ชำแหละค่าไฟฟ้า 4.72 บาท/หน่วย (2) สัญญาทาส “ค่าพร้อมจ่าย – Adder – FiT” เริ่มจ่ายกันปีไหน – สิ้นสุดเมื่อไหร่ – ใครได้บ้าง?
ต่อจากตอนที่แล้ว หลังจากที่ได้ทำความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างของอัตราค่าไฟฟ้า 4.72 บาท/หน่วย ที่การไฟฟ้าเรียกเก็บกับประชาชนทุกเดือน แต่ละหน่วยมีค่าใช้จ่ายอะไรบ้างกันไปแล้ว ยังมีประเด็นที่มีการพูดถึงกันมากในแวดวงนักวิชาการด้านพลังงานและภาคประชาชน คือ เรื่องค่าพร้อมจ่าย หรือ “ค่า AP” และเงินสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบของค่า “Adder” หรือ “Feed in Tariff (FiT)” ที่การไฟฟ้าจ่ายให้ผู้ผลิตไฟฟ้า
จากข้อมูลโครงสร้างของอัตราค่าไฟฟ้าที่จัดทำโดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในงวดเดือนมกราคม-เมษายน 2566 จะเห็นว่าปัจจัยที่มีผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าแบ่งออกเป็น 3 กลุ่มใหญ่ คือ กลุ่มแรก เป็นต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า ประกอบไปด้วย ต้นทุนค่าเชื้อเพลิง เช่น ก๊าซธรรมชาติ, ถ่านหิน, น้ำมันเตา และดีเซล รวมทั้งค่ารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้งในประเทศและต่างประเทศ มีต้นทุนรวมอยู่ที่ 3.27 บาท/หน่วย หรือคิดเป็นสัดส่วน 62.33% ของค่าไฟฟ้า 5.24 บาท/หน่วย (รวม 2 Tier)
กลุ่มที่ 2 ประกอบไปด้วย ต้นทุนค่าระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. 0.24 บาทต่อหน่วย คิดเป็นสัดส่วน 4.58% ของอัตราค่าไฟฟ้า, ต้นทุนระบบจำหน่ายของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ประมาณ 0.51 บาท/หน่วย คิดเป็นสัดส่วน 9.73% รวมทั้งยังมีค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐ 0.20 บาท/หน่วย คิดเป็นสัดส่วน 3.89% และชำระหนี้คืน กฟผ. เป็นเวลา 3 ปี กรณีที่ไปแบกรับค่าไฟฟ้าแทนประชาชนตามนโยบายรัฐบาลอีก 0.22 บาท/หน่วย คิดสัดส่วน 4.24% ของอัตราค่าไฟฟ้า
ส่วนกลุ่มที่ 3 เป็นเงินลงทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า และค่าบำรุงรักษา หรือที่เรียกว่า “ค่าพร้อมจ่าย” หรือ “ค่า AP” ที่ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกคนต้องจ่ายให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า มีต้นทุนค่าใช้จ่ายเฉลี่ยอยู่ในบิลค่าไฟฟ้า 0.80 บาท/หน่วย คิดเป็นสัดส่วน 15.24% ของค่าไฟฟ้า 5.24 บาท/หน่วย ทั้งหมดนี้ก็เป็นส่วนหนึ่งของปัจจัยที่มีผลต่อราคาค่าไฟฟ้า
คราวนี้มาถึงประเด็นค่าพร้อมจ่ายคืออะไร ใครจ่าย จากข้อมูลของคณะกรรมาธิการพลังงาน วุฒิสภา ได้จำแนกการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในประเทศและต่างประเทศออกเป็น 3 กลุ่มใหญ่ กลุ่มแรก กรณีที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer หรือ IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer หรือ SPP) กลุ่มที่ 2 กรณีการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (Very Small Power Producer หรือ VSPP) และ กลุ่มที่ 3 กรณี กฟผ. ซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ
กลุ่มแรก สัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) กลุ่มนี้จะมีค่าใช้จ่าย 2 ส่วน คือ ส่วนแรก “ค่าพร้อมจ่าย” (Availability Payment หรือ AP) ในการเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เป็นค่าเตรียมความพร้อมที่ กฟผ. ต้องจ่ายให้กับโรงไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าจะเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบหรือไม่ กฟผ. ก็ต้องจ่ายตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยค่า AP คิดมาจาก 1) เงินลงทุนที่สะท้อนต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า 2) ค่าใช้จ่ายในการผลิตและบำรุงรักษา และ 3) ต้นทุนค่าเชื่อมโรงไฟฟ้ากับระบบส่งของ กฟผ. ส่วนที่ 2 เป็นค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment หรือ EP) คือ ค่าเชื้อเพลิงที่โรงไฟฟ้าใช้เดินเครื่องจ่ายพลังงานไฟฟ้าเข้าระบบ ตามคำสั่งการของ กฟผ. โดยโรงไฟฟ้าจะได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าตามค่าที่รับประกันประสิทธิภาพการผลิต (Heat Rate) ที่กำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
ข้อมูลของคณะกรรมาธิการพลังงาน ณ เดือนมิถุนายน 2563 มีโรงไฟฟ้า IPP ที่ทำสัญญาขายไฟฟ้าให้ กฟผ.ทั้งหมด 16 โรง มีกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญารวม 21,888 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว (COD) จำนวน 14,948 เมกะวัตต์ ได้แก่ โรงไฟฟ้าราชบุรี (RGCO), โรงไฟฟ้าขนอม (KN – S2), โรงไฟฟ้าโกลบอลเพาเวอร์ ซินเนอร์ยี่ (GPSC), โรงไฟฟ้าราชบุรี (RGTE), โรงไฟฟ้าอีสเทิร์น เพาเวอร์ แอนด์ อิเลคทริค (EPEC), โรงไฟฟ้าราชบุรี เพาเวอร์ (RPCL), โรงไฟฟ้าโกลว์ ไอพีพี (GLOW), โรงไฟฟ้าบีแอลซีพี เพาเวอร์ (BLCP), โรงไฟฟ้ากัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG), โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน (GOC), โรงไฟฟ้ากัลฟ์ เจพี เอ็นเอส (GNS) และโรงไฟฟ้ากัลฟ์ เจพี ยูที
ส่วนโรงไฟฟ้าที่ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบมี 6,940 เมกะวัตต์ ได้แก่ โรงไฟฟ้าบูรพา พาวเวอร์, โรงไฟฟ้ากัลฟ์ เอสอาร์ซี (GSRC), โรงไฟฟ้ากัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) และโรงไฟฟ้าหินกอง เป็นต้น
ถัดมา เป็นกรณีที่ กฟผ. ไปรับซื้อไฟฟ้าจากกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภท Firm SPP การซื้อไฟจากกลุ่มนี้มีค่าใช้จ่าย 2 ส่วนเช่นกัน ส่วนแรก คือ ค่าความพร้อมในการเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ซึ่งมีหลักการเดียวกันกับ ค่า AP แต่เรียกว่า “ค่า CP” (Capacity Payment หรือ CP) กำหนดมาจากเงินลงทุนที่สะท้อนต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการผลิต และค่าบำรุงรักษา
ส่วนที่ 2 เป็นค่าพลังงานไฟฟ้า หรือ “ค่า EP” คิดมาจากค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตพลังงานไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้า สำหรับโรงไฟฟ้าประเภท Firm SPP ที่ได้รับการต่อขยายสัญญาจะได้รับเฉพาะค่า EP ส่วนค่า CP ไม่ได้ เพราะถือว่าผู้ผลิตไฟฟ้ากลุ่มนี้ได้รับต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าไปจนครบถ้วนแล้ว แต่ถ้าเป็นโรงไฟฟ้า Firm SPP ประเภทพลังงานหมุนเวียน กลุ่มนี้จะได้รับเงินส่วนเพิ่มจากราคารับซื้อไฟฟ้า หรือที่เรียกว่า “ค่า Adder” ด้วย
ส่วนกรณีที่ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภท Non-firm SPP เป็นกลุ่มผู้ผลิตพลังงานหมุนเวียน หรือ พลังงานความร้อนและไฟฟ้าร่วมกัน (Cogeneration) สัญญาการซื้อไฟฟ้ากลุ่มนี้มีอายุ 1 ปี และได้รับการต่อสัญญาทุกปี คราวละ 1 ปี โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากกลุ่มนี้จะประกอบด้วย ค่าพลังงานไฟฟ้า (ค่า EP) เท่ากับราคาค่าไฟฟ้าขายส่ง ณ แรงดัน 11-33 กิโลโวลต์ รวมกับค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย และค่า Adder ตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่ประกาศเป็นครั้งๆ ไป
ข้อมูลเดือนมิถุนายน 2563 มีโรงไฟฟ้า SPP ทั้งแบบ Firm และ Non-firm ทำสัญญาขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ทั้งหมด 156 โรง มีกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญารวม 9,570 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าแบบ Firm SPP จำนวน 94 โรง กำลังการผลิต 6,762 เมกะวัตต์ ในจำนวนนี้ได้รับค่า Adder มี 2 โรง กำลังการผลิตตามสัญญา 47 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้า แบบ Non-firm SPP จำนวน 62 โรง มีปริมาณการผลิตรวม 2,807 เมกะวัตต์ ในจำนวนนี้มี 42 โรง ได้รับค่า Adder มีปริมาณการผลิตรวม 2,258 เมกะวัตต์
กลุ่มที่ 2 สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก เป็นกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน แบบ Non-firm ขนาดไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เดิมมีอายุสัญญา 1 ปี ต่ออายุสัญญาโดยอัตโนมัติ ต่อมาได้มีการขยายอายุสัญญาเป็น 5 ปี ต่ออายุสัญญาโดยอัตโนมัติ ซึ่งกลุ่มนี้จะได้รับเงินจากการขายไฟฟ้า 2 รูปแบบ ส่วนแรก คือ ค่า Adder เป็นอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเพิ่มขึ้นจากราคาขายส่งเฉลี่ย และค่า Ft เฉลี่ย และ ส่วนที่ 2 Feed in Tariff (FiT) เป็นอัตราค่าไฟฟ้าคงที่ตลอดอายุโครงการ 20-25 ปี และมีการปรับเพิ่มสำหรับกลุ่มที่ใช้เชื้อเพลิง โดยอัตราค่า FiT ดังกล่าวจะไม่เปลี่ยนแปลงตามค่าไฟฟ้าฐาน และค่า Ft ทำให้ราคาชัดเจน และเกิดความเป็นธรรม
และกลุ่มสุดท้าย สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับการไฟฟ้าของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) และประเทศมาเลเซีย นอกจากนี้ ยังมีโครงการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดย สปป.ลาว ขายพลังงานไฟฟ้าให้มาเลเซีย ผ่านระบบส่งของ กฟผ. โดย กฟผ. จะได้รับค่าผ่านสาย (Wheeling Charge)
สำหรับสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าจาก สปป.ลาว มี 2 รูปแบบ คือ รูปแบบแรก สัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบรัฐต่อรัฐ (Grid to Grid) ระหว่างการไฟฟ้าของ สปป.ลาว กับ กฟผ. แลกเปลี่ยนไฟฟ้าแบบ Non-firm ผ่านการเชื่อมระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดันต่ำ 115 KV ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าน้ำงึม 1 ประกอบด้วยโครงการน้ำงึม 1 น้ำลึก และน้ำเทิน 2 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเซเสด ประกอบด้วยโครงการเซเสด 1, เซเสด 2 และห้วยลำพันใหญ่ โดย สสป.ลาว จะขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ภายในประเทศให้กับ กฟผ. โดยคิดอัตราค่าไฟฟ้าแบ่งตามช่วงเวลา Peak/Off Peak ทั้งนี้ สัญญาดังกล่าวนี้ได้สิ้นสุดลงเมื่อวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และมีการต่ออายุสัญญาคราวละ 1 ปี ต่อเนื่องมาจนถึงปัจจุบัน โดยราคารับซื้อเป็นแบบ Short Run Marginal Cost
รูปแบบที่ 2 เป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับโรงไฟฟ้า IPP เอกชนใน สปป.ลาว แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า และเชื้อเพลิงจะแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มแรก เป็นกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำ กลุ่มนี้ กฟผ. จะจ่ายเฉพาะค่าพลังงานไฟฟ้า หรือ “ค่า EP” ซึ่งมีองค์ประกอบของเงินลงทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้ารวมอยู่ในค่า EP ด้วย เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าขึ้นอยู่กับปริมาณน้ำที่ไหลเข้าเขื่อน ดังนั้น เพื่อเป็นการรับประกันความพร้อมที่จะผลิตไฟฟ้าได้ กฟผ. จึงจะจ่ายค่าเงินลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าตามค่า EP ที่ผลิตจริงเท่านั้น โดยอัตราค่าไฟฟ้าพลังงานน้ำมี 3 อัตรา คือ 1. อัตราค่าไฟฟ้าในช่วงเวลา Peak, 2. อัตราค่าไฟฟ้าในช่วงเวลา Off Peak และ 3. โดยจำนวนช่วงเวลา Peak และ Off Peak ในวันปกติรวมกันเท่ากับ 21.5 ชั่วโมง/วัน เฉพาะวันอาทิตย์จะถือเป็นช่วงเวลา Off Peak นอกเหนือจากช่วงเวลาดังกล่าว ถือเป็น Excess Energy คิดค่าไฟฟ้าในอัตราต่ำที่สุด กลุ่มที่ 2 โรงไฟฟ้าหงสาลิกไนต์ กลุ่มนี้ กฟผ. จ่ายค่ารับซื้อไฟฟ้า เหมือนกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในประเทศไทย ประกอบด้วยค่าพร้อมจ่าย (AP) กับค่าพลังงานไฟฟ้า (EP)
ส่วนสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าจากมาเลเซียนั้น เป็นการซื้อขายไฟฟฟ้าผ่านระบบสายส่งไฟฟ้ากระแสตรง แรงดันสูง (HVDC) โดยเน้นเรื่องความช่วยเหลือระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศ แลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างกัน เพื่อรักษาระบบส่งให้พร้อมใช้งานได้ตลอดเวลา และสามารถซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกันได้ในรูปแบบ Non-firm โดยจะมีการแจ้งราคาซื้อขายล่วงหน้ารายเดือน และยืนยันการซื้อขายไฟฟ้าล่วงหน้าเป็นรายวัน
นอกเหนือจากค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า ค่าระบบสายส่ง และค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐแล้ว ปัจจัยที่มีผลกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าที่มีการพูดถึงกันมากในหลายเวที ก็คือค่าพร้อมจ่ายที่ กฟผ. ต้องจ่ายเป็นค่าก่อสร้างและค่าบำรุงรักษาให้กับโรงไฟฟ้า IPP ทุกโรงตามสัญญา รวมทั้งโรงไฟฟ้าหงสาลิกไนต์ที่ สปป.ลาว และโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เองด้วย จะจ่ายไฟเข้าระบบหรือไม่ ก็ต้องจ่าย นับตั้งแต่วันเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ โดยสัญญาแรกเริ่มจ่ายค่า AP ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2543 จนถึงสัญญาสุดท้ายสิ้นสุดในปี 2584 เป็นต้นทุนค่าใช้จ่ายที่แฝงอยู่ในบิลค่าไฟหน่วยละ 0.80 บาท
นอกจากนี้ ยังมีค่าสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบของค่า Adder ที่ กฟผ. ต้องจ่ายให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) อีก 44 โรง ตามนโยบายของรัฐ นอกเหนือจากค่าพลังงานไฟฟ้า (ค่า EP) ส่วน กฟน. และ กฟภ. ก็มีจ่ายค่า Adder ให้กับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก รวมทั้งรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา และโรงไฟฟ้าชุมชน ก็มีจ่ายค่า FiT โดยในระยะเริ่มต้นโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์จะได้รับค่า Adder ในอัตรา 8 บาท/หน่วย เป็นเวลา 10 ปี สัญญาแรกเริ่มจ่ายกันตั้งแต่เดือนธันวาคม 2554 และสัญญาสุดท้ายไปสิ้นสุดในเดือนสิงหาคม 2565 ต่อมาในปี 2556 ได้มีการปรับลดค่า Adder เหลือหน่วยละ 6.5 บาท โดยสัญญาแรกเริ่มจ่ายเดือนธันวาคม 2556 และสัญญาสุดท้ายสิ้นสุดเดือนมีนาคม 2569
ส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานลม ได้รับค่า Adder จากการไฟฟ้าหน่วยละ 3.5 บาท เป็นเวลา 10 ปี สัญญาแรกเริ่มจ่ายค่า Adder จากการรับซื้อไฟฟ้าตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 สัญญาสุดท้ายสิ้นสุดในเดือนเมษายน 2572, โรงไฟฟ้าพลังงานขยะ ได้รับค่า Adder จากการไฟฟ้า หน่วยละ 3.5 บาท เป็นเวลา 7 ปี สัญญาแรกเริ่มจ่ายค่า Adder ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2558 และสัญญาสุดท้ายสิ้นสุดในเดือนเมษายน 2568 และโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงชีวมวล (กากอ้อย) ได้รับค่า Adder หน่วยละ 0.3 บาท เป็นเวลา 7 ปี สัญญาแรกเริ่มจากตั้งแต่เดือนกันยายน 2554 และสัญญาสุดท้ายสิ้นสุดในเดือนพฤษภาคม 2570
นอกจากค่า Adder แล้ว ยังมีโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ได้รับการสนับสนุนค่าซื้อไฟฟ้าในรูปแบบของ FiT ในอัตราคงที่ 5.66 บาท/หน่วย ตลอดอายุสัญญา โดยสัญญาแรกเริ่มจ่ายตั้งแต่เดือนธันวาคม 2558 และสัญญาสุดท้ายสิ้นสุดในเดือนธันวาคม 2583 สุดท้ายเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนประเภท Hybrid Firm ได้รับค่า FiT อัตราคงที่ 3.66 บาท/หน่วย ตลอดอายุสัญญา สัญญาแรกเริ่มจ่ายตั้งแต่เดือนมกราคม 2563 และสัญญาสุดท้ายสิ้นสุดลงในเดือนธันวาคม 2584
สัญญาเก่าจบลง ก็มีสัญญาใหม่เข้ามาทดแทน ล่าสุด สำนักงาน กกพ.ออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565-2573 รวมปริมาณไฟฟ้าที่รับซื้อ 5,203 เมกะวัตต์ ปิดรับข้อเสนอ มีผู้ผลิตไฟฟ้า SPP และ VSPP ยื่นข้อเสนอ 670 ราย ปริมาณไฟฟ้าที่เสนอขาย 17,400 เมกะวัตต์ ปรากฏว่ามีผู้ผลิตไฟฟ้าเข้ารอบผ่านการพิจารณาคุณสมบัติ 550 ราย และผ่านการพิจารณาด้านเทคนิค 318 ราย ปริมาณไฟฟ้าที่เสนอขาย 7,729 เมกะวัตต์ ส่วนที่เหลือ 230 ราย ไม่ผ่านเกณฑ์การคัดเลือก ในจำนวนนี้มีกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าบางรายทำเรื่องร้องเรียนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (ส.อ.ท.) โดยมีการตั้งข้อสังเกตว่าการรับซื้อไฟฟ้าครั้งนี้ อาจไม่โปร่งใส เนื่องจากไม่มีการประมูลหรือเปิดกว้างให้มีการเสนอราคาแข่งขันกัน และไม่ประกาศเกณฑ์การคัดเลือกให้ผู้ยื่นข้อเสนอทราบล่วงหน้า โดยการพิจารณาคัดเลือกขึ้นอยู่กับดุลพินิจของคณะกรรมการคัดเลือกของ กกพ.
ข่าวหรือบทความที่เกี่ยวข้อง
