือที่สุดฉบับแรกของไทยอย่างแท้จริง หลังจากกว่าทศวรรษของคำมั่นสัญญาที่ติดหล่ม การออกแบบนโยบายนี้ — ซึ่งสะท้อนรูปแบบ Net Billing ของฟิลิปปินส์ที่ Pacudan ศึกษาไว้อย่างใกล้เคียง — มีเหตุผลรองรับทางเทคนิค: ช่วยลดแรงจูงใจในการติดตั้งระบบเกินขนาด จำกัดภาระอุดหนุนไขว้ต่อผู้ที่ไม่ได้เข้าร่วม และให้ความสำคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้า สิ่งเหล่านี้เป็นความสำเร็จจริง
แต่ประสบการณ์ของฟิลิปปินส์ให้บทเรียนที่ชัดเจน: กรอบ Net Billing ที่ถูกต้องทางเทคนิค หากยืนอยู่โดดเดี่ยว ไม่สามารถผลักดันการติดตั้งในตลาดมวลชนได้ ในฟิลิปปินส์ หลังดำเนินโครงการมา 4 ปี Net Billing ทำให้เกิดกำลังผลิตติดตั้งเพียง 8.2 เมกะวัตต์ เทียบกับ 895.5 เมกะวัตต์ภายใต้ระบบ Feed-in Tariff นโยบายดังกล่าวอาจเป็นธรรมเชิงโครงสร้าง แต่ก็ไม่เพียงพอเชิงโครงสร้างเช่นกัน
เวอร์ชันของไทยมีความทะเยอทะยานน้อยกว่า ทั้งในแง่ขนาดเป้าหมาย ขอบเขต ระยะเวลาการจัดทำกฎระเบียบ และยังขาดมาตรการสนับสนุนทางการคลัง หากไม่มีโครงการคู่ขนานเพื่อลดต้นทุนติดตั้ง ทำให้กระบวนการอนุญาตเรียบง่ายขึ้น สร้างช่องทางสินเชื่อสีเขียว และที่สำคัญที่สุดคือ กำหนดเส้นตายที่ชัดเจนและบังคับได้ให้กิจการไฟฟ้าปฏิบัติตาม Grid Code มติ กพช. ครั้งนี้ก็เสี่ยงจะกลายเป็นสิ่งที่ประวัติศาสตร์นโยบายพลังงานไทยมีอยู่เต็มไปหมด: เครื่องมือที่ออกแบบมาดี แต่ไม่เคยขยายถึงระดับปฏิบัติการจริง เพราะสถาบันที่รับผิดชอบมีแรงจูงใจเชิงโครงสร้างทุกประการที่จะค่อย ๆ ถ่วงเวลา
เพดาน 500 เมกะวัตต์ไม่ใช่จุดหมายปลายทาง มันคือบททดสอบ ช่วงเวลาจากวันนี้ถึงเดือนมิถุนายน 2569 จะเป็นตัวชี้ขาดว่า รัฐบาลจะใช้พื้นที่นี้แก้สุญญากาศด้านการอนุญาต ช่องว่างด้านความเป็นธรรม และปัญหาแรงต้านจากกิจการไฟฟ้าหรือไม่ — และคำตอบนั้นจะกำหนดว่า มติฉบับนี้คือจุดเริ่มต้นของทศวรรษโซลาร์รูฟท็อปไทย หรือเป็นเพียงอีกหนึ่งบรรทัดในบัญชีความพลาดเฉียดที่ยืดยาวมากว่าทศวรรษ