แนะทางแก้ค่าไฟแพง เปิดเสรีพลังงานสะอาด

ค่าไฟฟ้าถือเป็นหนึ่งในนโยบายสำคัญของรัฐบาลทุกยุคทุกสมัย ซึ่งรัฐบาลมักจะออกมาตรการลดค่าน้ำค่าไฟมาโดยตลอด ซึ่งที่ผ่านมา รัฐบาลปัจจุบัน ได้ออกมาตรการบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าหลายครั้งด้วยการตรึงราคา แต่ก็เป็นเพียงมาตรการระยะสั้นเท่านั้น

ปัจจุบันค่าไฟฟ้าของไทย งวดเดือน ม.ค.-เม.ย. 2568  ปรับขึ้นมาอยู่ที่ 4.15 บาทต่อหน่วย ตามมติของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพราะต้องทยอยชำระหนี้ให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) ที่ต้องแบกรับภาระค่าไฟฟ้าผันแปร หรือ เอฟที (Ft) ในช่วงการตรึงราคาที่ผ่านมารวมจำนวน 15,094 ล้านบาท ทำให้ยังคงเหลือหนี้ที่คาดว่าต้องจ่ายคืน กฟผ.และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รวมกันอีก 85,226 ล้านบาท

ขณะที่โครงสร้างราคาค่าไฟฟ้าของไทย หากเจาะลึกลงในรายละเอียดก็จะพบว่า ค่าไฟ 4.15 บาท ประกอบไปด้วย 1.ค่าการผลิตไฟฟ้า 3.31 บาท (ในจำนวนนี้ 50% เป็นค่าเชื้อเพลิง และ 30% ต้นทุนโรงไฟฟ้า) 2.ค่าจัดส่ง 0.24 บาท 3.ค่าจัดจำหน่าย 0.54 บาท และ 4.ค่าเอฟที  0.06 บาท

จากข้อมูลข้างต้นจะเห็นได้ว่าสัดส่วนที่อยู่ในค่าไฟฟ้าเยอะมากสุดก็คือ ค่าการผลิตไฟฟ้า โดยเฉพาะค่าเชื้อเพลิง ซึ่งเชื้อเพลิงที่ไทยนำมาผลิตไฟฟ้ามากที่สุด คือ ก๊าซธรรมชาติ 61.67% รองลงมาถ่านหินสัดส่วน 19.51%, พลังงานหมุนเวียนสัดส่วน 17.58%, น้ำมันดีเซลสัดส่วน 0.02%, น้ำมันเตาสัดส่วน 0.15% และพลังงานอื่น ๆ สัดส่วน 1.07%

ทั้งนี้ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ผลิตไฟฟ้ามาจากหลายแหล่ง คือ อ่าวไทย เมียนมา และนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยต้นทุนของก๊าซฯจะมาจากการนำต้นทุนทั้ง 3 แหล่งรวมกัน แล้วคิดราคาถั่วเฉลี่ยออกมา เรียกว่าพูลแก๊ส (Pool Gas) ซึ่งจะกลายเป็นต้นทุนก๊าซฯที่ใช้ผลิตไฟฟ้า และสิ่งที่มีผลทำให้ราคาพูลแก๊สพุ่งสูง ก็คือต้นทุนก๊าซธรรมชาติเหลว โดยจะผันผวนไปตามปัจจัยตลาดโลก เช่น ความต้องการในตลาดโลก ปริมาณอุปทาน ความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์ ดังนั้นเมื่อราคาก๊าซธรรมชาติเหลวปรับสูงขึ้น ก็จะทำให้ ราคาพูลแก๊ส ที่เป็นต้นทุนผลิตไฟฟ้าเพิ่มสูงตามไปด้วย และก็ทำให้ค่าไฟฟ้าของคนไทยแพงขึ้น

ค่าไฟ 3.70 บาท เป้าหมายรัฐบาล

อดีตนายกรัฐมนตรี ทักษิณ ชินวัตร ได้เสนอแนวทางปรับลดค่าไฟฟ้าให้เหลือ 3.70 บาทต่อหน่วย จากเดิม 4.15 บาทต่อหน่วย ซึ่งคิดเป็นส่วนต่างที่ลดลง 0.45 บาท ภายในปี 2568 โดยแนวทางที่เป็นไปได้ คือ ไม่ต่อสัญญา Adder ที่กำลังจะหมดอายุ ซึ่งเป็นนโยบายสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนที่ภาครัฐจ่ายค่าไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากราคาปกติให้กับโรงไฟฟ้ารายเล็ก (SSP) และโรงไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSSP) ซึ่งมีระยะเวลาสูงสุด 10 ปี, ยืดเวลาจ่ายค่า Ft ของ กฟผ.ที่เหลือออกไป, ยืดเวลาจ่ายหนี้ค่าก๊าซฯของ กฟผ. และ ปตท. และขอความร่วมมือโรงไฟฟ้ารายใหญ่กับรายเล็กลดค่าไฟฟ้าลง 0.05 บาทต่อหน่วย

แม้จะเป็นเพียงข้อเสนอของ ทักษิณ แต่ดูเหมือนรัฐบาลก็จะขานกับแนวทางดังกล่าวและตั้งเป้าหมายว่าจะต้องทำให้ได้ โดย แพทองธาร ชินวัตร นายกรัฐมนตรี กล่าวถึงประเด็นนี้ว่า การลดค่าไฟเป็นสิ่งที่รัฐบาลเน้นย้ำอยู่แล้วว่าต้องการจะให้มีราคาถูกลง หากรัฐบาลสามารถพูดคุยเจราจาได้และทุกฝ่ายร่วมมือกันก็จะเกิดประโยชน์กับประเทศ ส่วนการลดให้เหลือ 3.70 บาทต่อหน่วย ก็มีความเป็นไปได้ และเป็นเป้าหมายที่รัฐบาลอยากทำให้ได้ แต่อาจจะต้องใช้เวลา โดยจะทยอยลดลงเรื่อย ๆ จากการตัดส่วนไปจำเป็นและซ้ำซ้อนออกไป

ต่อมาวันที่ 15 ม.ค. 68 มีรายงานผลการประชุมคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยมีมตินำเสนอทางเลือกให้รัฐบาลทบทวนและปรับปรุง เงื่อนไขการสนับสนุนทั้งในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) และ Feed in Tariff (FiT) ผ่านการอุดหนุนราคารับซื้อไฟฟ้าในกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) เพื่อให้การอุดหนุน Adder และ Feed in Tariff (FiT) สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง และทำให้ค่าไฟสามารถปรับลดลงได้ทันทีประมาณหน่วยละ 17 สตางค์ จากค่าไฟฟ้าในปัจจุบันเฉลี่ยอยู่ที่หน่วยละ 4.15 บาท เพื่อลดภาระค่าครองชีพให้กับประชาชน

เดิมนโยบายดังกล่าวต้องการสนับสนุนและส่งเสริมผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก และรองรับปริมาณความต้องการเพิ่มปริมาณไฟฟ้าสะอาดเข้ามาในระบบให้มากขึ้น ปัจจุบันผู้ประกอบการกลุ่มนี้มีพัฒนาการอย่างต่อเนื่อง มีความพร้อม สามารถรับมือกับการแข่งขันในธุรกิจไฟฟ้าได้ดี ท่ามกลางการแข่งขันและพัฒนาเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนที่ทำให้เกิดการลดลงต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าอย่างต่อเนื่อง จึงน่าจะเป็นช่วงเวลาที่เหมาะสมในการเสนอให้ทบทวนเงื่อนไขการรับซื้อดังกล่าว

แต่หากจะปรับลดค่าไฟฟ้าให้ได้ถึง 3.70 บาทต่อหน่วยอย่างรวดเร็ว ภายในปี 2568 จะเป็นไปได้มากแค่ไหน นักวิชาการนโยบายพลังงานทีดีอาร์ไอ อารีพร อัศวินพงษ์พันธ์ ประเมินว่า มีวิธีที่สามารถทำได้อยู่ 3 ทาง คือ 1.ยืดหนี้ของ กฟผ.ออกไป 2.ยกเลิกสัญญา Adder และ 3.เรียกเงินลงทุน หรือ คอลแบ็ก (Claw back) คืนมาจาก 3 การไฟฟ้า คือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)

ถามว่าเป็นไปได้ไหม เป็นไปได้ แต่ต้องถามว่าในระยะเท่าไหร่ ถ้าในระยะสั้นอย่างตะกี้บอกมาใน 3 ข้อ แต่ถ้าในระยะยาวก็เสนอให้มีการปรับโครงสร้างราคาค่าไฟที่จะไม่กระทบต่อภาคเศรษฐกิจและภาคเอกชน

ทีดีอาร์ไอเสนอ 3 แนวทางโครงสร้างค่าไฟ

ในงานเสวนา“ไฟแพง…แก้อย่างไร? เขย่าโครงสร้างราคา ขยับสู่ตลาดไฟฟ้าเสรี” ของทีดีอาร์ไอ ได้มีข้อเสนอภาครัฐ ถึงแนวทางการลดค่าไฟฟ้าที่ดีกว่า โดยเริ่มปรับโครงสร้างตั้งแต่ต้นน้ำไปจนถึงปลายน้ำ  ดังนี้

1.ปรับโครงสร้างนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ภาครัฐต้องสนับสนุนให้มีการแข่งขันทางด้านราคา Pool Gas เพราะปัจจุบันมีการกำหนดราคาเพดานนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ทำให้ผู้ค้าที่จัดหาก๊าซฯ (Shipper) ในราคาเทียบเท่าเพดาน หรือต่ำกว่าเพดาน ก็สามารถนำเข้าได้ตามปริมาณที่ได้รับจัดสรร แต่หากมีการเปิดแข่งขันทางด้านราคา ก็จะทำให้ได้ผู้ค้าที่เสนอในราคาถูกที่สุด และนำเข้าก๊าซฯได้ในปริมาณที่มากที่สุด

หากผู้ค้าสามารถนำเข้าได้ในราคาที่เท่ากันหรือต่ำกว่าเพดาน ก็จะสามารถนำเข้า LNG ได้ตามปริมาณที่จัดสรร แต่ถ้ามีการเปิดแข่งขันทางด้านราคา จะทำให้ผู้ค้าที่นำเข้า LNG ในราคาถูกที่สุด ก็จะนำเข้าได้ในปริมาณที่มากที่สุด ซึ่งก็จะทำให้ Pool gas ที่เป็นต้นทุนก๊าซฯผลิตไฟฟ้า มีราคาถูกลง และค่าไฟฟ้าก็จะถูกลง

2. คิดค่าผ่านท่อก๊าซฯควรเน้นการจัดสรรสินทรัพย์อย่างเป็นธรรม โดยปัจจุบันมีการคิดค่าผลตอบแทนจากสินทรัพย์โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯที่ใช้งานอยู่แล้วกับอยู่ระหว่างก่อสร้าง ซึ่งควรให้พิจารณาจากสินทรัพย์ท่อก๊าซฯที่มีการใช้งานอยู่แล้วเท่านั้น

ขณะเดียวกันมีการลงทุนเพิ่มเติมในท่อก๊าซฯที่มีการใช้งานมาน ส่งผลให้ยังคงมีการบันทึกค่าเสื่อมราคา แม้ว่าท่อบางส่วนควรจะได้รับการคืนทุนครบถ้วยแล้วก็ตาม ดังนั้นการคิดค่าผ่านท่อควรต้องสะท้อนตามอายุการใช้งานที่แท้จริง โดยตรวจสอบการลงทุนของสินทรัพย์ท่อก๊าซฯในส่วนที่ขยายปรับปรุงเพิ่มเติมอย่างเหมาะสม

ส่วนระบบการจองท่อ เนื่องจากมีการจองท่อจากผู้จัดหาก๊าซฯแต่กลับไม่มีการใช้งานบางส่วน ดังนั้นปรับระบบหลักเกณฑ์การจองของผู้จัดหาก๊าซฯให้สอดคล้องกับความต้องการใช้งานจริง เพื่อลดต้นทุนที่ส่งผ่านไปถึงค่าไฟของประชาชน

นอกจากนี้ประเด็น LNG Terminal ที่เป็นคลังเก็บก๊าซธรรมชาติเหลวที่รับมาจากเรือขนส่งในทะเล เพื่อรอแปรสภาพจากสถานะของเหลวเป็นก๊าซธรรมชาติก่อนจะส่งต่อไปให้ผู้ใช้ปลายทาง ซึ่งก็ถือเป็นต้นทุนที่ส่งผลต่อค่าไฟ ปัจจุบันไทยมี LNG Terminal จำนวน 2 แห่ง แต่ใช้งานจริงเพียง 70% ของศักยภาพเต็ม และกำลังจะมีการสร้าง LNG Terminal แห่งที่ 3 ซึ่งจากแผน GAS Plan 2024 พบว่า ในกรณีที่เมียนมาไม่สามารถจัดส่งก๊าซฯได้ และไทยจำเป็นต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวเข้ามาทดแทน การยังไม่มีความจำเป็นที่จะต้องใช้ LNG Terminal แห่งที่ 3 แต่อย่างใด

ดังนั้นภาครัฐควรจะต้องแยกสินทรัพย์ LNG Terminal ให้ชัดเจนว่าเป็นสินทรัพย์ส่วนไหนเป็นสินทรัพย์ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้กับประชาชน (Regulatory assets) และสินทรัพย์ที่ยังไม่ได้ใช้ผลิตไฟฟ้าให้ประชาชน (Commerical assets) เพื่อป้องกันไม่ให้สินทรัพย์ที่ยังไม่ได้ใช้ผลิตไฟฟ้าให้ประชาชนถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนค่าไฟของประชาชนอย่างมาเป็นธรรม

3. ปรับหลักคิดค่าความพร้อมจ่าย (AP) ซึ่งเป็นค่าใช้จ่ายที่ กฟผ.จ่ายให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนตามสัญญาซื้อไฟฟ้าระยะยาวแม้จะไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้า แต่ต้องเตรียมพร้อมจ่ายไฟฟ้าอยู่ตลอดเวลาตามคำสั่งผู้ควบคุม ซึ่งค่า AP จะครอบคลุมต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบํารุงรักษาและค่าอะไหล่ค่าประกันภัย และผลตอบแทนสําหรับส่วนของผู้ถือหุ้นโรงงานผลิตไฟฟ้า

ในช่วง 16 ปีที่ผ่านมา คนไทยได้เสียค่าความพร้อมจ่ายไปแล้ว 5.33 แสนล้านบาท โดยที่โรงไฟฟ้าไม่ได้เดินเครื่อง และปีล่าสุด 2567 พบว่ามีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ในไทย 7 แห่ง จากทั้งหมด 13 แห่ง ที่ไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้า แต่ กฟผ.ต้องจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้กับเอกชนรวม 2,500 ล้านบาท

ดังนั้นภาครัฐควรต้องปรับหลักคิดค่าความพร้อมจ่าย โดยทบทวนคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่สูงเกินจำเป็น เพื่อลดการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ที่ไม่จำเป็น ซึ่งตามแผน PDP 2024 จะมีการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มอีก 11 แห่งในอนาคต และให้หยุดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบระยะยาว (PAA) หรือปรับสัญญาใหม่ ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าต้องร่วมรับผิดชอบต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าด้วย เพื่อให้ภาระค่าความพร้อมจ่ายของกฟผ. น้อยลง และจะลดค่าไฟฟ้าของประชาชน

ปี 2024 ค่าความพร้อมจ่ายที่เราเสียไปให้กับโรงไฟฟ้า 7 โรง ที่ไม่ได้เดินเครื่อง ประมาณ 2,500 ล้านบาท ถ้าตรงนี้ปรับได้ก็จะลดประมาณ 10 – 20 สตางค์

เปิดตลาดไฟฟ้าเสรีพลังงานสะอาด

หลังปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าได้แล้ว ทีดีอาร์ไอ ยังได้เสนอแนวทางที่จะสร้างความมั่นคงให้กับค่าไฟฟ้าได้ในระยะยาวอย่างยั่งยืน โดยให้ภาครัฐเปิดตลาดไฟฟ้าเสรีพลังงานสะอาด เพื่อแก้ปัญหาโครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่ครอบคลุมห่วงโซ่อุปทาน และรองรับความต้องการไฟฟ้าพลังงานสะอาดที่เพิ่มขึ้นด้วยราคาที่เป็นธรรม

โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายหลายได้แข่งขันประมูลขายไฟฟ้าให้ผู้ค้าปลีกผ่านตลาดกลาง จากนั้นให้การไฟฟ้านครหลวงและภูมิภาค และผู้ค้าปลีกเอกชนรายอื่น ๆ รวมถึงกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าจากครัวเรือน ทำการแข่งขันขายไฟฟ้าให้กับผู้บริโภคไฟฟ้า โดยที่ผู้บริโภคจะมีอิสระเสรีเลือกซื้อไฟจากผู้ค้าปลีกไฟฟ้ารายใดก็ได้ผ่านระบบตลาดกลาง (Trading platform) หรือไม่ผ่านตลาดกลางก็ได้

ทั้งนี้ ตลาดไฟฟ้าเสรีจะช่วยทำให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพในราคาที่เป็นธรรม เนื่องจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่อยู่ในตลาดไฟฟ้าเสรีที่มีการแข่งขันสูง ย่อมมีเป้าหมายในการดำเนินธุรกิจเพื่อตอบสนองความต้องการของผู้บริโภคทั้งในด้านราคาและคุณภาพ

แต่การเปิดตลาดไฟฟ้าเสรีทำได้ไม่ง่ายและต้องใช้ระยะเวลาหลายปี ดังนั้นหากไทยจะเปิดตลาดไฟฟ้าเสรีจะต้องทยอยทำแบ่งเป็น 3 ระยะ

• ระยะแรกปี 2569-2573 เปิดตลาดไฟฟ้าเสรีสัดส่วน 41% ให้เฉพาะกับภาคส่งออกที่ได้รับผลกระทบจากมาตรการปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดนของสหภาพยุโรป (CBAM) และภาคอุตสาหกรรมการผลิตขนาดใหญ่ที่ต้องการพลังงานสะอาด 100%
• ระยะที่สองภายในปี 2580 เพิ่มสัดส่วนตลาดไฟฟ้าเสรีเป็น 45% ซึ่งจะสอดคล้องกับเป้าหมายแผน PDP 2024 ของไทย ที่จะต้องเพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาดและขยายตลาดไฟฟ้าเสรี
• ระยะที่สามภายในปี 2593 เพิ่มสัดส่วนตลาดไฟฟ้าเสรีเป็น 65% โดยเป็นช่วงที่ไทยจะบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ตามที่ให้สัญญากับประชาคมโลกไว้

หลังจากนั้นหากไทยมีการศึกษาพลังงานสะอาดที่เพิ่มมากขึ้น ก็จะช่วยขยายเปิดตลาดไฟฟ้าเสรีได้ครบ 100% ครอบคลุมทั้งอุตสาหกรรมการผลิต โรงงานและอาคารควบคุมขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง (SME) ไปจนถึงภาคครัวเรือน

นอกจากเปิดตลาดไฟฟ้าเสรีแล้ว ไทยควรต้องเร่งเปลี่ยนผ่านการผลิตไฟฟ้าไปสู่พลังงานสะอาด เพื่อไม่ให้กระทบเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม โดยเฉพาะภาคการส่งออกที่จะต้องผ่านกลไกการปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดนของสหภาพยุโรป อีกทั้งพลังงานสะอาดจะช่วยลดต้นทุนได้อย่างยั่งยืนในระยะยาว

กลไกเปิดตลาดไฟฟ้าเสรี

สำหรับกลไกการทำตลาดไฟฟ้าเสรี จะต้องเริ่มจากการพิจารณาค่าดำเนินการเชื่อมสายส่ง และสายจำหน่ายไฟฟ้า โดยจะคิดใน 3 ส่วนหลัก คือ

1. Wheeling Charge เป็นต้นทุนของภาครัฐที่ลงทุนเกี่ยวกับระบบสายส่ง ที่ดิน อาคาร อุปกรณ์สายส่ง ระบบจำหน่าย และระบบควคุมที่เกี่ยวข้อง โดยต้องมีการพิจารณาต้นทุนและค่าเสื่อมราคาทุก 3-5 ปี เพื่อสะท้อนการใช้งานที่แท้จริง เนื่องจากหลายครั้งสินทรัพย์ที่ใช้งานอยู่มักจะมีการปรับปรุงหรือเพิ่มเติมอุปกรณ์ใหม่เข้ามา ซึ่งต้องคิดต้นทุนเพิ่ม แต่ขณะเดียวกันอุปกรณ์บางอย่างที่ใช้มานานก็อาจจะคืนทุนหมดแล้ว ก็ไม่ต้องคิดต้นทุน

2. Ancillary Services เป็นต้นทุนสร้างความมั่นคงของโครงข่าย ผ่านระบบควบคุมแรงดัน (VC), ระบบ Black Start หรือการปรับเปลี่ยนความถี่ของไฟฟ้าให้เท่ากัน ซึ่งจะถูกใช้งานเมื่อเกิดปัญหาการจ่ายไฟ จึงควรให้มีการพิจาณาต้นทุนและค่าเสื่อมราคาทุก 3-5 ปี เพื่อสะท้อนการใช้งานที่แท้จริง รวมถึงต้องแยกสินทรัพย์การให้บริการระหว่าง Wheeling Charge และ Ancillary Services เพราะลักษณะการใช้งานแตกต่างกัน

3. ค่า Imbalance เป็นกลไกการรักษาความสมดุลของไฟฟ้าที่เกิดขึ้น เมื่ออุปสงค์และอุปทานของไฟฟ้าไม่ตรงกัน ซึ่งทำให้เกิดความผันผวนของแรงดันไฟฟ้า ไฟฟ้าดับ และระบบล้มเหลวได้ จึงจำเป็นต้องรักษาสมดุลไฟฟ้าในระบบ เพื่อให้แน่ใจว่าโครงข่ายไฟฟ้ามีเสถียรภาพและเชื่อถือได้

หากมีตลาดไฟฟ้าเสรี คาดว่าค่า Imbalance จะถูกกำหนดให้จ่ายเป็นค่าปรับ โดย กฟผ. ที่เรียกเก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้า โดยทีดีอาร์ไอเสนอให้เก็บค่า Imbalance ตามราคากลไกตลาด หมายความว่า ในช่วงที่ผลิตไฟฟ้าได้สูงก็ให้เก็บค่า Imbalance ในราคาต่ำ ในขณะที่หากช่วงไหนผลิตไฟฟ้าได้น้อย แต่มีความต้องการใช้ไฟสูง ก็ให้เก็บ Imbalance สูงขึ้น

นอกจากนี้ให้เก็บค่า  Imbalance จากผู้ผลิตไฟฟ้าแยกส่วนกับผู้ค้าปลีกไฟฟ้า เพื่อจะทำให้แยกได้ชัดเจนว่าส่วนไหนต้นทุนค่าไฟสูง เพื่อที่จะเข้าไปจัดการหรือเพิ่มประสิทธิภาพของการผลิตและการจัดากร

สำหรับช่วงแรกของการจัดการ Imbalance หรือ ความสมดุลของไฟฟ้า

• ในกรณีที่มีการผลิตไฟฟ้าเกินกว่าความต้องการ (Positive Imbalance) จะต้องอนุญาตให้ผู้ผลิตพลังงานสะอาดสามารถฝากไฟฟ้าส่วนเกินดังกล่าวไว้ในระบบ หรือใช้ระบบ virtual storage system เก็บไว้เผื่อเวลาที่ไฟฟ้ามีไม่พอความต้องการ หรือสามารถนำไปขายได้ 4
• ในกรณีที่ผลิตไฟฟ้าได้น้อยกว่าแผนที่วางไว้ หรือความต้องการล้น (Negative Imbalance) จะต้องอนุญาตให้ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาดสามารถชดเชยไฟฟ้าส่วนขาด โดยนำไฟฟ้าออกมาจากระบบที่เคยฝากไว้ หรือสามารถซื้อพลังงานไฟฟ้าที่จำเป็นจากโครงข่ายไฟฟ้าในราคาที่เป็นธรรม

อ่านเนื้อหาที่เกี่ยวข้อง

• จัดหนัก”กองทุนน้ำมัน” ใช้เงินผิดวัตถุประสงค์-ไร้ประสิทธิภาพ
• แนะเลิกเก็บภาษีน้ำมันซ้ำซ้อน ลดภาระหนี้กองทุนน้ำมัน
• พลังงานสะอาดสำคัญอย่างไร ในวันที่ค่าไฟแพง