ประเทศที่ผลิตไฟฟ้ามากที่สุด

Do you have questions on the content published by Open Development Thailand? We will gladly help you.

Have you found a technical problem or issue on the Open Development Thailand website?

Tell us how we're doing.

Do you have resources that could help expand the Open Development Thailand website? We will review any map data, laws, articles, and documents that we do not yet have and see if we can implement them into our site. Please make sure the resources are in the public domain or fall under a Creative Commons license.

�ҡ������Ǩ�ç俿�ҹ������������ҹ�������������ͻ��»� �.�. 2538 ������ա����ҹ�ç俿�ҹ�������쪹Դ��ҧ� ��� 437 �ç �����ç俿�ҹ��������Ẻ PWR 203 �ç (������ 46.5) Ẻ BWR 93 �ç (������ 21.3) Ẻ CANDU 33 �ç (������ 7.5) ��ǹ�ç俿�ҹ��������������������ҧ��á�����ҧ �ըӹǹ 39 �ç ����ѧ���������ç俿�ҹ��������Ẻ PWR �֧ 12 �ç (������ 30.8) �����ѹ�����ç俿�ҹ��������Ẻ���������� �� 10 �ç (������ 25.6) ���ç俿�ҹ��������Ẻ CANDU ��� 2 �ç (������ 5.1) ���ç俿�ҹ��������Ẻ BWR �͡��� ���������ա 15 �ç (������ 38.5) ���ç俿�ҹ��������Ẻ����

㹻Ѩ�غѹ�����š���ç俿�ҹ������������� 442 �ç ��С��ѧ������ҧ���� 35 �ç (��Ȩԡ�¹ 2545) �ٵ��ҧ��� 1 ��Сͺ ����ȷ���ա�����ç俿�ҹ���������ҡ����ش ��� ������Ը����� �� ������ 77.6 �ͧ俿�ҷ���������Ե���Ҩҡ�ç俿�ҹ�������� ������»���Ƚ������ ������� �Ҹ�ó�Ѱ����ѡ ������ù ������Ѵ��ǹ��ü�Ե俿�Ҩҡ�ç俿�ҹ�������������� 77.1 58.0 53.4 ��� 46.0 ����ӴѺ

����Ѻ�����㹷�ջ����«���ա����ҹ�ç俿�ҹ�������� ���� ����ȭ���� 54 �ç (���ѧ������ҧ 3 �ç) ������� 18 �ç (���ѧ������ҧ 2 �ç) �Թ��� 14 �ç (���ѧ������ҧ 8 �ç) ����ѹ 6 �ç �չ 5 �ç (���ѧ������ҧ 6 �ç) �ҡ�ʶҹ 2 �ç ��������ҹ ���ѧ������ҧ 2 �ç

ประเทศโดยการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม

• ผลิตไฟฟ้าจากลมทั่วโลก 1,424,639.118 GWh ต่อปี
• ประเทศจีน เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าจากลมที่ใหญ่ที่สุดในโลกด้วยการผลิต 405,700 GWh ต่อปี
• สหรัฐอเมริกา มาเป็นอันดับสองด้วยรุ่น 300,071.029 GWh ต่อปี
• ด้วยรุ่น 123,403.09 GWh ต่อปี ประเทศเยอรมนี เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าจากลมรายใหญ่เป็นอันดับสาม
• ประเทศจีน, สหรัฐอเมริกา และ ประเทศเยอรมนี รวมกันมากกว่า 50% ของพลังงานลมทั้งหมดของโลกทั่วโลก
• ประเทศไทย โดยมีรุ่น 3,655 GWh ต่อปีอยู่ในอันดับที่ 33

ในปัจจุบันไฟฟ้าที่เราใช้นั้นมีส่วนที่ได้จากการผลิตโดยผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนทำกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตและฝ่ายจำหน่าย สัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวเปิดโอกาสให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนมีสิทธิได้รับความตอบแทน เช่น ค่าความพร้อมจ่ายและค่าพลังงานไฟฟ้า

ด้วยเหตุนี้ จึงสามารถมีการตั้งคำถามได้ว่าการที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนมีสิทธิได้ค่าตอบแทนดังกล่าว (ซึ่งจะเป็นสิ่งที่ผู้ใช้ไฟฟ้าต้องจ่ายในท้ายที่สุด) ส่งผลให้เกิดภาระเกินสมควรแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าหรือไม่ เมื่อคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ในการกำกับดูแลอัตราค่าบริการตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต้องกำกับดูแลอัตราค่าบริการในการผลิตไฟฟ้าให้ "เป็นธรรมแก่ทั้งผู้ใช้พลังงานและผู้รับใบอนุญาต"

คำถามที่เกิดขึ้นจึงมีอยู่ว่า "ความเป็นธรรม" ในที่นี้ควรจะถูกตีความอย่างไร และจะมีความหมายแตกต่างไปหรือไม่ หากว่าโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศไทยมีลักษณะการรวมศูนย์ที่ลดลง และไฟฟ้าที่ผลิตจากทรัพยากรพลังงานหมุนเวียนมีบทบาทในการสร้างความมั่นคงทางไฟฟ้ามากยิ่งขึ้น

*โครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศไทย : บทบาทของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน

รัฐวิสาหกิจ ซึ่งได้แก่ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. ต่างเป็นหน่วยงานรัฐที่มีบทบาทสำคัญในการรักษาความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้า (Supply Security) และความมั่นคงของระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Network Security) ของประเทศไทยในปัจจุบันโดยเป็นผู้ประกอบกิจการผลิต ระบบส่ง ระบบจำหน่าย ค้าปลีก ตลอดจนประกอบกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า ในขณะที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมากสามารถเข้ามามีส่วนร่วมในกิจการผลิตไฟฟ้าได้โดยการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement หรือ "PPA")

ระบบผลิตไฟฟ้าส่วนใหญ่และระบบส่งไฟฟ้าทั้งหมดของประเทศยังคงอยู่ในความดูแลของ กฟผ. ส่วนระบบจำหน่ายไฟฟ้า และบริการค้าปลีกจะอยู่ในความดูแลของ กฟน. และ กฟภ. โดย กฟผ. ทำการ ผลิตและส่ง ไฟฟ้าเกือบทั้งหมดเพื่อขายให้แก่ กฟน. และ กฟภ. เพื่อขายให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอีดทอดหนึ่ง โดย กฟน. รับผิดชอบจัดจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ นนทบุรี และสมุทรปราการ ส่วน กฟภ. รับผิดชอบในเขตจังหวัดอื่น ๆ ที่เหลือทั้งหมดทั่วประเทศ จึงอาจกล่าวได้ว่ากิจการไฟฟ้าของประเทศเกือบทั้งหมดอยู่ภายใต้ความรับผิดชอบและการผูกขาดโดยรัฐวิสาหกิจทั้งสามแห่งนี้

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติในวันที่ 26 พฤศจิกายน พ.ศ. 2546 กำหนดให้ประเทศไทยมีโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบผู้ซื้อรายเดียว Enhanced Single Buyer (ESB) โดยให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการผลิตและส่งไฟฟ้า ทำหน้าที่เป็นผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Single Buyer) และส่งกระแสไฟฟ้าให้แก่ กฟน. และ กฟภ.เพื่อการจำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้า โดยกฟผ. ทำหน้าที่เป็นผู้บริหารจัดการและรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยมี กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลการประกอบการของ กฟผ. ผ่านใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาตระบบส่งไฟฟ้า ใบอนุญาตศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า

รัฐส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงานไฟฟ้าภายใต้โครงสร้าง ESB ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนสามารถแข่งขันโดยเปิดให้เสนอขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ดังนั้น นอกจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPP SPP VSPP ไฟฟ้าจากต่างประเทศ ผู้ผลิตไฟฟ้าใช้เองหรือจำหน่ายให้ลูกค้าตรง (Independent Power Supply: IPS) และผู้ผลิตไฟฟ้าในพื้นที่ห่างไกล โดยระบบส่งไฟฟ้าของกฟผ. จะรับไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า IPP และโรงไฟฟ้าจากต่างประเทศ ทั้งนี้ จากข้อมูลของ กฟผ. โรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ณ เดือนตุลาคม พ.ศ. 2565 มีกำลังการผลิตตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าถึง 16,748.50 เมกะวัตต์

ส่วนโรงไฟฟ้า SPP จะมีการเชื่อมต่อกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าของทั้งสามการไฟฟ้า คือ กฟผ. กฟภ. หรือ กฟน. ส่วนโรงไฟฟ้า VSPP จะเชื่อมต่อกับระบบจำหน่ายไฟฟ้าของ กฟภ. หรือ กฟน. อย่างไรก็ตาม มีข้อสังเกตเพิ่มว่า นอกเหนือจาก กฟน. และ กฟภ. แล้ว ยังมีผู้ผลิตไฟฟ้าในพื้นที่ห่างไกล ให้บริการจ่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าด้วย อนึ่ง IPS จะจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรงและอาจมีการเชื่อมต่อกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. เพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า

ทั้งนี้ กฟผ. สามารถสั่งการและควบคุมการผลิตของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ และ โรงไฟฟ้าจากต่างประเทศเท่านั้น สำหรับ SPP นั้น กฟผ. สามารถคาดคะเนรูปแบบการผลิตไฟฟ้าได้จากการทำสัญญาซื้อขายประเภท Firm และ Non-Firm เท่านั้น ส่วน VSPP นั้น กฟผ. ไม่สามารถคาดการณ์กำลังการผลิตหรือรูปแบบการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าดังกล่าวได้

*ราคาค่าไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ.

ค่าไฟฟ้านับได้ว่าเป็นหัวใจสำคัญอีกประการหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในแง่ของผู้ประกอบการนั้น ราคาค่าไฟฟ้าเป็นสิ่งที่กำหนดว่าผู้ประกอบการนั้นจะมีโอกาสคืนทุนและทำกำไรจากการผลิตกระแสไฟฟ้าหรือไม่เพียงใด ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้านั้นค่าตอบแทนของผู้ผลิตไฟฟ้าจะแบ่งออกเป็น (1) ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) ซึ่งทำหน้าที่ชดเชยต้นทุนของผู้ประกอบการ (2) ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) ซึ่งก็คือค่าใช้จ่ายผันแปรที่เกิดจากการผลิตไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ.

รายได้ค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า กำหนดขึ้นเพื่อให้ครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ในการดำเนินการ เช่น ค่าใช้จ่ายบำรุงรักษา รวมถึงค่าใช้จ่ายในการบริหาร เป็นต้น โดยทั่วไปแล้วค่าความพร้อมจ่ายพลังงานไฟฟ้าจะขึ้นอยู่กับความพร้อมของโรงไฟฟ้าในการผลิตและจ่ายกระแสไฟฟ้าตามที่ กฟผ.กำหนด (เมื่อผู้ผลิตไฟฟ้า "พร้อม" จะรับคำสั่งเดินเครื่องก็จะได้รับค่าตอบแทนในส่วนนี้แม้จะยังไม่มีการผลิตไฟฟ้าก็ตาม)

ในขณะที่รายได้ค่าพลังงานไฟฟ้าจะได้รับเมื่อมีการผลิตพลังงานไฟฟ้าและส่งเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟผ. โดยมีส่วนประกอบหลัก 2 ส่วน คือ (1) ค่าเชื้อเพลิง (Fuel Payment) และ (2) ค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา (Variable Operating and Maintenance Payment) (เอกชนจะได้รับก็ต่อเมื่อศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าสั่งการให้โรงไฟฟ้าเดินเครื่องผลิตพลังงานไฟฟ้าเท่านั้น)

เงินที่ กฟผ. ได้จ่ายให้กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเหล่านี้ (ทั้งในส่วนค่าความพร้อมจ่ายและค่าพลังงานไฟฟ้า) จะถูกนำไปคำนวณรวมเป็น "ค่าไฟฟ้าฐาน" ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าจะเป็น "ผู้จ่าย" ในท้ายที่สุด โดยค่าไฟฟ้าฐานจะคำนวณจากค่าใช้จ่ายในการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ระบบสายส่ง ระบบสายจำหน่าย ภายใต้สมมติฐานความต้องการใช้ไฟฟ้า ราคาเชื้อเพลิง อัตราแลกเปลี่ยน อัตราเงินเฟ้อ และการปรับปรุงประสิทธิภาพของกิจการไฟฟ้าในระดับหนึ่ง โดยรวมถึงค่าซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนอีกด้วย

*ค่าความพร้อมจ่ายเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าหรือไม่ ?

ผู้เขียนมีความเห็นว่าภายใต้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่เน้นการรวมศูนย์ กล่าวคือโครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่รัฐวิสาหกิจ เช่น กฟผ. มีบทบาทหลักในการผลิตและรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน การที่ กฟผ. มีหน้าที่ต้องจ่ายค่าตอบแทนให้กับผู้ผลิตเอกชนทั้งในส่วนความพร้อมจ่ายไฟฟ้าและค่าพลังงานไฟฟ้ามีความ "เป็นธรรม" กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน

ในส่วนของค่าความพร้อมจ่ายนั้น มีความสมเหตุสมผลเนื่องจากผู้ผลิตเอกชนได้ "ลงมือ" ดำเนินการให้ตนมีความพร้อมที่จะรับคำสั่งให้ผลิตไฟฟ้าจาก กฟผ. การปฏิบัติการชำระหนี้ดังกล่าวย่อมมีต้นทุนที่เกี่ยวข้อง และควรได้รับค่าตอบแทนเมื่อได้มีการดำเนินการตามหน้าที่ที่กำหนดในสัญญาแล้ว

อย่างไรก็ตาม ผู้เขียนขอตั้งข้อสังเกตว่าเมื่อโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในปัจจุบันกำลังถูกพัฒนาให้มีลักษณะของ "การกระจายศูนย์" มากยิ่งขึ้น กล่าวคือไฟฟ้าที่มีการซื้อขายกันนั้นอาจไม่มีมาจากเฉพาะโรงไฟฟ้าที่อาศัยเชื้อเพลิงฟอสซิลรายใหญ่ ซึ่งทุกรายจะขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. เท่านั้น หากแต่ยังมีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนจำนวนมากซึ่งผลิตไฟฟ้าจากทรัพยากรพลังงานหมุนเวียน เช่น การผลิตไฟฟ้าจากระบบเซลล์แสงอาทิตย์

เมื่อโครงสร้างกิจการไฟฟ้ามีลักษณะกระจายศูนย์มากขึ้นการพึ่งพาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่และความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ารายใหญ่ดังกล่าวก็ควรจะลดลง เราจึงสามารถตั้งคำถามได้ว่า "การจ่ายเงิน" ของผู้ใช้ไฟฟ้าเพื่อตอบแทนความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าก็ควรจะลดลงหรือไม่ ? ผู้เขียนเห็นว่าเมื่อความจำเป็นที่จะต้องจ่ายเพื่อให้โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ลดลง การจ่ายเงินเพื่อความพร้อมดังกล่าวก็ควรจะมีจำนวนลดลงด้วย

*หน้าที่ในการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

องค์กรพลังงานระหว่างประเทศ (International Energy Agency หรือ "IEA") ได้ตั้งข้อสังเกตเกี่ยวกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบที่มีผู้รับซื้อรายเดียวโดยผ่านสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว (ซึ่งมีลักษณะเป็นโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบรวมศูนย์) ของประเทศไทยเอาไว้มีลักษณะ "ไม่ยืดหยุ่นในเชิงโครงสร้าง (Structural Inflexibility)"

ภายใต้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียวและสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กฟผ. จะมีหน้าที่ตามสัญญาที่ "ซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum-Take Obligation)" เช่น กำหนดให้มีหน้าที่ต้องรับซื้อไฟฟ้า 100% ในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Hours) และมีหน้าที่ในการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำ 65% ในช่วงที่ไม่มีความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Off-Peak Hours) IEA พบว่ามีความเป็นไปได้ที่หน้าที่ในการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำในช่วง Off-Peak Hours ก่อต้นทุนโดยไม่จำเป็นและส่งผลให้มีการจำกัดการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากทรัพยากรพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (Variable Renewable Energy Curtailment) โดยไม่จำเป็น เนื่องจากในช่วง Off-Peak นั้นจะมีปริมาณการใช้ไฟฟ้าน้อยเกินกว่าที่จะใช้ไฟฟ้าทั้งจากที่ผลิตจากทรัพยากรพลังงานหมุนเวียนและไฟฟ้าที่ได้จากการรับซื้อขั้นต่ำตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (โปรดดู IEA, ?Thailand Power System Flexibility Study? (2021)) ด้วยเหตุนี้ จึงสามารถกล่าวได้ว่าสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวซึ่งกำหนดหน้าที่ให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำนั้น (ในปริมาณมากเกินสมควร) จะส่งผลเป็นการขัดขวางการพัฒนากิจการไฟฟ้าที่มีสัดส่วนของไฟฟ้าที่ผลิตจากทรัพยากรพลังงานหมุนเวียน

*การสร้างความยืดหยุ่นในทางสัญญา (Contract Flexibility)

หน้าที่ในการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำในปริมาณมากเกินไปส่งผลให้ระบบการรับซื้อไฟฟ้าของประเทศไทยขาดความยืดหยุ่นและส่งผลให้เกิดต้นทุนที่ไม่จำเป็น หน้าที่ในการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำดังกล่าวส่งผลให้มีไฟฟ้าที่ต้องรับซื้อตามสัญญาในปริมาณมากเกินไป (Over-Contracted Minimum-Take Volumes) โดยเฉพาะอย่างยิ่งในช่วง Off-Peak Period

และช่วงที่สามารถผลิตไฟฟ้าจากทรัพยากรพลังงานหมุนเวียนได้ในปริมาณมาก เช่น ช่วงเวลากลางวันจะสามารถผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ได้ในปริมาณมาก ความต้องการไฟฟ้าจากการรับซื้อขั้นต่ำของ กฟผ. ก็ควรจะลดลงและส่งผลให้ผู้ใช้ไฟฟ้าลดการจ่ายเงินเพื่อตอบแทนการจัดหาไฟฟ้าอันเกิดจากหน้าที่รับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำลงอีกด้วย

ผู้เขียนมีความเห็นว่าสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว ซึ่งมีทั้งข้อสัญญาที่รองรับสิทธิในการได้รับค่าตอบแทนในการดำเนินการเพื่อให้ความพร้อมจ่าย และหน้าที่ในการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำยังคงมีความจำเป็นเพื่อรักษาความมั่นคงและความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า

อย่างไรก็ตาม ค่าตอบแทนสำหรับความพร้อมจ่ายและปริมาณการรับซื้อขั้นต่ำจะต้องคำนึงถึงพัฒนาการของระบบการผลิตไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์และการมีบทบาทที่มากขึ้นของไฟฟ้าที่ผลิตจากทรัพยากรพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ IEA ได้ให้ข้อเสนอแนะว่าสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวในอนาคตควรถูกจำกัดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำให้มีปริมาณลดลง และออกแบบสัญญาให้มีความยืดหยุ่นพอที่จะเปิดโอกาสให้ไฟฟ้าที่ผลิตจากทรัพยากรพลังงานหมุนเวียนมีสัดส่วนการใช้ที่มากขึ้น

อาจมีการตั้งคำถามว่าในส่วนของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้ลงนามแล้วและยังมีผลบังคับอยู่นั้นควรจะดำเนินการอย่างไร ? โดยหลักแล้วสัญญาที่ยังมีผลบังคับผูกพันอยู่นั้นจะต้องไม่ถูกแก้ไขโดยคู่สัญญาฝ่ายใดฝ่ายหนึ่ง เช่น กฟผ. ย่อมไม่อาจแก้ไขปริมาณการรับซื้อขั้นต่ำโดยการกระทำของตนเพียงฝ่ายเดียว (จากมุมมองของคู่สัญญาเอกชนและธนาคารซึ่งให้การสนับสนุนด้านการเงินแก่โครงการปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำและสิทธิในการได้รับเงินจากค่าความพร้อมจ่ายนั้นเป็นองค์ประกอบสำคัญต่อการพิจาณาศักยภาพทางเงินของโครงการและเป็นปัจจัยสำคัญที่ทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนสามารถชำระเงินตามสัญญากู้ยืมเงินคืนได้) หาก กฟผ. ประสงค์จะแก้ไขข้อสัญญาเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำหรือค่าความพร้อมจ่าย กฟผ. จะต้องเจรจากับคู่สัญญาเอกชน

นอกจากนี้ หากว่า "รัฐ" ออกกฎหมายหรือข้อบังคับใด ๆ ที่ส่งผลให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้รับค่าความพร้อมจ่ายน้อยลงหรือได้รับประโยชน์จากสิทธิในการจำหน่ายไฟฟ้า (ซึ่ง กฟผ. มีหน้าที่ในการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำ) ลดลง การดำเนินการดังกล่าวอาจถูกพิจารณาได้ว่าเป็น "การเปลี่ยนแปลงทางกฎหมาย (Change in Law)" ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนควรจะมีสิทธิที่จะรวบรวมและเสนอผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงทางกฎหมายดังกล่าวให้ กกพ. พิจารณา (เพื่อให้ยังคงมีสิทธิได้รับค่าตอบแทนจากการประกอบการอย่างเป็นธรรมหรือเพื่อให้มีสิทธิได้รับการเยียวยาอย่างเป็นธรรมต่อไป)

โดยสรุป ผู้เขียนเห็นว่าการที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ที่จำหน่ายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวภายใต้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบรวมศูนย์นั้นมีสิทธิได้รับค่าความพร้อมจ่าย มีสิทธิขายไฟฟ้าให้ กฟผ. โดย กฟผ. มีหน้าที่ในการรับซื้อตามปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำ และในขณะเดียวกัน กฟผ. ไม่อาจเปลี่ยนแปลงแก้ไขข้อสัญญาที่เกี่ยวกับสิทธิในการได้รับค่าตอบแทนและสิทธิในการจำหน่ายไฟฟ้าเหล่านี้ได้ฝ่ายเดียวนั้นเป็นสิ่งที่เป็นธรรมทั้งต่อผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า

อย่างไรก็ตาม ค่าความพร้อมจ่ายควรจะถูกลดอัตราลงเมื่อระบบการผลิตไฟฟ้าก้าวเข้าสู่ระบบที่มีลักษณะกระจายศูนย์มากยิ่งขึ้น นอกจากนี้ ปริมาณาการรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำจากโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลควรถูกลดจำนวนลงเมื่อก้าวเข้าสู่ระบบที่มีลักษณะกระจายศูนย์มากยิ่งขึ้นเช่นกัน

ประเทศใดมีการผลิตกระแสไฟฟ้าจากพลังงานน้ำที่ใหญ่ที่สุด

ประเทศใดในกลุ่มอาเซี่ยนมีการผลิตไฟฟ้ามากที่สุด

พลังงานไฟฟ้าในประเทศไทยผลิตจากอะไร

ไทยซื้อไฟฟ้าจากประเทศใดมากที่สุด