Transcript ข ้อเสนอกรอบชวี้ ัดเพือ ่ รังสรรค์ธรรมาภิบาล การวางแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้ า และร่างแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้ าของประเทศไทย (PDP2012) ื่ ชม สง่าราศรี กรีเซน ชน ดร. คริส กรีเซน ั มนาสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย สม เรือ ่ ง “อนาคตการผลิตไฟฟ้ ากับแนวทางการพัฒนาทีย ่ ั่งยืน” 14 กุมภาพันธ์ 2555 ณ ห.

ข ้อเสนอกรอบชวี้ ัดเพือ
่ รังสรรค์ธรรมาภิบาล
การวางแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้ า
และร่างแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้ าของประเทศไทย
(PDP2012)
ื่ ชม สง่าราศรี กรีเซน
ชน
ดร. คริส กรีเซน
ั มนาสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
สม
เรือ
่ ง “อนาคตการผลิตไฟฟ้ ากับแนวทางการพัฒนาทีย
่ ั่งยืน”
14 กุมภาพันธ์ 2555
ณ ห ้องประชุมสารนิเทศ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
แผน PDP 2010
70,000
nuclear
EE/DSM
60,000
Others
Oil/gas
50,000
RE DEDE
นิวเคลียร์
ิ ธิภาพพล ังงาน
ประสท
อืน
่ ๆ
นา้ ม ัน/ ก๊าซ
พล ังงานหมุนเวียน
โคเจน
ื้ ไฟฟ้าพล ังงานนา้
Hydro imports ซอ
Cogen
40,000
Gas
พล ังงานนา้
ก๊าซธรรมชาติ
Coal
ถ่านหิน
Hydro
30,000
โรงไฟฟ้ าใหม่ ประกอบด ้วย:
นํ าเข ้า
11,669 MW
โรงไฟฟ้ าถ่านหิน
8,400 MW
โรงไฟฟ้ าก๊าซ
16,670 MW
โรงไฟฟ้ านิวเคีลยร์ 5,000 MW
20,000
10,000
0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
MW = เมกะวัตต์
นิยาม ‘ความมั่นคงด ้านพลังงาน’
A. ยิง่ มาก ยิง่ ดี
B. มีทรัพยากรพลังงานเพียงพอ
C. มีทรัพยากรพลังงานเพียงพอ และราคา
เหมาะสม
D. มีทรัพยากรพลังงานเพียงพอ และราคา
้ างมีประสท
ิ ธิภาพ
เหมาะสม และใชอย่
E. มีทรัพยากรพลังงานเพียงพอ และราคา
้ างมีประสท
ิ ธิภาพ และคํานึง
เหมาะสม ใชอย่
สงิ่ แวดล ้อม
ึ ษาบทความวิชาการ 91 ชน
ิ้ พบว่า
จากการศก
ความมั่นคงด ้านพลังงาน มี 4 มิต ิ
มิต ิ
ปริมาณ
คาอธิบาย
ต ัวชวี้ ัด (ต ัวอย่าง)
ั ว่ นของ
สดส
บทความ
• การกระจายแหล่งพลังงาน
ื้ เพลิง
และเชอ
• การลดการพึง่ พิงแหล่ง
พลังงานนํ าเข ้า
• การพึง่ พิงการนํ าเข ้า
พลังงานรูปแบบต่างๆ
• การกระจายแหล่ง
ื้ เพลิง
เชอ
82%
• การให ้บริการในราคาที่
สามารถจ่ายได ้
• การลดความผันผวนของ
ราคา
• ค่าไฟฟ้ าต่อเดือน
51%
ิ ธิภาพ ประสท
ิ ธิภาพด ้านพลังงาน
ประสท
้
ของการใชการแปรรู
ป และ
ประโยชน์ทางด ้านเศรษฐกิจ
ั พันธ์ของ
• ความสม
พลังงานต่อ
จีดพ
ี ี
้
• การใชไฟฟ้
าต่อหัว
34%
สงิ่ แวดล ้อม
• การปล่อยก๊าซเรือน
กระจก
ั เฟอร์
• การปล่อยก๊าซซล
ไดออกไซต์
26%
ราคา
การรักษาสงิ่ แวดล ้อมและ
ทรัพยากรสําหรับชนรุน
่ หลัง
ทีม
่ า: แปลและเรียบเรียงมาจาก Brown, Marilyn A., 2011
พรบ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ.2550
แนวนโยบายพืน
้ ฐานของรัฐ
ตามมาตรา 8 พรบ.การประกอบกิจการพลังงานพ.ศ.2550
4 มิตค
ิ วามมง่ ั คง
ด้านพล ังงาน
พรบ.การประกอบกิจการพล ังงาน
พ.ศ.2550
ต ัวชวี้ ัด
ปริมาณ
- ความเพียงพอด ้านพลังงาน
- ลดการพึง่ พิงพลังงานนํ าเข ้า
- การกระจายแหล่งพลังงาน
- กําลังผลิตสํารอง ≥15%
- % การนํ าเข ้าพลังงาน
- ดัชนีการกระจุกตัวของ
โรงไฟฟ้ า
ราคา
- ต ้นทุนการให ้บริการทีไ่ ม่แพง
ี่ งต่อราคาผันผวน
- ค่าความเสย
- ค่าไฟฟ้ ารายเดือน
- % โครงสร ้างราคาทีอ
่ ้างอิง
ราคานํ้ ามัน
ิ ธิภาพ
ประสท
้ งงานอย่างมีประสท
ิ ธิภาพและ
- ใชพลั
เศรษฐกิจ
- ความเข ้มข ้นพลังงานไฟฟ้ า
(GWh/GDP)
สงิ่ แวดล ้อม
- ลดผลกระทบด ้านสงิ่ แวดล ้อม
- การปล่อยก๊าซเรือนกระจก
- มลพิษจากปล่องโรงไฟฟ้ า
ความมัน
่ คงด ้านพลังงาน และแผน PDP ควร
สอดคล ้อง (accountable) กับแนวนโยบายรัฐ
กรอบในการประเมิน
แผน PDP ฉบับต่างๆ
ข้อเสนอร่างแผนพ ัฒนากาล ังผลิต
ไฟฟ้า พ.ศ. 2555-2573
(แผน PDP 2012):
วิธก
ี ารและสมมติฐาน
แผนพีดพ
ี ป
ี ร ับปรุง และแผนพีดพ
ี ใี หม่
• ร่างแผน PDP ใหม่โดยใชค่้ าพยากรณ์ความ
ต ้องการไฟฟ้ า ทีส
่ อดคล ้องกับความเป็ นจริง =
‘แผน PDP 2012’
• แผน PDP ปรับทีย
่ ังคงยึดค่าพยากรณ์ชด
ุ เดิม =
‘PDP 2010 improved’
• แผนทัง้ สองข ้างต ้นปรับสมมติฐานการจัดหา
โดยเน ้นพลังงานสะอาดก่อน
Methodology and assumptions
– Revise demand forecast to reflect uncertainties
– Adhere to Government Policy of 15% minimum reserve
margin
– Prioritize investment in energy efficiency (EE)/ demandside management (DSM) as a resource option
– Consider life extension (delayed retirement) of power
plants as a resource option
• Additional investment might be required but only done in cases
that are economic compared to building a new power plant.
– When additional capacity is needed, prioritize (highefficiency) cogeneration over (inefficient) centralized
generation
– New generation not already under construction may be
removed if not needed to maintain 15% reserve margin
Past demand forecasts compared to actual
peak demand (MW)
-500
Forecast
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
500
2016
2015
2014
Actual average increase
in electricity demand
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
2000
Avg forecast increase
1,491 MW/yr in PDP 2010
1500
1000
Avg forecast increase
830 MW/yr in PDP2012
0
-500
Actual
Forecast
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
1000
2017
500
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
2000
Avg forecast increase
1,491 MW/yr in PDP 2010
1500
25 year average:
830 MW/yr
Avg forecast increase
830 MW/yr in PDP2012
0
-500
Actual
Forecast
Avg forecast increase
830 MW/yr in PDP2012
2030
500
2029
15 year average:
813 MW/yr
2028
1000
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
2000
Avg forecast increase
1,491 MW/yr in PDP 2010
1500
0
-500
Actual
Forecast
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
1000
2017
500
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
2000
Avg forecast increase
1,491 MW/yr in PDP 2010
1500
10 year average:
772 MW/yr
Avg forecast increase
830 MW/yr in PDP2012
0
-500
Actual
Forecast
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
500
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
2000
Avg forecast increase
1,491 MW/yr in PDP 2010
1500
1000
Avg forecast increase
407inMW/yr
830 MW/yr
PDP2012
5 year average:
0
-500
Actual
Forecast
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
500
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
2000
Avg forecast increase
1,491 MW/yr in PDP 2010
1500
1000
Avg forecast increase
830 MW/yr in PDP2012
0
-500
Actual
Assumed in
PDP 2010 forecast
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
2000
Past actual averages:
830 MW/yr (25 yrs)
813 MW/yr (15 yrs)
772 MW/yr (10 yrs)
407 MW/yr ( 5 yrs)
1500
1000
500
0
-500
Actual
Forecast
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
Past actual averages:
830 MW/yr (25 yrs)
813 MW/yr (15 yrs)
772 MW/yr (10 yrs)
407 MW/yr ( 5 yrs)
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
2000
Avg forecast increase
1,491 MW/yr in PDP 2010
1500
1000
500
0
-500
Actual
Forecast
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
Past actual averages:
830 MW/yr (25 yrs)
813 MW/yr (15 yrs)
772 MW/yr (10 yrs)
407 MW/yr ( 5 yrs)
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
2000
Avg forecast increase
1,491 MW/yr in PDP 2010
1500
1000
500
0
เศรษฐกิจจะเติบโตตามทีร่ ัฐบาลตัง้ เป้ า
ไว ้โดยไม่มส
ี ะดุด
• ค่าพยากรณ์การเติบโตของ GDP ล่วงหน ้า 1520 ปี เป็ นสมมติฐานหลักในการพยากรณ์ความ
ต ้องการไฟฟ้ า
้
• เปรียบเทียบสมมติฐาน GDP ทีใ่ ชในแผน
PDP2007 กับค่าจริงทีเ่ กิดขึน
้
PDP2007 forecast
Case
2007
2008
2009
2010
Low
4.5
5
5.5
4.7
5.2
5.7
4.5
5
5.5
4.5
5
5.5
4.4
High
4
4.8
5
Actual
5.0
2.5
-2.3
7.8
1.0*
2.8
Base
20115-yr Avg
5.0
5.4
2012
2013
2014
2015
4.8
5.3
5.8
5
5.5
6
5
5.5
6
5.3
5.8
6.3
*Bank of Thailand's estimate, as reported in Matichon newspaper on Feb 4, 2012
20165-yr Avg
5.3
5.8
6.3
5.1
5.6
6.1
ในความเป็ นจริง มีความไม่แน่นอนจาก
เหตุการณ์ “ทีไ่ ม่คาดหมาย”
• การพยากรณ์ไฟฟ้ าหรือเศรษฐกิจมักจะไม่ได ้นํ าเหตุการณ์ “ทีไ่ ม่
คาดหมาย” มาพิจารณาเพราะยากแก่การคาดหมาย
่ วิกฤตการเงินในปี 2540 การพุง่ สูงของราคานํ้ ามันโลก
– ตัวอย่างเชน
ความรุนแรงทางการเมือง และอุทกภัยร ้ายแรงในรอบ 50 ปี
• ในอนาคต ความไม่แน่นอนจากภาวะเศรษฐกิจโลก สถานการณ์
ด ้านการเมืองในประเทศ และสภาพภูมอ
ิ ากาศทีแ
่ ปรปรวน คาด
ว่าจะยังมีอยูต
่ อ
่ ไป
Actual GDP growth (%)
10.0
5.0
0.0
1990
-5.0
-10.0
-15.0
1995
2000
2005
2010
Needed: bottom up forecasts
• Thailand should invest in load forecasts that
use a bottom-up approach
• using industry-specific and sector-specific data
on:
– electricity demand trends
– technology transitions trends
2000
Avg forecast increase
1,491 MW/yr in PDP 2010
Past actual averages:
830 MW/yr (25 yrs)
813 MW/yr (15 yrs)
772 MW/yr (10 yrs)
407 MW/yr ( 5 yrs)
1500
1000
Average forecast increase
500
830 MW/yr in PDP2012
Actual
-500
Forecast
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
0
Comparison of peak demand forecasts used in PDP 2010 vs. PDP 2012
PDP 2010
PDP 2012
Peak demand
Energy
Peak demand
Year
Peak
Annual increase
GWh
Peak
Annual increase
%
MW
MW
%
MW
MW
2011
24,568
1,319 5.67% 160,331
23,900
-110 -0.46%
2012
25,913
1,345 5.47% 168,049
24,731
831
3.48%
2013
27,188
1,275 4.92% 175,631
25,562
831
3.36%
2014
28,341
1,153 4.24% 183,452
26,393
831
3.25%
2015
29,463
1,122 3.96% 191,224
27,225
831
3.15%
2016
30,754
1,291 4.38% 200,012
28,056
831
3.05%
2017
32,225
1,471 4.78% 209,329
28,887
831
2.96%
2018
33,688
1,463 4.54% 218,820
29,718
831
2.88%
2019
34,988
1,300 3.86% 227,599
30,549
831
2.80%
2020
36,336
1,348 3.85% 236,956
31,380
831
2.72%
2021
37,856
1,520 4.18% 246,730
32,211
831
2.65%
2022
39,308
1,452 3.84% 256,483
33,043
831
2.58%
2023
40,781
1,473 3.75% 266,488
33,874
831
2.52%
2024
42,236
1,455 3.57% 276,805
34,705
831
2.45%
2025
43,962
1,726 4.09% 287,589
35,536
831
2.39%
2026
45,621
1,659 3.77% 298,779
36,367
831
2.34%
2027
47,344
1,723 3.78% 310,387
37,198
831
2.29%
2028
49,039
1,695 3.58% 322,427
38,029
831
2.23%
2029
50,959
1,920 3.92% 334,921
38,861
831
2.19%
2030
52,890
1,931 3.79% 347,947
39,692
831
2.14%
*The figures in pink highlight are actual values, not forecast.
Energy
Data source (PDP2010): EPPO, 2010, http://www.eppo.go.th/power/pdp/page-7.html
GWh
155,972
160,385
165,129
170,845
176,696
182,463
187,645
193,033
198,724
204,639
209,941
215,601
221,352
227,448
232,468
238,174
243,872
250,040
255,406
261,120
Load factor
%
74.50%
74.03%
73.74%
73.89%
74.09%
74.24%
74.15%
74.15%
74.26%
74.44%
74.40%
74.49%
74.60%
74.81%
74.68%
74.76%
74.84%
75.06%
75.03%
75.10%
Government's energy saving target
The government approved the 20-year Energy Efficiency Plan in April 2011
which called for almost 70,000 GWh of annual electricity savings or 20% of
total load by 2030.
(Source: (Ministry of Energy 2011) and (Foongthammasan, Tippichai et al. 2011)
ิ ธิภาพพลังงาน (EE)
การประหยัดไฟฟ้ าสะสมจากมาตรการประสท
ในแผน PDP2012 (หน่วย: MW)
EE/DSM cumulative savings in PDP2012 or PDP2010v2 (MW)
การประหย ัดจาก EE (PDP 2010)
EE savings (PDP2010)
10500
9000
7500
Additional EE savings
consistent with the
government's 20-yr EE
Plan (Alter PDP)
6000
4500
การประหย ัดจาก EE เพิม
่
ตามแผนอนุร ักษ์พล ังงาน 20 ปี (PDP 2010)
3000
1500
0
2010
2013
2016
2019
2022
2025
2028
ต ้นทุนแท ้จริงรวมตลอดอายุการทํางานของโรงไฟฟ้ า
วั่ โมง –Cost
ตต์ช
(เซนต์/กิโลวัReal
2000
$
(Cents/kWh
- 2000$)
Levelized
DSM/EE เป็ นทางเลือกการลงทุนทีถ
่ ก
ู ทีส
่ ด
ุ ในการสนองตอบต่อความ
ต ้องการทีเ่ พิม
่ ขึน
้ (แต่ทผ
ี่ า่ นมา ไม่ถก
ู พิจารณาเป็ นทางเลือกการลงทุน
ในประเทศไทย)
12
ิ ิ คตะวันตกเฉียง
การเปรียบเทียบต ้นทุนการจัดหาต่างๆ ในมลรัฐ แปซฟ
เหนือ สหรัฐอเมริกา
10
EE
8
พลังงานหมุนเวียน
ถ่านหิน
6
กังหันก๊าซ
พลังงานความร ้อนร่วม
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
ั ยภาพการจัดการด ้านการใชพลั
้ งงานมีมากมาย แต่
ศก
ถูกละเลยในการวางแผนไฟฟ้ า
ิ ิ คตะวันตกเฉียงเหนือ
มลรัฐ แปซฟ
สหรัฐ
35,000
30,000
DSM/EE measures led to savings
of over 30,000 GWH/yr
35000
30000
25,000
GWH/year
PDP 2010 (Thailand)
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.
0.3% saving
in 20 yrs
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
Source: The 5th NW Electric Power and ConservationPlan
Supply options in NW USA
Source: The 5th NW Electric Power and ConservationPlan
Supply options in NW USA
T-5
Insulate roofs to
keep cool in
การผลิตไฟฟ้ าและความร ้อนร่วม
(Cogeneration หรือ Combined Heat and Power – CHP)
โรงไฟฟ้ าแบบเดิมใช ้
ื้ เพลิงฟอสซล
ิ
เชอ
พลังงาน
ี
พลังงานทีส
่ ญ
ู เสย
ไฟฟ้ าทีน
่ ํ าไปใช ้
โรงผลิตไฟฟ้ าและความร ้อน
ร่วม
ไฟฟ้ า และความร ้อนที่
นํ าไปใช ้
การผลิตไฟฟ้ าและความร ้อนร่วม
(Cogen)ในแผน PDP 2012
ประเภทของโครงการ
MW
ขนาดของ
โครงการ
ั ญาซอ
ื้ ขายไฟฟ้ าแล ้ว (SPP signed)
ได ้ลงนามสญ
3790
SPP
็ ต์
ได ้รับการตอบรับจากการไฟฟ้ าแต่ยังไม่ได ้เซน
PPA (approved – awaiting SPP)
โครงการใหม่ทใี่ ชใ้ นการทาความเย็น– ขนาด
ึ ษาโดย (Menke et al.,
ไม่เกิน 10 MW – ศก
2006)
2835
SPP
3500
VSPP
โครงการใหม่ในอุตสาหกรรมเซรามิค กระดาษ ไม ้ (not
อัดเม็ด อุตสาหกรรมอืน
่ ๆ
counted)
VSPP
มีโอกาสในการเติบโต 0.9% ต่อปี ในกว่า 18 ปี
ข ้างหน ้า
1700
SPP+VSPP
รวม
11825
แผน PDP2012 เพิม
่ การผลิตจากCogenerationเป็ น 4,800 MW
เกินกว่าทีก
่ ําหนดไว ้ในแผน PDP 2012
Cogeneration
PDP 2010
PDP2012
Year Firm SPP
Accum. Total Firm SPP Add'l SPP/VSPP Accum. Total
2010
90
90
90
90
2011
0
90
0
90
2012
704
794
0
90
2013
720
1514
0
90
2014
90
1604
90
180
2015
270
1874
974
1154
2016
270
2144
990
2144
2017
270
2414
270
300
2714
2018
270
2684
270
300
3284
2019
270
2954
270
300
3854
2020
270
3224
270
300
4424
2021
380
3604
380
300
5104
2022
360
3964
360
300
5764
2023
360
4324
360
300
6424
2024
360
4684
360
300
7084
2025
360
5044
360
600
8044
2026
360
5404
360
300
8704
2027
360
5764
360
300
9364
2028
360
6124
360
600
10324
2029
360
6484
360
300
10984
2030
540
7024
540
300
11824
การยืดอายุโรงไฟฟ้ า (1)
โรงไฟฟ้าทีจ
่ ะถูกปลดระวางตาม
แผน PDP2010
MW
การยืดอายุ
อายุโรงไฟฟ้าจน
โรงไฟฟ้า/ปร ับปรุง
ปลดระวาง
ิ ธิภาพใหม่ *
ประสท
EGAT
Nam Pong CC #1้ ้้ ้
Nam Pong CC #2 ้ ้
Bang Pakong TH #1-2
Bang Pakong TH #3
Bang Pakong TH #4
Bang Pakong CC # 3
Bang Pakong CC # 4
South Bangkok CC #1
South Bangkok CC #2
Mae Moh TH # 4
Mae Moh TH # 5-6
Mae Moh TH #7
Mae Moh TH # 8
Mae Moh TH #9
Wang Noi TH #1-3
325
325
1,052
576
576
314
314
316
562
140
280
140
270
270
1,910
25
25
30
30
30
25
25
25
25
40
40
40
40
40
25
30
30
30
30
30
* Plant life extension may require additional investments and time to maintain and upgrade equipment. The time and resources
required to extend plant life are usually significantly less than building a new one. However, more detailed assessment should be
done on a case by case basis to ensure technical and economic feasibility of plant life extension.
การยืดอายุโรงไฟฟ้ า(2)
โรงไฟฟ้าทีจ
่ ะถูกปลดระวางตาม
แผน PDP2010
MW
อายุโรงไฟฟ้าจน
ปลดระวาง
70
70
678
350
713
15
20
20
20
25
700
700
126
214
1,175
1,440
1,360
681
25
20
30
25
20
25
25
25
การยืดอายุโรงไฟฟ้า/
ิ ธิภาพ
ปร ับปรุงประสท
ใหม่ *
IPPs
Khanom TH #1
Khanom TH #2
Khanom CC #1
Eastern Power
Glow IPP
Independent Power (Thailand)
(IPT)
Tri Energy Co., Ltd
Hauay Ho
Theun Hinboun
Rayong CC #1-4
Ratchaburi TH #1-2
Ratchaburi CC #1-2
Ratchabuti CC # 3
30
30
30
30
30
30
30
* Plant life extension may require additional investments and time to maintain and upgrade equipment. The time and resources
required to extend plant life are usually significantly less than building a new one. However, more detailed assessment should be
done on a case by case basis to ensure technical and economic feasibility of plant life extension.
พลังงานหมุนเวียน (Renewable
Energy: RE)
• พลังงานและกําลังติดตัง้ จากพลังงานหมุนเวียน
เท่ากับทีบ
่ รรจุในแผน PDP2010
• แผน PDP2010 ได ้พิจารณาเพิม
่ พลังงานหมุนเวียน
ให ้สอดคล ้องกับแผนพลังงานทดแทน 15 ปี
• โครงการขนาดใหญ่อาจมีผลกระทบ และอาจได ้รับ
การต่อต ้านจากชุมชน โดยเฉพาะโรงไฟฟ้ าชวี มวล
่ งโหว่ ของ
• รัฐควรเร่งดําเนินการแก ้ไขอุดชอ
้
กฎหมายทีใ่ ชในโครงการขนาดตํ
า่ กว่า 10 MW ที่
ไม่ต ้องทํา EIA เป็ นผลให ้ไม่มก
ี ลไกในการบังคับให ้
ี จากโรงไฟฟ้ าเป็ นไปตาม
การปล่อยของเสย
มาตรฐานการปล่อยมลพิษ
Generation from renewable energy
PDP 2010
PDP2012
Year
EGAT
SPP
VSPP Accum. Total EGAT SPP VSPP Accum.
2010
465
331
796
465
331
2011
38
425
236
1495
38
425
236
2012
29
65
162
1751
29
162
2013
54
181
1986
54
2014
18
191
2195
18
2015
14
90
165
2464
14
155
346
2016
17
225
2705
17
415
2017
11
228
2943
11
228
2018
30
173
3146
30
173
2019
8
170
3323
8
170
2020
22
188
3533
22
188
2021
61
133
3727
61
133
2022
36
287
4050
36
287
2023
145
4195
145
2024
146
4341
146
2025
156
4497
156
2026
157
4654
157
2027
168
4822
168
2028
168
4990
168
2029
179
5169
179
2030
179
5348
179
*Alternative PDP assumes the same amount of renewable energy capacity addition as PDP2010
except for some adjustments for projects facing delays.
Total
796
1495
1686
1740
1758
2273
2705
2943
3146
3323
3533
3727
4050
4195
4341
4497
4654
4822
4990
5169
5348
RE
biomass
biomass (rice husk)
biogas
solar
wind
small hydro
waste
Dependable capacity
40%
70%
21%
21%
5%
40%
20%
*Source: EPPO, http://www.eppo.go.th/power/pdp/page-7.html, 2010
**Assume 50% biomass VSPP in Alternative PDP uses rice husks
making the average dependable capacity of biomass equal to 55%
***Assume 50% biomass is from rice husks which has assumed plant factor of
70% while that of the rest is 40%
Calculation of Reserve Margin and treatment of EE/DSM savings in PDP2012
Year
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Peak demand
(revised)
(MW)
24,010
23,900
24,731
25,562
26,393
27,225
28,056
28,887
29,718
30,549
31,380
32,211
33,043
33,874
34,705
35,536
36,367
37,198
38,029
38,861
39,692
EE/DSM
savings
(MW)
0
0
0
128
317
572
870
1,242
1,634
2,108
2,573
3,092
3,635
4,234
4,859
5,579
6,364
7,179
8,024
9,154
9,923
Peak demand
(after EE savings)
(MW)
24,010
23,900
24,731
25,434
26,077
26,653
27,186
27,645
28,084
28,441
28,807
29,119
29,408
29,640
29,846
29,957
30,003
30,019
30,005
29,707
29,769
Installed
Capacity
(MW)
31,350
32,993
33,403
33,457
32,513
32,757
33,438
34,253
34,662
35,232
36,626
37,301
37,565
37,226
37,215
36,428
37,147
37,961
36,527
37,896
35,579
Reserve margin
(%)
26.7%
33.9%
31.0%
27.6%
20.9%
19.2%
19.3%
20.2%
19.7%
20.2%
23.3%
24.3%
23.9%
21.8%
20.9%
18.0%
20.1%
22.7%
18.1%
23.7%
15.9%
Note: the calculation of reserve margin is based on dependable capacity which is
assumed to be about 97% of installed capacity.
สรุปเปรียบเทียบแผน PDP ฉบับต่างๆ
สรุปเปรียบเทียบ PDP ฉบับต่างๆ
2010
Generation by fuel type
Coal
Gas
Hydro – EGAT
Hydro – imports
Cogeneration
Renewables
Oil/gas
Nuclear
Others (fuel oil, diesel,
Malay)
Total generation
Additional EE/DSM
savings
Total Resources
PDP 2010
PDP 2010 improved
PDP2012
2030
2030
2030
MW
3,527
16,091
3,424
1,260
1,878
767
3,784
0
%
11%
51%
11%
4%
6%
2%
12%
0%
MW
12,669
21,668
3,936
9,827
7,024
4,804
0
5,000
%
19%
33%
6%
15%
11%
7%
0%
8%
MW
6,269
15,972
3,936
3,827
11,824
4,804
0
0
%
13%
34%
8%
8%
25%
10%
0%
0%
MW
3,087
9,572
3,936
1,737
11,824
4,804
0
0
%
9%
27%
11%
5%
33%
14%
0%
0%
619
31,350
2%
100%
619
65,547
1%
100%
619
47,251
1%
100%
619
35,579
2%
100%
31,350
65,547
13,160
60,411
9,923
45,502
เปรียบเทียบแผน PDP
PDP2012
0,000
PDP2010imp
PDP 2010
70,000
nuclear
0,000
60,000
0,000
50,000
EE/DS
M
Others
Oil/gas
RE
DEDE
Cogen
0,000
40,000
Hydro
imports
Hydro
0,000
30,000
Gas
Coal
0,000
20,000
0,000
10,000
0
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
0
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 20302010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
ื้ เพลิง
การพึง่ พาการนํ าเข ้าไฟฟ้ าและเชอ
GWH
250,000
200,000
Uranium
(Kazakhstan/Australia)
Power imports
(Laos/Burma/Malay)
Diesel
150,000
100,000
Fuel Oil
Gas imports
(Burma/Middle East)
Coal imports
(Indonesia/Australia)
50,000
0
2010
PDP2010 PDP2010imp PDP2012
ื้ เพลิง
การพึง่ พิงการนํ าเข ้าพลังงานไฟฟ้ าและเชอ
Sources of electricity
Domestic
Lignite-Mae Moh
Hydro - EGAT
RE
Gas (Gulf of Thailand)
Imports
2010
65.4%
10.7%
3.9%
3.1%
47.8%
34.6%
PDP2010
2030
35.2%
2.4%
1.5%
6.0%
25.3%
64.8%
Coal
Gas (Burma/LNG)
Fuel Oil
Diesel
Hydro imports /Malay
Nuclear
Total
2010
8.1%
20.5%
0.6%
0.1%
5.4%
0.0%
100.0%
PDP2010
25.0%
13.6%
0.0%
0.0%
15.3%
11.0%
100.0%
Note: GWh basis
PDP2010imp PDP2012
2030
2030
45.9%
59.0%
2.7%
4.1%
1.8%
2.4%
7.4%
9.9%
33.9%
42.6%
54.1%
41.0%
PDP2010imp PDP2012
12.5%
7.3%
33.9%
28.4%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
7.8%
5.2%
0.0%
0.0%
100.0%
100.0%
ั สว่ นกําลังการผลิตไฟฟ้ าแยกตามประเภทเชอ
ื้ เพลิง
สด
2553
กําลัง
ผลิต
ประเภทกาล ังการผลิต (MW)
3,527
ถ่านหิน
16,091
ก๊าซ
3,424
พลังนํ้ า กฟผ.
1,260
พลังนํ้ านํ าเข ้า
1,878
โคเจนฯ
767
พลังงานหมุนเวียน
3,784
นํ้ ามัน/ก๊าซ
0
นิวเคลียร์
อืน
่ ๆ (นํ้ ามัน, ก๊าซ/ดีเซล, สาย
ี )
619
สง่ มาเลเซย
31,350
รวม
แผน PDP 2010
PDP 2010 improved
PDP2012
2573
2573
2573
ั สว่ น
สด
11%
51%
11%
4%
6%
2%
12%
0%
กําลังผลิต
(MW)
12,669
21,668
3,936
9,827
7,024
4,804
0
5,000
2%
100%
619
65,547
ั สว่ น
สด
19%
33%
6%
15%
11%
7%
0%
8%
กําลังผลิต
(MW)
6,269
15,972
3,936
3,827
11,824
4,804
0
0
1%
100%
619
47,251
ั สว่ น
สด
13%
34%
8%
8%
25%
10%
0%
0%
กําลังผลิต
(MW)
3,087
9,572
3,936
1,737
11,824
4,804
0
0
ั สว่ น
สด
9%
27%
11%
5%
33%
14%
0%
0%
1%
100%
619
35,579
2%
100%
ค่าไฟฟ้ า (บาท/ เดือน) ในปี 2553 เทียบกับปี 2573
ในกรณีตา่ งๆ และการเปลีย
่ นแปลง (%) เมือ
่ เทียบกับ
ปี 2553
6%
Cost of service (Baht/month)
4%
500
3.5%
1.3%
2%
450
0%
400
-2%
350
-4%
300
-6%
-8%
250
-10%
200
-12%
150
-14%
-16%
100
50
0
2010
PDP2010
PDP2010imp
PDP2012
-13.2%
Cost of delivered electricity (not including externalities) in Baht/kWh
Plant type
Cost of electricity (not including externalities) (Baht/kWh)
Generation
Transmission1
Distribution2
Total
EE & DSM
1.003
-
-
1.00
Lignite-Mae Moh
1.504
0.37
0.44
2.31
Hydro - Imports
2.115
0.37
0.44
2.92
Imported coal - EGAT/IPP
2.126
0.37
0.44
2.93
Gas - EGAT/IPP
2.296
0.37
0.44
3.10
SPP - gas/coal/RE
2.607
0.198
0.44
3.23
Nuclear
2.799
0.37
0.44
3.60
RE VSPP
3.9110
-
0.44
4.19
Diesel
4.1211
0.37
0.44
4.93
4.126
0.37
0.44
4.93
Fuel oil - EGAT/IPP
Notes: (1) Based on assumption that 12.4% of total electricity cost comes from transmission system.
(2) Based on assumption that 14.5@ of total electricity cost comes from distribution system.
(3) The number represents an average of the estimate cost of actual energy savings from EE/DSM (0.5-1.5 B/kWh)
(Source: (du Pont 2005)).
(4) Author's estimation.
(5) Average of power purchase costs from hydroelectric projects in Lao PDR (Source: (EPPO 2007), Slide41).
(6) These were the assumed costs in PDP2007 and were based on assumed constant oil prices and thus likely to be on the
low side. (Source: (EPPO 2007), Slide 63).
(7) Purchase price according to SPP regulations.
(8) SPPs are distributed generation connected at distribution level. Some SPPs are however large enough that they require
transmission system to wheel power to the load. Here, 50% of electricity from SPPs is assumed to move through transmission and hence
the transmission cost is half that of centralized generation.
(9) EGAT's estimate as of 17 February 2010, though very low compared to international prices. EGAT's figure is based on
a capital cost of $3,087 per kW while the capital cost as of October 2009 according to the rating agency Moody's (with role in approving
loans to finance nuclear projects) is $7,000 per kW.
(10) Purchase price according to VSPP regulations, assuming bulk purchase price = 2.7 Baht/kWh. It is a weighted
average price of different VSPPs as per PDP2010. See Table below.
(11) Assumed to be the same of the cost of electricity from gas turbine power plants (Source: (EPPO 2007), Slide 63).
RE
total
biomass***
PDP 2010
MW
Dependable
capacity
3966.8
Generation
GWh
%
12488.256
Purchase price of RE** (B/kWh)
weighted
100%adder
total
price
2025
55%
9756.45
78%
0.3
3.00
2.344
biogas
121
21%
222.5916
2%
0.3
3.00
0.053
solar
922
21%
1696.1112
14%
6
8.70
1.182
wind
672
5%
294.336
2%
3.5
6.20
0.146
small hydro
69.3
40%
242.8272
2%
0.8
3.50
0.068
157.5
20%
275.94
2%
2.5
5.20
0.115
waste
3.908
*Data source: EPPO, http://www.eppo.go.th/power/pdp/page-7.html, updated 25 Feb 2010
Cited source for dependable capacity: Study on Dependable Capacity of Renewable Energy Generation (in Thai), 2010.
**assume bulk price = 2.7 B/kWh
***Assume 50% biomass is from rice husks which has assumed plant factor of 70% while that of the rest is 40%
ึ ษากําลังผลิตไฟฟ้ าพึง่ ได ้ โรงไฟฟ้ าพลังงานหมุนเวียน
*ทีม
่ า: ผลการศก
Difference
(PDP2012 –
PDP2010)
Year 2030
Total costs (mil. Baht)
total GWh of sale
PDP2010 PDP2010imp PDP2012
1,097,335
952,161
723,946
347,947
278,358
208,896
Average electricity cost (Baht/kWh)
% kWh savings on power bill due to EE/DSM
Remaining usage from 150kWh/month baseline
3.15374168
0.00%
150.00
3.421 3.4655804
20.00%
20.00%
120.00 120.000048
9.89%
Electricity bill (Baht/month)
473.061252
410.48 415.86982
-12.09%
PDP2010 PDP2010
2010
2030
Plant type
Gwh
GWh
Lignite-Mae
Moh
16,359
8,522
Coal –
EGAT/IPP
10,026
73,368
Coal –
Imports
0
13,481
Imp.coal - SPP
2,294
0
Gas - EGAT
39,365
5,418
Gas - IPP
55,577
80,740
Add. SPP
155
49,224
Gas - SPP
9,275
0
Fuel oil –
EGAT
643
0
Fuel oil - IPP
234
0
Fuel oil - SPP
33
0
Diesel
112
21
VSPP
4,704
20,721
Hydro + Imp.
13,865
57,297
Malaysia
313
939
Nuclear
0
38,216
EE & DSM
0
0
total
total excl
EE/DSM
% savings
from EE
PDP2010i
mp
PDP2012
Cost of electricity
2030
2030
Gen Trans.
Dist.
Total
GWh
GWh B/kWh B/kWh B/kWh B/kWh
2010
mil Baht
PDP2010
2030
mill Baht
PDP2010i
mp
PDP2012
2030
2030
mill Baht mil Baht
7,569
8,522
1.50
0.37
0.44
2.31
37,789
19,686
17,484
19,686
23,456
15,316
2.12
0.37
0.44
2.93
29,376
214,968
68,725
44,876
11,295
0
46,603
54,610
87,432
0
0
0
26,981
33,980
0
87,432
2.12
2.60
2.29
2.29
2.60
2.60
0.37
0.19
0.37
0.37
0.19
0.19
0.44
0.44
0.44
0.44
0.44
0.44
2.93
3.23
3.10
3.10
3.23
3.23
0
7,398
122,032
172,289
500
29,912
39,499
16,796
250,294
158,747
-
33,095
144,470
169,292
281,970
-
83,640
105,338
281,970
0
0
0
21
20,721
25,712
939
0
69,589
0
0
0
21
20,721
14,984
939
0
52,224
4.12
4.12
4.12
4.12
3.91
2.11
1.60
2.79
1.00
0.37
0.37
0.19
0.37
0.00
0.37
0.37
0.37
0.00
0.44
0.44
0.44
0.44
0.44
0.44
0.44
0.44
0.00
4.93
4.93
4.75
4.93
4.35
2.92
2.41
3.60
1.00
3,170
1,154
157
552
20,453
40,486
754
0
0
104
90,093
167,307
2,263
137,578
-
103
90,093
75,078
2,262
69,589
103
90,093
43,753
2,262
52,224
Differenc
723,946e
152,955
347,947
347,947
261,120
total
466020.615
1,097,335
952,161
152,955
347,947
278,358
208,896
3.154
3.421
3.466
0
0.00%
20.00%
20.00%
B/kWh 3.0467825
% EE
savings
0.00%
kWh/mo
nth
150
0.00%
20.00%
20.00%
150
120.000
120.000
473.06
410.48
415.87
(Assuming 150 kWh of baseline consumption Elec bill
before EE savings)
(Baht)457.01737
9.9%
-12.1%
ี่ งต่อราคาผ ันผวน
ความเสย
(การเปลีย
่ นแปลง (%)ในปี 2573 เมือ
่ เทียบกับปี 2553)
0.00%
PDP2010
PDP2010imp
PDP2012
-19.06%
-18.87%
-5.00%
-10.00%
-15.00%
-20.00%
-25.00%
-30.00%
-27.56%
้ ล ังงาน
ความเข้มข้นของการใชพ
ไฟฟ้า: Energy intensity
(การเปลีย
่ นแปลง (%)ในปี 2573 เมือ
่ เทียบกับปี 2553)
Energy intensity (GWh/ จีดพ
ี ี พ ันล้านบาท)
10.0%
4.1%
5.0%
0.0%
2010
PDP2010
PDP2010imp
Alter PDP
-16.7%
-16.7%
-5.0%
-10.0%
-15.0%
-20.0%
GWh = ล ้านกิโลวัตต์ชวั่ โมง)
้ งงานอย่างไม่มป
ิ ธิภาพ
การใชพลั
ี ระสท
กระทบต่อความสามารถในการแข่งขันของประเทศ
้ งงานต่อ GDP
การเปลีย
่ นแปลงของการใชพลั
้ งงาน – Energy Intensity)
(ความเข ้มข ้นของการใชพลั
Data source: Energy
Information
Administration 2008
การปล่อยมลพิษทางอากาศ
(การเปลีย
่ นแปลง (%)ในปี 2573 เมือ
่ เทียบ
กับปี 2553)
450%
400%
350%
300%
250%
PDP2010
PDP2010imp
200%
PDP2012
150%
100%
50%
0%
-50%
GHG
Nox
SO2
TSP
Hg
ั ประสท
ิ ธิการปล่อยมลพิษต่างๆ
ค่าสม
Plant type
Lignite
Coal
Oil
Diesel
Natural gas
Large hydro – EGAT & Imports
Cogeneration-gas
Cogeneration-coal
Malaysia
Biomass
Biogas
PV
microhydro
Wind
Municipal solid waste
Nuclear
GHG
NOX
g/kWh
g/kWh
1200
5.80
960
3.79
770
2.90
650
2.90
512
1.25
15
0.02
343
0.84
643
2.54
443
1.25
46
2.50
-33
1.94
30
0.01
2
0.01
10
0.00
58
3.13
170
0
SO2
g/kWh
5.27
3.76
4.90
1.29
0.31
0.01
0.21
2.52
0.31
0.30
0.07
0.02
0.00
0.07
0.38
0
TSP
Hg
g/kWh
mg/kWh
0.62
0.04
0.33
0.36
0.25
0.01
0.25
0.01
0.01
0.00
0.01
0.00
0.01
0.00
0.23
0.36
0.10
0.00
0.20
0.00
0.10
0.00
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.25
0.00
0
0
Source: Sukkumnoed, Decharut. "Better Power for Health : Healthy Public Policy and Sustainable Energy in the Thai Power
Sector. ." Ph.D. thesis, Aalborg Universitet, 2007, page 183.
การปล่อยก๊าซเรือนกระจกในปี 2573 เทียบกับปี 2553
PDP2010 PDP2010 PDP2010imp PDP2012PDP2010 PDP2010 PDP2010imp PDP2012
2010
2030
2030
2030
2010
2030
2030
2030
Plant type
GWH
GWh
GWh
GWh GHG(kt) GHG(kt)
GHG(kt)
GHG(kt)
Lignite – EGAT & Imports
16,359
22,003
18,864
8,522
19,631
26,404
22,637
10,226
Coal – EGAT & IPPs
10,026
73,368
23,456
15,316
9,625
70,433
22,518
14,703
Oil
877
0
0
0
675
0
0
0
Diesel
112
21
21
21
73
14
14
14
Natural gas
94,942
86,158
101,213
60,961
48,610
44,113
51,821
31,212
Hydro – EGAT & Imports
13,865
57,297
25,712
14,984
208
859
386
225
Cogeneration-gas
9,430
49,224
87,432
87,432
3,234
16,884
29,989
29,989
Cogeneration-coal
2,294
0
0
0
1,476
0
0
0
Malaysia
313
939
939
939
139
416
416
416
Biomass
16,188
16,188
16,188
16,188
745
745
745
745
Biogas
369
369
369
369
-12
-12
-12
-12
PV
2,814
2,814
2,814
2,814
84
84
84
84
microhydro
403
403
403
403
1
1
1
1
Wind
488
488
488
488
5
5
5
5
Municipal solid waste
458
458
458
458
26
26
26
26
Nuclear
0
38,216
0
0
0
6,497
0
0
Total
168,939 347,947
278,358 261,120
GHG intensity
ความเข้มข้นการปล่อย GHG
(kg/kWh)
(kg/kWh)
)
การปล่อยก๊าซเรือนกระจก/หัว (ต ัน)
84,520 166,468
128,629
87,634
0.48
0.46
0.34
1300.30 2280.39
1762.04
1200.47
0.50
Change compared to year 2010
การปล่อยก๊าซเรือนกระจกรวม
ค.เข ้มข ้นการปล่อย GHG (kg/kWh)
การปล่อยก๊าซเรือนกระจก/ห ัว
97.0%
-4.4%
75.4%
52.2%
3.7%
-3.4% -32.9%
35.5%
-7.7%
เปรียบเทียบแผน PDP 3 ฉบับ ในประเด็นความ
มั่นคงด ้านพลังงานต่างๆ
(การเปลีย่ นแปลง (%)ในปี 2573 เมือ
่ เทียบกับปี 2553)
แท่งกราฟ บวกมาก = แย่ลง
ติดลบ
= ดีขน
ึ้
PDP2010imp
PDP2010
42%
52%
56%
-17%
-13%
-19%
-97%
PDP2012
18%
4%
-15%
1%
-17%
-19%
-97%
งบการลงทุนทีห
่ ลีกเลีย
่ งได ้ (แผน PDP 2012)
ประเภทโรงไฟฟ้า
นิวเคลียร์***
โรงไฟฟ้ าถ่านหิน
โรงไฟฟ้ าก๊าซ
ื้ ตปท.)
เขือ
่ น (ซอ
ื้
โรงไฟฟ้ าลิกไนต์ (ซอ
ตปท.)
รวม
* Assume 1 USD =
จานวน
(โรง)
5
13
18
14
กาล ังการผลิต
รวม
(MW)
5,000
7,740
15,200
8,090
6
56
1,842
37,872
เงินลงทุน
mil.Baht/MW
111
63
27
50
45
งบลงทุนที่
หลีกเลีย
่ งได้*
(ล้านบาท)
555,000
487,620
410,400
404,500
่ เพือ
รวมงบลงทุนสายสง
่
รองร ับการขยายระบบ
ผลิต**
(ล้านบาท)
777,000
682,668
574,560
566,300
82,890
1,940,410
116,046
2,716,574
30 Baht
** Assume transmission investment at 40% in addition to generation investment cost. LNG and gas transmission investment costs are not included.
*** EGAT's assumed nuclear investment cost is half the prevailing market rate. If international price is used, this cost would double.
่ นทีน
งบการลงทุนตามร่างแผน PDP 2012 (สว
่ อกเหนือจากแผน PDP 2012)
Type of investments
called for in the
Alternative PDP
EE/DSM
Cogeneration
Plant life extension
Total
Additional
cost of related Total investment incl.
Total
Investment
transmission Cost of transmission
capacity
cost*
Investment cost expansion
expansion**
(mil. Baht)
(mil. Baht)
(mil. Baht)
(MW) mil Baht/MW
9,923
25
248,073
0
248,073
4,800
36
172,800
34,560
207,360
15,647
5
78,235
0
78,235
30,370
499,108
34,560
698,752
* Source for EE/DSM & cogen: Sukkumneod, “Information and Opinion Survey on Co-efficients used in analysis of Alternative PDP”, 2011.
For cost of extending plant life: the figure is an upper bound based on authors' own estimates.
** Of the additional 4800 MW cogeneration, most will be very small-scale (VSPPs) and are thus connected at distribution level. A conservative
estimate of transmission upgrade requirement at half (20% addition to generation investment cost) that of centralized generation is assumed here.
การจ ้างงานในประเทศ
Costs
THB/kWh
Lignite - Maemoh
Coal
Natural gas
Nuclear
Wood energy
Hydro
Mini-hydro
Wind
PV
Biogas
DSM
(Job-Year/TWh)
4
185
250
75
733
250
120
1,200
35,500
733
1,000
PDP2010
PDP2012
GWh
Jobs-year
8,522
34
73,368
13,573
86,158
21,540
38,216
2,866
16,505
12,098
14,984
3,746
362
43
436
523
2,534
89,941
447
328
0
0
GWh
Jobs-year
8,522
34
15,316
2,833
60,961
15,240
0
0
16,505
12,098
14,984
3,746
362
43
436
523
2,534
89,941
447
328
52,224
52,224
Total
144,693
177,012
Average Job-year/GWh
0.599
1.027
*Source: Sukkumnoed, Decharut. "Better Power for Health : Healthy Public Policy and Sustainable Energy in the Thai Power
Sector. ." Ph.D. thesis, Aalborg Universitet, 2007, page 210.
สรุป
• ควรมีการกําหนดกรอบวัตถุประสงค์ ของความ
มั่นคงด ้านพลังงาน และแผน PDP ให ้สอดคล ้องกับ
พรบ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพือ
่
สร ้างระบบความรับผิดชอบ (Accountability) ที่
ั เจน
ชด
• และปรับปรุงกระบวนการวางแผน PDP ใหม่ ทีใ่ ห ้
ความสําคัญต่อ ทางเลือกการจัดหาพลังงาน
มาตรการการจัดการไฟฟ้ า (DSM) ทีถ
่ ก
ู กว่า และ
สะอาดกว่า เป็ นอันดับแรก
• ร่างแผน PDP2012 บรรลุวัตถุประสงค์ความมั่นคง
ด ้านพลังงานและนโยบายของรัฐได ้ดีกว่า
Thank you
Questions and discussion
www.palangthai.org