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
ผศ.ดร.ปิติ เอี่ยมจำรูญลาภ ผู้อำนวยการหลักสูตร LL.M. (Business Law)
หลักสูตรนานาชาติ คณะนิติศาสตร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย