ปั�ญหาและข้อเสนอในการปัร�บปัร�งธรรมาภิ�บาลข้องแผน PDP

ชื่��นชื่ม สง�าราศร! กร!เซน

การเสวนา “การพยากรณ์'ความต้องการไฟฟ,าและการวางแผนพ�ฒนาก.าล�งผล�ต้ไฟฟ,า 2010”

จั�ดโดยคณ์ะกรรมาธ�การศ2กษา ต้รวจัสอบเร��องการทุ�จัร�ต้ และเสร�มสรางธรรมาภิ�บาล ว�ฒ�สภิา

ร�วมก�บคณ์ะอน�กรรมาธ�การทุบทุวนแผนพ�ฒนาก.าล�งผล�ต้ไฟฟ,า เพ��อใหสอดคลองก�บสภิาวะเศรษฐก�จั

และส�งคม และคณ์ะเศรษฐศาสต้ร' มหาว�ทุยาล�ยธรรมศาสต้ร'ว�นทุ!� 5 ม!นาคม 2553

คณ์ะเศรษฐศาสต้ร' มหาว�ทุยาล�ยธรรมศาสต้ร'

• การใชื่ ผลตอบแทนจากเงิ�นลงิท�น (Return on Invested Capital) เปั6นเกณ์ฑ์'หล�กในการก.าหนดค�าไฟฟ,า จัะต้องม!การก.าก�บด8แลแผนการลงทุ�นทุ!�เข้มงวด ม�ฉะน�:นจัะน.ามาซ2�งการลงทุ�นเก�นความเปั6นจัร�ง เพราะย��งลงทุ�นมาก ย��งก.าไรมาก

• คณ์ะกรรมการก.าก�บด8แลข้าดข้อม8ล ความร8 และบ�คลากรทุ!�เพ!ยงพอในการต้รวจัสอบถ่�วงด�ล และย�งข้าดอ.านาจัพ�จัารณ์าอน�ม�ต้� (อ.านาจั กพชื่ .)

ROIC และประสิ�ทธิ�ภาพการลงิท�น

ROIC = ก.าไรส�ทุธ�หล�งห�กภิาษ! เง�นลงทุ�น กฟผ 84. . %

กฟน . กฟภิ.

48.%

ผล : การพยากรณ์'ความต้องการไฟฟ,าม�กส8งเก�นจัร�ง การวางแผนเนนทุางเล�อกทุ!�ใชื่การลงทุ�นส8ง

วงจัรทุ!�เก�:อหน�นต้�อการข้ยายการลงทุ�นภิายใต้ระบบทุ!�ผ8กข้าด

การพยากรณ์'ไฟฟ,า(ทุ!�ม�กเก�นความจัร�ง)

การวางแผนและลงทุ�นข้ยายระบบไฟฟ,า/ก<าซทุ!�อ�งต้�วเลข้พยากรณ์'และเนนร8ปัแบบ

การลงทุ�นทุ!�ใชื่งบปัระมาณ์ส8ง

อ�ต้ราค�าไฟฟ,าทุ!�สามารถ่ผล�กภิาระใหผ8ใชื่ไฟฟ,า

ผลปัระโยชื่น'

ข้องการไฟฟ,า /ปัต้ทุ.

11

22

33

“ค่�าไฟฟ�าโดยอ�ตโนมั�ต� ” (Ft) • กฟผ.: “เปั6นค�าไฟฟ,าทุ!�ปัร�บเปัล!�ยนเพ��มข้2:นหร�อลดลง ต้ามการ

เปัล!�ยนแปัลงข้องต้นทุ�นค�าใชื่จั�ายดานเชื่�:อเพล�งและค�าซ�:อไฟฟ,า ทุ!�อย8�นอกเหน�อการควบค�มข้องการไฟฟ,า”

• แปัล: เปั6นเคร��องม�อในการส�งผ�านต้นทุ�นต้�างๆใหแกผ8บร�โภิคโดยอ�ต้โนม�ต้� – ค�าเชื่�:อเพล�ง เชื่�น ก<าซ , ล�กไนต้' , ถ่�านห�นน.าเข้า และอ��นๆ (รวมค�าลงทุ�นทุ�อก<าซ

ก.าไร ปัต้ทุ . ส�งผ�านความเส!�ยงราคา 100%)

– ค�าซ�:อไฟฟ,าจัากผ8ผล�ต้ไฟฟ,าเอกชื่นและต้�างปัระเทุศ (รวมค�าปัระก�นก.าไร การชื่ดเชื่ยเง�นเฟ,อ ชื่ดเชื่ยอ�ต้ราแลกเปัล!�ยน)

– การส�งผ�านค�าใชื่จั�ายต้ามทุ!�นโยบายข้องร�ฐก.าหนด (เชื่�น เง�นเข้ากองทุ�นพ�ฒนาชื่�มชื่นรอบโรงไฟฟ,า ค�า “Adder” ส�วนเพ��มราคาร�บซ�:อไฟฟ,าส.าหร�บผ8ผล�ต้ไฟฟ,าพล�งงานหม�นเว!ยน เปั6นต้น)

– การชื่ดเชื่ยกรณ์!หน�วยข้ายต้.�ากว�าปัระมาณ์การ (หร�อลงทุ�นเก�น)

แผน PDP ปั>วยเร�:อร�งเปั6นโรค“ลงทุ�นเก�นจั.าเปั6น”

เปัร!ยบเทุ!ยบค�าการพยากรณ์'ชื่�ดต้�างๆก�บค�าจัร�ง (MW)

8,000

12,000

16,000

20,000

24,000

28,000

32,000

36,000

40,000

44,000

48,000

52,000

56,000

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

ม�.ย.-93

ธ.ค.-94

ต้.ค.-95

เม.ย.-96

ต้.ค.-96

ม�.ย.-97

ก.ย.-97

Sep-98(MER)

ก.พ.-01

ส.ค.-02

Jan-04(LEG)

Jan-04(MEG)

Jan-04(TEG)

Apr-06 (MEG)

ม.ค.-07

ม!.ค.-07

ธ.ค.-08

2010 (High)

2010 (Base)

ACTUAL

หากวิ�ธิ$การพยากรณ์&ไมั�มั$อค่ต� โอกาสิท$'จะผ�ดพลาดในทางิท$'สิ)งิเก�นจร�งิ 12 ค่ร�*งิ

ต�ดก�นมั$เพ$ยงิแค่� 1 ใน 4096

อาการปั>วย#1: การพยากรณ์'การใชื่ไฟฟ,าม�กส8งเก�นจัร�ง

เปัร!ยบเทุ!ยบเสนแนวโนมข้องสถ่�ต้�ความต้องการไฟฟ,าทุ!�ผ�านมา

y = 4E-60e0.0731x

R2 = 0.9433

0

10,000

20,000

30,000

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

MW

Historic peak demand เอ?กซ' โ พเนนเชื่!ยล (Historic peak demand)

y = 831.43x - 2E+06

R2 = 0.9894

0

10,000

20,000

30,000

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

MW

Historic peak demand เชื่�งเสน (Historic peak demand)

Exponential เชื่�งเสนต้รง

การเพ��มข้องความต้องการม!ล�กษณ์ะเปั6นเสนต้รง แต้�เหต้�ใดค�าพยากรณ์'ต้ามแผน PDP จั2งม�กใชื่แบบ

Exponential และส8งเก�นจัร�งเสมอ

กรณ์!ศ2กษา: USA

Source: Lovins, Natural Capitalism, 1999. http://www.rmi.org/Default.aspx?urlname=Library%2fChapter+12+-+Climate%3a+Making+Sense+and+Making+Money+(original)

ท$'มัา: สิ+าน�กงิานนโยบายและแผนพล�งิงิาน 29/09/2009. http://www.eppo.go.th/Thaienergynews/Energy_News/showNewsDetail.aspx?NewsOID=4701&GroupOID=7&SubGroupOID=22&ObjectID=3

“นายแพทุย'วรรณ์ร�ต้น' ชื่าญน�ก8ล รมว.พน . กล�าวว�า โครงการส�งเสร�มการใชื่หลอดผอมใหม� T5 [ซ2�งสน�บสน�นงบปัระมาณ์โครงการโดยกองทุ�นเพ��อส�งเสร�มการอน�ร�กษ'พล�งงาน] จัะสามารถ่ส�งผลใหเก�ดการลดพล�งงานไฟฟ,าไดปัระมาณ์ 8,708 ลานหน�วยต้�อปั@ หร�อลดค�าใชื่จั�ายได 26,124 ลานบาทุต้�อปั@”

ลดไดเฉล!�ย 1,170 ลานหน�วยต้�อปั@

ท$'มัา: สิ+าน�กงิานนโยบายและแผนพล�งิงิาน 17 ก�มัภาพ�นธิ& 2553 http://www.eppo.go.th/power/pdp/page-5.html

อาการปั>วย#2: ไม�ปัล�:ม DSM (มาต้รการการปัระหย�ดพล�งงาน)

DSM ในแผน PDP2010

แผน PDP ข้องไทุย มลร�ฐแปัซ�ฟAคต้ะว�นต้กเฉ!ยงเหน�อ USA

DSM สามารถ่ทุ.าโครงการใหม�เพ��มมากข้2:นทุ�กปั@

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

GWH/

year

1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006

BPA and Utility Programs NEEA Programs State Codes Federal Standards

มาต้รการ มาต้รการ DSM DSM ต้�างๆ ส�งผลใหลดต้�างๆ ส�งผลใหลด

การใชื่ไฟไดกว�าการใชื่ไฟไดกว�า 30,000 GWH/30,000 GWH/ปั@ปั@

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

2553 2555 2557 2559 2561 2563 2565 2567 2569 2571 2573

ทุ!�มา: Tom Eckman, Northwest Power and Conservation Council, 2009.

ทุ!�มา: สไลด'แผ�นทุ!�19, สมมต้�ฐานและภิาพรวมร�างแผน PDP 2010, 17 ก�มภิาพ�นธ' 2553.http://www.eppo.go.th/power/pdp/seminar-17feb2553/assumptions-PDP2010.pdf

20 ปั@ปัระหย�ดได 0.3%

ปัระหย�ดได 12% ใน 10 ปั@ และ 29% ใน 20 ป,

อาการปั>วย#3: ก.าล�งผล�ต้ส.ารองส8งเก�นจั.าเปั6น

• เกณ์ฑ์'ในการก.าหนดความม��นคงระบบไฟฟ,าข้องไทุย– LOLP (Loss of load probability)

หร�อต้�วชื่!:ว�ดโอกาสไฟฟ,าด�บ ไม�เก�นปั@ละ 24 ชื่��วโมง

– ก.าล�งผล�ต้ส.ารองปัระมาณ์ 15% (ทุ!�มา: แผน PDP 2007, พ.ค . 2550)

อ�นเด!ย (Andra Pradesh): LOLP < 1.14%

ไทุย: LOLP < 24 ชื่ม./ปั@ (0.27%)USA (Texas): LOLP < 0.03%

ERCOT interconnection area is separate from other networks (except for few limited DC ties)

Source: FERC.

Source: Gulf Coast Power Association, Sep 2005.

Reserve Margin Simulation Results

Reserve Margin

Average Loss of Load

Events in 10 Years

Average MWhs of ENS in 10

Years

Average Hours of

ENS in 10 Years

Loss of Load

Probability (%)

10.00% 5.1 9,020 9 0.011%

12.00% 1.4 2,570 2.6 0.003%

14.00% 0.5 515 0.9 0.001%

16.00% 0 0 0 0.000%

18.00% 0 0 0 0.000%

20.00% 0 0 0 0.000%

* ENS = Energy not served Data from ERCOT (Texas, USA)Source: ERCOT, 2007. http://www.docstoc.com/docs/2381718/Analysis-of-Target-Reserve-Margin-for-ERCOT

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

J AN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC J AN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC J AN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC

Res

erve

Mar

gin

(%

)

Reserve margin in 2007-2009

2007 2008 2009

หมายเหต้� ค.านวณ์จัากก.าล�งผล�ต้ต้�ดต้�:งและความต้องการไฟฟ,าส8งส�ดรายเด�อน

E x c e s s c a p a c i t y

ทุ!�มา: สมมต้�ฐานและภิาพรวมร�างแผน PDP 2010, 17 ก�มภิาพ�นธ' 2553.http://www.eppo.go.th/power/pdp/seminar-17feb2553/assumptions-PDP2010.pdf

0

2

4

6

8

10

12

245 514 1598 2202 2560 3444 4934 6735 8945

Cumulative Resource Potential (Average Megawatts)

Real Leveliz

ed C

ost

(C

ents/k

Wh - 2

000$

)

EE

Renewables

Coal

Gas turbines

Combined cycle

Resource potential for generic coal, gas & wind resources shown for typical unit size. Additional potential is available at comparable costs.

Source: Northwest Power and Conservation CouncilNorthwest Power and Conservation Council

อาการปั>วย#4: ชื่อบข้องแพง

DSM/EE ถ่8กทุ!�ส�ดแต้�แผน PDP ไทุยไม�เล�อก กล�บเล�อกข้องแพงแต้�พยายามใหด8เหม�อนว�าถ่8ก

เปัร!ยบเทุ!ยบต้นทุ�นการจั�ดหาไฟฟ,าจัากแหล�งต้�างๆ ใน Pacific Northwest, USA.

ราค่าต-นท�นค่�าก�อสิร-างิโรงิไฟฟ�าและค่�าเชื้/*อเพล�งิในการจ�ดท+า PDP 2010

โรงไฟฟ,าก.าล�งผล�ต้

เง�นลงทุ�น(ปั@

2552

)

Heat Rate

อาย�การใชื่งาน

ราคาเชื่�:อเพล�ง(ปั@

2563)

ต้นทุ�น (บาทุ/kWh)(ปั@ 2563)

(เมกกะว�ต้ต้') ($/kW) (Btu/kWh) (ปั@) ($/MMbtu) AP EP รวม

โรงไฟฟ,าถ่�านห�น 800 1 ,5509 ,125

3 0 4.01 1.27 1.37 2.64

โรงไฟฟ,าน�วเคล!ยร' 100

03,0 87

10,953

60 0.502 6

00.1

92.79

โรงไฟฟ,าถ่�านห�น (CCS) 800 2,6329 ,125

3 0 4.01 1.99 1.37 3.36

โรงไฟฟ,าพล�งความรอนร�วม (Gas Existing)

800 7276 ,800

25 11.120.6 5

3.04 3.69

โรงไฟฟ,าพล�งความรอนร�วม (Marginal Gas)

800 7276 ,800

25 14.260.6 5

3.69 4.34

โรงไฟฟ,าก�งห�นแก<ส 290 437 10,410 20 30.66 2.0511.6

913.7

4

โรงิไฟฟ�าน�วิเค่ล$ยร& ราค่ารวิมั - Power Plant Equipment - Site Preparation & Civil Work - Raw Water System - Land & Land Right - ระบบเก1บร�กษาและก+าจ�ดกากเชื้/*อเพล�งิ - อ/'นๆ

หมัายเหต�

โรงิไฟฟ�าถ่�านห�น - ใชื้-เทค่โนโลย$ Supercritical หร/อ Ultra Supercritical - ใชื้-ถ่�านห�นน+าเข้-าประเภท Bituminous - ต�ดต�*งิระบบ FGD

หมัายเหต� 1. ใชื้-สิมัมัต�ฐานวิ�าต-นท�นร-อยละ 124. ข้องิค่�าไฟฟ�ามัาจากธิ�รก�จสิายสิ�งิ 2. ใชื้-สิมัมัต�ฐานวิ�าต-นท�นร-อยละ 145 ข้องิค่�าไฟฟ�ามัาจากธิ�รก�จจ+าหน�าย 3 . ค่�า CO2 ท$' 10 ย)โร/ต�น

4. ค่�า Externality ตามัการศึ8กษา Extern E ข้องิสิหภาพย�โรป และน+ามัาปร�บลดตามัค่�า GDP ต�อห�วิข้องิไทย 5. The World Bank, Impact of Energy Conservation, DSM and Renewable Energy Generation on EGAT’s PDP, 2005. 6. ตามัระเบ$ยบ SPP 7. ท$'มัา : กฟผ . แผน PDP 2007. 8. California Public Utilities Commission (CPUC), 2050 Multi-Sector CO2 Emissions Abatement Analysis

Calculator, 2009 9 . Cost of liability protection, Journal “Regulation” 2002 – 2003.

ทางิเล/อกในการจ�ดหา

ประมัาณ์การต-นท�น (บาท/หน�วิย)

ผล�ต สิ�งิ1 จ+าหน�าย2 CO2 3 ผลกระทบ

สิวิล.อ/'น ๆ 4

ผลกระทบ

สิ�งิค่มั

รวิมั

DSM 050. – 1.50

5 - - - - - 0.50 -1.50

โคเจันเนอเรชื่��น 260. 6 - 0.44 0.08 0.71 - 3.83

VSPP(พล�งงานหม�นเว!ยน)

ค�าไฟฟ,าข้ายส�ง

(~ 2.62 ) +Adder

(0.3 – 8)

- 0.44 - 0 – 063

0 – ต้.�า 292. – 1 0 .62

ก<าซ CC 225. 7 0.37 0.44 0.09 0.79 ต้.�า – ปัานกลาง

3.93

ถ่�านห�น 211. 7 0.37 0.44 0.15 2.76 ส8ง 5.82

น�วเคล!ยร' 208. 7–7.308

(Avg. 4.69)

0.37 0.44 - 0.15 + 1.009

ส8ง - ส8งมาก 4.04 – 9.26

ราคาจัร�งในชื่�วง 10 ปั@ทุ!�ผ�านมา

(US$/MMBTU)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2542 2543 2544 2545 2546 2547 2548 2549 2550 2551

Dubai Crude

Australian Coal

ทุ!�มา: http://indexmundi.com/commodities/?commodity=coal-australian&months=300http://indexmundi.com/commodities/?commodity=crude-oil-dubai&months=300

แผน PDP2010 อาจัน.ามาส8�การลงทุ�นเก�นจั.าเปั6นกว�า 20,000 MW หากไม�ปัร�บว�ธ!การวางแผน

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

2553

2555

2557

2559

2561

2563

2565

2567

2569

2571

2573

ก.าล�งผล�ต้ต้�ดต้�:งต้ามแผน PDP2010

ความต้องการส8งส�ด + ส.ารอง 15%(ใชื่เสนแนวโนมเปั6นเสนต้รง)

การลงทุ�นเก�นจัะก�อใหเก�ดภิาระ/ค�าโง�น�บหม��น-แสนลานต้�อปั@

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,00025

53

2555

2557

2559

2561

2563

2565

2567

2569

2571

2573

-

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

ภิาระจัากการลงทุ�นเก�นจั.าเปั6นรวมกว�า 2.7 ลานลาน

ค�าไฟฟ,าส�วนเก�น

ลานบาทุ บาทุ/kWh

ข้อเสนอในการปัร�บปัร�งกระบวนการวางแผน PDP

• แกห�วใจัข้องปั�ญหาดวยการยกเล�กระบบปัระก�นผลก.าไรใหการไฟฟ,า– ใชื่ระบบการก.าก�บด8แลแบบ Performance-based regulation แทุน– สรางระบบร�บผ�ดในการวางแผนและพยากรณ์'ความต้องการใชื่ไฟฟ,าดวย

การน.าระบบ Contracted Demand มาใชื่ก�บผ8ต้องการใชื่ไฟฟ,ารายใหญ� (เชื่�น มากกว�า 10 MW ) ทุ!�ก�อภิาระในการจั�ดหาไฟฟ,าเพ��มข้2:น

• ยกเล�กการชื่ดเชื่ยหน�วยข้ายไฟฟ,าในส8ต้ร Ft เพ��อต้�ดวงจัรการข้ยายระบบอย�างไรปัระส�ทุธ�ภิาพ

• ใหพ�จัารณ์า DSM เปั6นทุางเล�อกหน��งในการลงทุ�นจั�ดหาไฟฟ,า• ต้องม!การต้รวจัสอบแผน PDP ใหม!ความสอดคลองก�บนโนบาย

ข้องร�ฐ– เปัร!ยบเทุ!ยบแผนมากกว�า 1 แผนเพ��อเล�อกเอาแผนทุ!�ต้อบสนองนโยบาย

ร�ฐและบรรล�ว�ต้ถ่�ปัระสงค'การวางแผนมากทุ!�ส�ด การวางแผนแบบ IRP (Integrated Resource Planning)