Transcript ปั ญหาและข ้อเสนอในการปรับปรุง ธรรมาภิบาลของแผน PDP ื่ ชม สง่าราศรี กรีเซน ชน การเสวนา “การพยากรณ์ความต ้องการไฟฟ้ าและการวางแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้ า 2010” จัดโดย ึ ษา ตรวจสอบเรือ คณะกรรมาธิการศก ่ งการทุจริต และเสริมสร ้างธรรมาภิบาล วุฒสิ ภา ร่วมกับ คณะอนุกรรมาธิการทบทวนแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้ า.

ปั ญหาและข ้อเสนอในการปรับปรุง
ธรรมาภิบาลของแผน PDP
ื่ ชม สง่าราศรี กรีเซน
ชน
การเสวนา “การพยากรณ์ความต ้องการไฟฟ้ าและการวางแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้ า 2010”
จัดโดย
ึ ษา ตรวจสอบเรือ
คณะกรรมาธิการศก
่ งการทุจริต และเสริมสร ้างธรรมาภิบาล วุฒสิ ภา
ร่วมกับ
คณะอนุกรรมาธิการทบทวนแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้ า เพือ
่ ให ้สอดคล ้องกับสภาวะ
เศรษฐกิจและสงั คม และคณะเศรษฐศาสตร์ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์
วันที่ 5 มีนาคม 2553
คณะเศรษฐศาสตร์ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์
ิ ธิภาพการลงทุน
ROIC และประสท
• การใช ้ ผลตอบแทนจากเงินลงทุน
(Return on Invested Capital) เป็ น
เกณฑ์หลักในการกาหนดค่าไฟฟ้ า
จะต ้องมีการกากับดูแลแผนการลงทุน
ทีเ่ ข ้มงวด มิฉะนัน
้ จะนามาซงึ่ การ
ลงทุนเกินความเป็ นจริง เพราะยิง่
ลงทุนมาก ยิง่ กาไรมาก
• คณะกรรมการกากับดูแลขาดข ้อมูล
ความรู ้ และบุคลากรทีเ่ พียงพอในการ
ตรวจสอบถ่วงดุล และยังขาดอานาจ
พิจารณาอนุมัต ิ (อานาจ กพช.)
ROIC = กาไรสุทธิหลังหักภาษี
เงินลงทุน
กฟผ. 8.4%
กฟน.
4.8%
กฟภ.
ผล : การพยากรณ์ความต ้องการไฟฟ้ ามักสูงเกินจริง
้
การวางแผนเน ้นทางเลือกทีใ่ ชการลงทุ
นสูง
วงจรทีเ่ กือ
้ หนุนต่อการขยายการลงทุน
ภายใต ้ระบบทีผ
่ ก
ู ขาด
การวางแผนและลงทุนขยาย
ระบบไฟฟ้ า/ก๊าซทีอ
่ งิ ตัวเลข
พยากรณ์และเน ้นรูปแบบ
การลงทุนทีใ่ ช ้
2
งบประมาณสูง
1
การพยากรณ์ไฟฟ้ า
(ทีม
่ ก
ั เกินความจริง)
ผลประโยชน์
ของการไฟฟ้ า
/ปตท.
3
้
อัตราค่าไฟฟ้ าทีส
่ ามารถผลักภาระให ้ผู ้ใชไฟฟ้
า
“ค่าไฟฟ้าโดยอ ัตโนม ัติ” (Ft)
• กฟผ.: “เป็ นค่าไฟฟ้ าทีป
่ รับเปลีย
่ นเพิม
่ ขึน
้ หรือลดลง ตามการ
ื้ เพลิงและค่าซอ
ื้ ไฟฟ้ า
เปลีย
่ นแปลงของต ้นทุนค่าใชจ่้ ายด ้านเชอ
ทีอ
่ ยูน
่ อกเหนือการควบคุมของการไฟฟ้ า”
• แปล: เป็ นเครือ
่ งมือในการสง่ ผ่านต ้นทุนต่างๆให ้แก ้ผู ้บริโภคโดย
อัตโนมัต ิ
ื้ เพลิง เชน
่ ก๊าซ, ลิกไนต์, ถ่านหินนาเข ้า และอืน
– ค่าเชอ
่ ๆ (รวมค่าลงทุนท่อ
ี่ งราคา 100%)
ก๊าซ กาไร ปตท. สง่ ผ่านความเสย
ื้ ไฟฟ้ าจากผู ้ผลิตไฟฟ้ าเอกชนและต่างประเทศ (รวมค่าประกันกาไร
– ค่าซอ
การชดเชยเงินเฟ้ อ ชดเชยอัตราแลกเปลีย
่ น)
่ เงินเข ้ากองทุน
– การสง่ ผ่านค่าใชจ่้ ายตามทีน
่ โยบายของรัฐกาหนด (เชน
ื้ ไฟฟ้ าสาหรับ
พัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้ า ค่า “Adder” สว่ นเพิม
่ ราคารับซอ
ผู ้ผลิตไฟฟ้ าพลังงานหมุนเวียน เป็ นต ้น)
– การชดเชยกรณีหน่วยขายตา่ กว่าประมาณการ (หรือลงทุนเกิน)
แผน PDP ป่ วยเรือ
้ รังเป็ นโรค
“ลงทุนเกินจาเป็ น”
้
อาการป่ วย#1: การพยากรณ์การใชไฟฟ้
ามักสูงเกินจริง
56,000
เปรียบเทียบค่าการพยากรณ์ชด
ุ ต่างๆกับค่าจริง (MW)
มิ.ย.-93
ธ.ค.-94
ต.ค.-95
เม.ย.-96
ต.ค.-96
มิ.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
มี.ค.-07
ธ.ค.-08
2010 (High)
2010 (Base)
ACTUAL
52,000
48,000
44,000
40,000
36,000
32,000
28,000
24,000
20,000
หากวิธีการพยากรณ์ไม่มีอคติ โอกาส
ที่จะผิดพลาดในทางที่สงู เกินจริง 12
ครัง้ ติดกันมีเพียงแค่ 1 ใน 4096
16,000
12,000
8,000
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
้
เปรียบเทียบเสนแนวโน
้มของสถิตค
ิ วาม
ต ้องการไฟฟ้ าทีผ
่ า่ นมา
MW
Exponential
MW
30,000
้
เชงิ เสนตรง
30,000
0.0731x
y = 4E-60e
R2 = 0.9433
y = 831.43x - 2E+06
R2 = 0.9894
10,000
10,000
0
0
Historic peak demand
เอ็ ก ซ์โพเนนเชียล (Historic peak demand)
19
85
19
87
19
89
19
91
19
93
19
95
19
97
19
99
20
01
20
03
20
05
20
07
20
09
20,000
19
85
19
87
19
89
19
91
19
93
19
95
19
97
19
99
20
01
20
03
20
05
20
07
20
09
20,000
Historic peak demand
เชิงเส ้น (Historic peak demand)
้
การเพิม
่ ของความต ้องการมีลก
ั ษณะเป็ นเสนตรง
้
แต่เหตุใดค่าพยากรณ์ตามแผน PDP จึงมักใชแบบ
Exponential และสูงเกินจริงเสมอ
ึ ษา: USA
กรณีศก
Source: Lovins, Natural Capitalism, 1999. http://www.rmi.org/Default.aspx?urlname=Library%2fChapter+12++Climate%3a+Making+Sense+and+Making+Money+(original)
อาการป่ วย#2: ไม่ปลืม
้ DSM (มาตรการการประหยัดพลังงาน)
DSM ในแผน PDP2010
“นายแพทย์วรรณรัตน์ ชาญนุกล
ู รมว.พน. กล่าว
้
ว่า โครงการสง่ เสริมการใชหลอดผอมใหม่
T5
[ซงึ่ สนั บสนุนงบประมาณโครงการโดยกองทุน
เพือ
่ สง่ เสริมการอนุรักษ์ พลังงาน] จะสามารถ
สง่ ผลให ้เกิดการลดพลังงานไฟฟ้ าได ้ประมาณ
8,708 ล ้านหน่วยต่อปี หรือลดค่าใชจ่้ ายได ้
26,124 ล ้านบาทต่อปี ”
ลดได ้เฉลีย
่ 1,170
ล ้านหน่วยต่อปี
ทีม
่ า: สาน ักงานนโยบายและแผนพล ังงาน 29/09/2009.
ทีม
่ า: สาน ักงานนโยบายและแผนพล ังงาน 17 กุมภาพ ันธ์ 2553
http://www.eppo.go.th/Thaienergynews/Energy_News/showNewsD
etail.aspx?NewsOID=4701&GroupOID=7&SubGroupOID=22&Obje http://www.eppo.go.th/power/pdp/pagectID=3
5.html
DSM สามารถทาโครงการใหม่เพิม
่ มากขึน
้ ทุกปี
ิ ิ คตะวันตกเฉียงเหนือ
มลรัฐแปซฟ
USA
35,000
35000
30,000
30000
มาตรการ DSM ต่างๆ สง่ ผลให ้ลด
้
การใชไฟได
้กว่า 30,000 GWH/ปี
GWH/year
25,000
แผน PDP ของไทย
25000
20,000
20000
15,000
15000
10,000
10000
5,000
5000
0
1978
1982
BPA and Utility Programs
1986
1990
NEEA Programs
1994
1998
State Codes
2002
2006
Federal Standards
ทีม
่ า: Tom Eckman, Northwest Power and
Conservation Council, 2009.
20 ปี ประหยัด
ได ้ 0.3%
0
2553 2555 2557 2559 2561 2563 2565 2567 2569 2571 2573
ทีม
่ า: สไลด์แผ่นที1
่ 9, สมมติฐานและภาพรวมร่าง
แผน PDP 2010, 17 กุมภาพันธ์ 2553.
http://www.eppo.go.th/power/pdp/seminar17feb2553/assumptions-PDP2010.pdf
ประหยัดได ้ 12% ใน 10 ปี
และ 29% ใน 20 ปี
อาการป่ วย#3: กาลังผลิตสารองสูงเกินจาเป็ น
• เกณฑ์ในการกาหนดความมั่นคงระบบ
ไฟฟ้ าของไทย
– LOLP (Loss of load probability) หรือ
ตัวชวี้ ัดโอกาสไฟฟ้ าดับ ไม่เกินปี ละ 24
ชวั่ โมง
– กาลังผลิตสารองประมาณ 15%
(ทีม
่ า: แผน PDP 2007, พ.ค. 2550)
อินเดีย (Andra Pradesh): LOLP < 1.14%
ไทย: LOLP < 24 ชม./ปี (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%
Source: ERCOT, 2007. http://www.docstoc.com/docs/2381718/Analysis-of-Target-Reserve-Margin-for-ERCOT
* ENS = Energy not served
Data from ERCOT (Texas, USA)
Reserve margin in 2007-2009
45
40
Reserve Margin (%)
35
30
25
Excess capacity
20
15
10
5
2007
2008
2009
0
JAN FEB MARAPR MAYJUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR APRMAY JUN JUL AUGSEP OCTNOV DEC JAN FEB MARAPR MAYJUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC
หมายเหตุ คานวณจากกาลังผลิตติดตัง้ และความต ้องการไฟฟ้ าสูงสุดรายเดือน
ทีม
่ า: สมมติฐานและภาพรวมร่างแผน PDP 2010, 17 กุมภาพันธ์ 2553.
http://www.eppo.go.th/power/pdp/seminar-17feb2553/assumptionsPDP2010.pdf
อาการป่ วย#4: ชอบของแพง
DSM/EE ถูกทีส
่ ด
ุ แต่แผน PDP ไทยไม่เลือก
กลับเลือกของแพงแต่พยายามให ้ดูเหมือนว่าถูก
เปรียบเทียบต ้นทุนการจัดหาไฟฟ้ าจากแหล่ง
ต่างๆ ใน Pacific Northwest, USA.
Real Levelized Cost (Cents/kWh - 2000$)
12
10
EE
8
Renewables
Coal
6
Gas turbines
Combined cycle
4
2
0
245
514
1598
2202
2560
3444
4934
6735
Cumulative Resource Potential (Average Megawatts)
Resource potential for generic coal, gas & wind resources shown for typical unit size.
Additional potential is available at comparable costs.
Source: Northwest Power and Conservation Council
8945
ื้ เพลิง
ราคาต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าและค่าเชอ
ในการจ ัดทา PDP 2010
กาลังผลิต
เงินลงทุน
(ปี 2552)
Heat Rate
อายุ
้
การใชงาน
ื้ เพลิง
ราคาเชอ
(ปี 2563)
(เมกกะวัตต์)
($/kW)
(Btu/kWh)
(ปี )
($/MMbtu)
AP
EP
รวม
โรงไฟฟ้ าถ่านหิน
800
1,550
9,125
30
4.01
1.27
1.37
2.64
โรงไฟฟ้ านิวเคลียร์
1000
3,087
10,953
60
0.50
2.60
0.19
2.79
โรงไฟฟ้ าถ่านหิน (CCS)
800
2,632
9,125
30
4.01
1.99
1.37
3.36
800
727
6,800
25
11.12
0.65
3.04
3.69
800
727
6,800
25
14.26
0.65
3.69
4.34
290
437
10,410
20
30.66
2.05
11.69
13.74
โรงไฟฟ้ า
โรงไฟฟ้ าพลังความร ้อนร่วม
(Gas Existing)
โรงไฟฟ้ าพลังความร ้อนร่วม
(Marginal Gas)
โรงไฟฟ้ ากังหันแก๊ส
หมายเหตุ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ราคารวม
- Power Plant Equipment
- Site Preparation & Civil Work
- Raw Water System
- Land & Land Right
ื้ เพลิง
- ระบบเก็บร ักษาและกาจ ัดกากเชอ
- อืน
่ ๆ
โรงไฟฟ้าถ่านหิน
- ใชเ้ ทคโนโลยี Supercritical หรือ Ultra Supercritical
้ า่ นหินนาเข้าประเภท Bituminous
- ใชถ
- ติดตงระบบ
ั้
FGD
ต ้นทุน (บาท/kWh)
(ปี 2563)
ทางเลือกใน
การจ ัดหา
ประมาณการต้นทุน (บาท/หน่วย)
ผลิต
่ 1
สง
จาหน่าย2
CO2 3
ผลกระทบ
สวล.อืน
่ ๆ4
ผล
กระทบ
ั
สงคม
รวม
DSM
0.50 – 1.505
-
-
-
-
-
0.50 -1.50
ั่
โคเจนเนอเรชน
2.60 6
-
0.44
0.08
0.71
-
3.83
VSPP
(พลังงานหมุนเวียน)
ค่าไฟฟ้ า
ขายสง่
(~ 2.62) +
Adder
(0.3 – 8)
-
0.44
-
0 – 0.63
0 – ตา่
2.92 – 10.62
ก๊าซ CC
2.25 7
0.37
0.44
0.09
0.79
ตา่ –
ปานกลาง
3.93
ถ่านหิน
2.11 7
0.37
0.44
0.15
2.76
สูง
5.82
นิวเคลียร์
2.087–7.308
(Avg. 4.69)
0.37
0.44
-
0.15 + 1.009
สูง - สูงมาก
4.04 – 9.26
หมายเหตุ
้ มมติฐานว่าต้นทุนร้อยละ 12.4 ของค่าไฟฟ้ามาจากธุรกิจสายส่ง
1. ใชส
้ มมติฐานว่าต้นทุนร้อยละ 14.5 ของค่าไฟฟ้ามาจากธุรกิจจาหน่าย
2. ใชส
3. ค่า CO2 ที่ 10 ยูโร/ต ัน
4. ค่า Externality ตามการศึกษา Extern E ของสหภาพยุโรป และนามาปร ับลดตามค่า GDP ต่อห ัวของไทย
5. The World Bank, Impact of Energy Conservation, DSM and Renewable Energy Generation on EGAT’s PDP, 2005.
6. ตามระเบียบ SPP
7. ทีม
่ า : กฟผ. แผน PDP 2007.
8. California Public Utilities Commission (CPUC), 2050 Multi-Sector CO2 Emissions Abatement Analysis Calculator, 2009
9. Cost of liability protection, Journal “Regulation” 2002 – 2003.
ราคาจริงในชว่ ง
10 ปี ทผ
ี่ า่ นมา
(US$/MMBTU)
18
16
14
Dubai Crude
Australian Coal
12
10
8
6
4
2
0
2542
2543
2544
2545
2546
2547
2548
2549
2550
2551
ที่มา: http://indexmundi.com/commodities/?commodity=coalaustralian&months=300
http://indexmundi.com/commodities/?commodity=crude-oildubai&months=300
่ ารลงทุนเกินจาเป็ น
แผน PDP2010 อาจนามาสูก
กว่า 20,000 MW หากไม่ปรับวิธก
ี ารวางแผน
70,000
กาลังผลิตติดตัง้ ตามแผน PDP2010
60,000
50,000
40,000
30,000
ความต ้องการสูงสุด + สารอง 15%
้ นแนวโน
้
้
(ใชเส
้มเป็ นเสนตรง)
20,000
10,000
25
73
25
71
25
69
25
67
25
65
25
63
25
61
25
59
25
57
25
55
25
53
0
การลงทุนเกินจะก่อให ้เกิดภาระ/ค่าโง่
นับหมืน
่ -แสนล ้านต่อปี
ล ้านบาท
บาท/kWh
300,000
1.00
0.90
250,000
0.80
0.70
ค่าไฟฟ้ าสว่ นเกิน
200,000
0.60
150,000
0.50
0.40
100,000
0.30
ภาระจากการลงทุนเกินจาเป็ น
รวมกว่า 2.7 ล ้านล ้าน
50,000
0.20
0.10
-
2573
2571
2569
2567
2565
2563
2561
2559
2557
2555
2553
-
ข ้อเสนอในการปรับปรุงกระบวนการ
วางแผน PDP
• แก ้หัวใจของปั ญหาด ้วยการยกเลิกระบบประกันผลกาไรให ้การ
ไฟฟ้ า
้
– ใชระบบการก
ากับดูแลแบบ Performance-based regulation แทน
้
– สร ้างระบบรับผิดในการวางแผนและพยากรณ์ความต ้องการใชไฟฟ้
าด ้วย
้
การนาระบบ Contracted Demand มาใชกั้ บผู ้ต ้องการใชไฟฟ้
ารายใหญ่
่ มากกว่า 10 MW) ทีก
(เชน
่ อ
่ ภาระในการจัดหาไฟฟ้ าเพิม
่ ขึน
้
• ยกเลิกการชดเชยหน่วยขายไฟฟ้ าในสูตร Ft เพือ
่ ตัดวงจรการ
ิ ธิภาพ
ขยายระบบอย่างไร ้ประสท
• ให ้พิจารณา DSM เป็ นทางเลือกหนืง่ ในการลงทุนจัดหาไฟฟ้ า
• ต ้องมีการตรวจสอบแผน PDP ให ้มีความสอดคล ้องกับนโนบาย
ของรัฐ
– เปรียบเทียบแผนมากกว่า 1 แผนเพือ
่ เลือกเอาแผนทีต
่ อบสนองนโยบาย
รัฐและบรรลุวต
ั ถุประสงค์การวางแผนมากทีส
่ ด
ุ  การวางแผนแบบ IRP
(Integrated Resource Planning)