Transcript โครงสร ้างกิจการไฟฟ้ า โครงสร ้างราคาค่าไฟฟ้ า แผนพัฒนากาลังการผลิตไฟฟ้ า (PDP) ื่ ชม สง่าราศรี กรีเซน ชน พลังไท www.palangthai.org 25 ธันวาคม 2550

โครงสร ้างกิจการไฟฟ้ า
โครงสร ้างราคาค่าไฟฟ้ า
แผนพัฒนากาลังการผลิตไฟฟ้ า (PDP)
ื่ ชม สง่าราศรี กรีเซน
ชน
พลังไท
www.palangthai.org
25 ธันวาคม 2550
โครงสร ้างกิจการไฟฟ้ า
... กว่ าจะเป็ นไฟฟ้ าทีน่ าส่ งถึงผู้ใช้
กิจการจัดหา
เชื้อเพลิง
กิจการผลิต กิจการระบบ
ไฟฟ้ า
ส่งไฟฟ้ า
กิจการขนส่ง
ไฟฟ้ าในระบบ
จาหน่ าย
กิจการค้า
ปลีกไฟฟ้ า
โครงสร ้างการดาเนินการกิจการไฟฟ้ า/
ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย
บริ ษทั สัมปทาน
แหล่ งก๊ าซฯ
กฟน.
บ.ปตท. (ก๊ าซ)
กฟผ.
ระบบผลิต
ระบบส่ ง
ระบบจาหน่ าย
บ้ำน
VSPP
ROIC
กฟผ.
พลังน้ ำ
400,000
โรงงำน
ล้ าน
ประชาชน
ROIC
กฟผ.ลิกไนต์
กฟภ.
บ้ำน
ก๊าซยาดานา,
เยตากุน
ก๊าซอ่าวไทย
TOP
VSPP
กฟผ.
ROIC
โรงงำน
(TOP) ท่อก๊ำซ (TOP)
IRROE
TOP
IPP/นำเข้ำ
ผูล้ งทุน
IRR
TOP
โรงงำน
VSPP
TOP
SPP
ผูล้ งทุน
IRR
TOP
( ผูใ้ ช้ไฟฟ้ ำตรง)
ผู้ใช้ ไฟฟ้ าข้ าง
นิคมฯ
ระบบผูกขาดจากต้นนา้ ถึงปลายนา้
ระบบ
ื้ เพลิง
เชอ
อืน
่ ๆ < 1%
(ถ่านหิน ชวี มวล)
โรงไฟฟ้า
กฟผ.
12 %
บริษ ัทลูก กฟผ.
กฟผ. ลิกไนต์
3%
่
ระบบสง
ระบบผลิต
6%
(EGCO,RATCH)
กฟผ.
19%
กฟผ.
7%
ระบบจ ัด
จาหน่าย
กฟน. 5 %
กฟภ. 10 %
125,000 GWh
3 บาท/KWh
ผูบ
้ ริโภค
จ่าย
100%
IPPs
2%
ปตท.-ก๊าซ/
นา้ ม ัน
50 %
SPP
2%
ี
ลาว, มาเลเซย
2%
หมายเหตุ: ประมาณการสาหร ับปี 2549
ทีม
่ าข ้อมูล :ประมาณการฐานะการเงินปี 2548 – 2551
ของ บมจ. กฟผ. กฟน และ กฟภ. เสนอ สนพ. ตุลาคม
2548, ประมาณการค่า Ft ประจาเดือน ต.ค. 2548 –
ม.ค. 2550 บมจ. กฟผ. , 2549
โครงสร้ างกิจการไฟฟ้า
รู ปแบบ Enhanced Single-Buyer (ESB)
ซื้ อไฟต่ำงประเทศ
การผลิต
ระบบส่ ง
SO
กฟภ.
ค้ าปลีก
ผูผ้ ลิต
VSPP
ผู้ใช้ ไฟฟ้ า
ซือ้ ไฟตรง
กฟน.
ระบบจาหน่ าย
หน่ วยงานกากับดูแล
กฟผ.
ผูผ้ ลิตไฟฟ้ ำเอกชน
IPP
SPP
IPP ระยะที่ 1
โครงการ
กลุม
่ ผูล
้ งทุน/
1. บ. ผลิตไฟฟ้ าอิสระ (ประเทศไทย) จก. Thai Oil Powerc Co. Ltd.
อ่าวไผ่, ชลบุร ี
Thai Oil Public Co., Ltd.
PTT Public Co., Ltd.
2. บ. อิสเทิรน
์ เพาเวอร์ แอนด์ อิเล็คตริค จก.
GMS Power PLC.
บางบ่อ, สมุทรปราการ
China Development Industrial Bank
TOTAL
Marubeni Corporation Co., Ltd.
3. บ. ไตร เอนเนอจี้ จก.
Ratchaburi Gas
อ. เมือง จ. ราชบุร ี
Texaco (Thailand) Energy Company I
EME Tri Gen B.V.
4. บ. ราชบุร ี เพาเวอร์ จก.
Ratchaburi Alliances Co., Ltd.
อ. เมือง
Hong Kong Electric Co., Ltd.
จ. ราชบุร ี
PTT Public Co., Ltd.
Shobu Electric Co., Ltd.
Union Energy Co., Ltd. (UE)
Toyota Tshusho Corporation (TTC)
5. บ. โกลว์ ไอพีพ ี จากัด
Glow Co., Ltd.
บ่อวิน, ชลบุร ี
Hemaraj Land & Development PLC.
ี ี เพาเวอร์ จก.
6. บ. บีแอลซพ
ระยอง
ั่ จก.
7. บ. กัลฟ์ เพาเวอร์ เจนเนอเรชน
แก่งคอย, สระบุร ี
Total
Banpu Gas Power LTD.
CLP Powergen Southeast Asia Ltd.
Gulf Electric Co., Ltd.
http://www.eppo.go.th/power/data/index.html
56%
24%
20%
32%
12%
28%
28%
37.5%
37.5%
25%
25%
25%
15%
15%
10%
10%
99.9999%
0.0001%
50%
50%
100%
ขนาดกาล ัง
การผลิต
(MW)
700
ื้ เพลิง
เชอ
ก๊าซธรรมชาติ
350
ก๊าซธรรมชาติ
700
ก๊าซธรรมชาติ
1,400
(2x700)
ก๊าซธรรมชาติ
713
(2x365.5)
ก๊าซธรรมชาติ
1,346.5
(2x673.25)
1,468
(2x734)
6,677.50
ถ่านหิน
ก๊าซธรรมชาติ
้ื เพลิงในการผลิตไฟฟ้าของโครงการ SPP
การใชเ้ ชอ
(เดือนกันยำยน 2550)
SPP ทีไ่ ด้รบ
ั กำรตอบรับ ซื้ อไฟฟ้ ำ
จำนวน กำลังกำรผลิต
ปริม ำณพลังไฟฟ้ ำ
(รำย)
(MW)
เสนอขำย (MW)
SPP ทีข
่ ำยไฟฟ้ ำเข้ำ ระบบแล้ว
จำนวน กำลังกำรผลิต
ปริม ำณพลังไฟฟ้ ำ
(รำย)
(MW)
เสนอขำย (MW)
1. ใช้ พลังงำนนอกรูป แบบเป็ นเชื้ อเพลิง
กำกอ้อย
แกลบ
แกลบและเศษไม้
น้ำมันยำงดำ
ขยะ
Waste Gas
ชำนอ้อย, เปลือกไม้, แกลบ
กำกปำล์ม ทลำยปำล์มหรือเหง้ำมันสำปะหลัง
แกลบ, กำกอ้อย และไม้ยูคำลิปตัส
เปลือกไม้, เศษไม้, น้ำมันยำงดำ
เศษไม้ยำงพำรำ
กำกอ้อย, แกลบ,ฟำงข้ำว และชีวมวลอืน
่
ก๊ำซธรรมชำติทเี่ ป็ นผลพลอยได้จำกกำรผลิตน้ำมันดิบ
ซังข้ำวโพด, เหง้ำมันสำปะหลัง ,แกลบ
รวม
32
19
3
1
1
1
4
5
5
1
3
3
1
6
85
2. ใช้ พลังงำนเชิงพำณิ ช ย์ เป็ นเชื้ อเพลิง
ก๊ำซธรรมชำติ
ถ่ำนหิน/ลิกไนต์
น้ำมันเตำ
รวม
23
5
1
29
2,877.61
399.70
10.40
3,287.71
1,585.20
199.00
9.00
1,793.20
21
4
1
26
2,277.61
392.20
10.40
2,680.21
1,465.20
196.00
9.00
1,670.20
1
108.00
45.00
1
108.00
45.00
1
40.00
8.00
1
40.00
8.00
2
328.00
180.00
2
328.00
180.00
4
476.00
233.00
4
476.00
233.00
5,264.46
2,817.42
83
4,246.86
2,404.82
3. ใช้ พลังงำนผสม
ก๊ำซทีเ่ หลือจำกกระบวนกำรผลิต/น้ำมันเตำ/ถ่ำนหิน
(บ.อุตสำหกรรมปิ โตรเคมิคลั ไทย จก. (มหำชน))
น้ำมันยำงดำ/ถ่ำนหิน
(บ.ปัญจพล พัลพ์ อินดัสตรี้ จก. (มหำชน))
ถ่ำนหิน/เปลือกยูคำลิปตัส
(บ.เนชั่นแนลเพำเวอร์ซพ
ั พลำย จก. โครงกำร 1 และ 2)
รวม
รวมทัง้ สิ้น
http://www.eppo.go.th/power/data/index.html
118
641.40
162.30
60.80
32.90
2.50
19.00
125.10
46.40
204.50
87.20
30.80
47.50
1.95
38.40
1,500.75
200.80
127.20
50.80
25.00
1.00
12.00
70.50
34.60
122.00
50.00
27.20
34.50
1.72
33.90
791.22
30
6
3
1
1
1
3
2
1
1
3
1
53
615.40
63.30
60.80
32.90
2.50
19.00
115.20
21.90
87.20
23.00
47.50
1.95
1,090.65
182.80
49.80
50.80
25.00
1.00
6.00
62.50
17.30
50.00
20.20
34.50
1.72
501.62
ื้ ไฟฟ้ าจาก VSPP
สถานภาพการรับซอ
(ณ เดือนสงิ หาคม 2550)
ื้ เพลิง
ประเภทเชอ
VSPP (< 1 MW)
1. พลังงานแสงอาทิตย์
2. ก๊าซชวี ภาพ
3. แกลบ
4. เศษไม ้
5. ทะลายปาล์ม
6. ฟางข ้าว
7. กากอ ้อย
รวม
VSPP < 10 MW
รวม
ิ้
รวมทีง้ สน
ื้ ไฟฟ้ า
ตอบรับซอ
ขายเข ้าระบบไฟฟ้ าแล ้ว
จานวน ปริมาณพลังไฟฟ้ าสูงสุด จานวน กาลังผลิตติดตัง้ ปริมาณพลังไฟฟ้ าสูงสุด
ทีจ
่ ะจ่ายเข ้าระบบ
ทีจ
่ ะจ่ายเข ้าระบบ
(ราย)
(kW)
(ราย)
(kW)
(kW)
66
16
5
1
3
6
1
98
136.50
9,130.00
3,235.00
400.00
3,000.00
1,030.00
1,000.00
17,931.50
28
13
3
3
2
1
50
45
231,700.00
4
143
http://www.eppo.go.th/power/data/index.html
249,631.50
54
76.70
10,586.00
2,825.00
4,913.00
642.00
1,000.00
20,042.70
76.70
7,370.00
2,500.00
3,000.00
340.00
1,000.00
14,286.70
15,700.00
29,986.70
้ื ไฟจากประเทศเพือ
การซอ
่ นบ้าน
ื้ ในปัจจุบ ัน
การร ับซอ
น ้าเทินหินบุน
ห ้วยเฮาะ
น้ าเทิน 2 (เข ้าปี 2553)
ี
สายสง่ มาเลเซย
รวม
ความร่วมมือในอนาคต
ลาว
จีน
พม่า
รวม
MW
214
126
920
300
1,560
MW
7,000
3,000
8,200
18,200
แผน PDP 2007
กำรกระจำยตัวของกำรใช้ไฟฟ้ ำแยกตำมพื้นที่
เหนือ
8.11%
ใต้
7.84%
อืสาน
8.92%
ภาคกลาง
75.14%
Source: Figure 19, Statistical Report Fiscal Year 2003 Power Forecast and Statistics Analysis Department System Control
and Operation Division. Report No. SOD-FSSR-0404-05
แม่ เมาะ 2,625 MW
เทินหินบุน 214 MW
สิริกติ ์ิ 500 MW
ภูมพิ ล 736 MW
N
ลานกระบือ 169 MW
เขาแหลม 300 MW
ศรีนครินทร์ 720 MW
นา้ พอง 710 MW
NE
C
TECO 700 MW
ปากมูล 136 MW
ลาตะคอง 500 MW
ราชบุรี
3,645 MW
วังน้ อย 2,031 MW
EPEC 350 MW
บางปะกง 3,675 MW
บ่ อวิน 713 MW
IPT
700 MW
ระยอง 1,232 MW
Metro
S
เขต กทม.
พระนครใต้ 2,288 MW
หนองจอก 366 MW
รัชชประภา 240 MW
สุ ราษฎร์ 240 MW
ห้ วยเฮาะ 133 MW
ขนอม 824 MW
บางลาง 72 MW
Energy
Peak
(GWh)
(MW)
MEA
36%
39%
PEA
64%
61%
Total
114,754
18,120
(2003 data)
ระบบส่ง 230,000 โวลต์
ระบบส่ง 500,000 โวลต์
โรงไฟฟ้ ำพลังควำมร้อน
โรงไฟฟ้ ำพลังน้ ำ
โรงไฟฟ้ ำพลังควำมร้อนร่ วม
โรงไฟฟ้ ำกังหันแก็ส
กำรกระจำยตัวของไฟฟ้ ำด้ำนต่ำงๆแยกตำมพื้นที่
(ข้อมูลปี 2545-2546)
Electricity
generation
MEA Area
Central
Energy sale
North
Northeast
No. Customers
South
Non-MEA area
Population
0%
20%
40%
60%
80%
100%
กำรกระจำยของจำนวนผูใ้ ช้ไฟและปริ มำณกำรใช้ไฟฟ้ ำ
100%
1%
0%
0%
4%
3%
7%
ปมน้าเพื่อการเกษตร
90%
80%
หน่วยงานราชการ
19%
40%
70%
60%
ธุรกิจเ พาะอย่าง
ธุรกิจ/อุต ขนาด ห ่
50%
22%
40%
ธุรกิจ/อุต ขนาดกลาง
73%
ธุรกิจขนาดเลก
30%
10%
บ้านอยู่อาศัย (>150 หน่วย/เดือน)
20%
13%
10%
8%
0%
จานวนผ้ใช้ไฟ
ปริมา
การใช้ไฟฟา
ที่มำ : รำยงำนกำรปรับโครงสร้ำงอัตรำค่ำไฟฟ้ ำ (มติ ค.ร.ม. วันที่ 3 ตุลำคม 2543)
บ้านอยู่อาศัย (<150 หน่วย/เดือน)
ภำระในกำรขยำยระบบมำจำกกลุ่มธุรกิจ/อุตสำหกรรมกว่ำ 66%
300000
อื่น
250000
ุรกิจเ พาะอ ่าง
ุรกิจ/อุต ขนา ใ
GWh
200000
ความต้ องการไฟฟ้ าที่เพิม่ ขึน้
แยกตามประเภทผู้ใช้ ไฟ
่
3%3%
20%
ุรกิจ/อุต ขนา กลาง
ุรกิจขนา เลก
150000
11%
บ้านอ ่อาศั
49%
100000
14%
50000
0
2546
ป
2559
ที่มำ: แผน PDP 2004
โครงสร ้างราคาค่าไฟฟ้ า
โครงสร ้างค่าไฟฟ้ า นปั จจุบัน
• ประกาศ ชตั้ ง้ แต่เดือนตุลาคม 2548
• ประกอบด ้วย 3 สว่ นหลัก คือ
- อ ัตราค่าไฟฟ้าฐาน : สาหรับบ ้านอยูอ่ าศยั ประกอบด ้วย
ค่าบริการรายเดือน
40 บาท/เดือน
ค่าพลังงานไฟฟ้ าอัตราก ้าวหน ้า
รวมเ ลีย
่
2.25 บาท/หน่วย
- ค่าไฟฟ้าอ ัตโนม ัติ (Ft) :
ปั จจุบน
ั (ต.ค. 50) อยูท
่ ี่
0. 6611 บาท/หน่วย
- ค่าภาษีมลค่าเพิม
่ (VAT)
+7%
้
ตัวอย่างค่าไฟฟ้ าของผู ้ ชไฟฟ้
ารายย่อย
้
ั ขนาดเลกจานวน 9.33 ล ้าน
• ผู ้ ชไฟฟ้
าบ ้านอยูอ
่ าศย
้
้
ราย (จากผู ้ ชไฟฟ้
าทัง้ หมดประมาณ 14 ล ้านราย) ชไฟฟ้
าเ ลีย
่
เพียง 59 หน่วย/เดือน หรือ 5.5% ของความต ้องการ
้
ชไฟฟ้
าทั่วประเทศ
้
ค่าไฟฟ้ าสาหรับการ ชไฟฟ้
า
59
หน่วย/เดือน
- ค่าพลังงานไฟฟ้ า
106.48
บาท
- ค่าบริการรายเดือน
40.00
บาท
- ค่า Ft (0.6611/หน่วย)
39.00
บาท
รวม
174.11
บาท
- VAT 7%
12.19
บาท
ิ้
รวมเปนเงินทงส
ั้ น
186.30
บาท
ิ ภ
ROIC และประสท
ิ าพการลงทุน
• การ ช ้ ผลตอบแทนจากเงินลงทุน
(Return on Invested Capital) เปน
เกณฑ์หลัก นการกาหนดค่าไฟฟ้ า
จะต ้องมีการกากับดูแลแผนการลงทุน
ทีเ่ ข ้มงวด มิ ะนัน
้ จะนามาซงึ่ การ
ลงทุนเกินความเปนจริง เพราะยิง่
ลงทุนมาก ยิง่ กาไรมาก
• คณะกรรมการกากับดูแลขาดข ้อมูล
ความรู ้ และบุคลากรทีเ่ พียงพอ นการ
ตรวจสอบถ่วงดุล และยังขาดอานาจ
พิจารณาอนุมัต ิ (อานาจ กพช.)
ROIC = กาไรสุทธิหลังหักภาษี
เงินลงทุน
กฟผ. 8.4%
กฟน.
4.8%
กฟภ.
ผล : การพยากรณ์ความต ้องการไฟฟ้ ามักสูงเกินจริง
้
การวางแผนเน ้นทางเลือกที่ ชการลงทุ
นสูง
่ นประกอบค่าไฟฟ้า
สว
ต้นทุน
เชื้อเพลิง
ปริมาณการ ช้ x ราคา
ค่าซื้อไฟฟา (ผลิตโดยเอกชน) ตามสั
การผลิตไฟฟา (กฟผ.)
การส่งไฟฟา (กฟผ.)
การจาหน่าย / ค้าปลีกไฟฟา
(กฟน. , กฟภ.)
หมายเหตุ :
โครงสร้างราคา
ก๊าซ : TOP, IRROE 16 - 18%
าซื้อขายไฟฟา (PPA)
OpEx , ค่าเสื่อม , อื่น
OpEx , ค่าเสื่อม
ค่าบริการ
ส่วนกลาง
IRR 15 - 21% ?, TOP
ROIC 8.4% , DSCR , DE
OpEx , ค่าเสื่อม
ROIC 4.8% , DSCR , DE
OpEx = Oerating Expenses
IRROE = Internal Rate of Return on Equity
TOP = Take or Pay
IRR = Internal Rate of Return
DSCR = Debt Service Coverage Ratio
DE = Debt / Equity Ratio
ส่ วนประกอบของค่ำไฟและหลักกำรคำนวณต้นทุนในแต่ละส่ วน
ส่วนประกอบค่าไฟฟ้า
ค่าเชื ้อเพลิง
ค่าเนื ้อก๊ าซธรรมชาติ
หน่วยงานทีร่ ับผิดชอบ
การผลักภาระความเสีย่ ง
หลักการคิดราคา
อัตราแลกเปลีย่ น, เงินเฟ้อ,
สัญญา TOP
ความไม่แน่นอนของความต้ องการใช้ ,
บริ ษัทสัมปทานแหล่งก๊ าซฯ
ประกันรายได้ ผ้ รู ับสัมปทาน
ความผันผวนของราคาน ้ามัน
+
ค่าจัดหา/ขนส่งก๊ าซ
ปตท.
ค่า Margin = +1.75-9.33%
ค่าผ่านท่อ = IRR ปตท. ~18%
+
ค่าผลิตไฟฟ้า
+
ค่าส่งไฟฟ้า
ROICDSCR
กฟผ.: SFR,
กฟผ.
เอกชน: สัญญา ~TOP
(โดยรับซื ้อจากเอกชนส่วนหนึง่ )
(IRR 15-21%)
กฟผ.
SFR,
DSCR
ROIC
อัตราแลกเปลีย่ น, เงินเฟ้อ,
ความไม่แน่นอนของความต้ องการใช้ ,
ค่าเชื ้อเพลิง, ราคารับซื ้อไฟ
อัตราแลกเปลีย่ น, เงินเฟ้อ,
ความไม่แน่นอนของความต้ องการใช้
+
ค่าจาหน่าย/ค้ าปลีกไฟฟ้า
กฟน./กฟภ.
SFR,
DSCR
ROIC
อัตราแลกเปลีย่ น, เงินเฟ้อ,
ความไม่แน่นอนของความต้ องการใช้
“ค่าไฟฟ้าโ
อ ัตโนม ัติ” (Ft) คืออะไร
• กฟผ.: “เปนค่าไฟฟ้ าทีป
่ รับเปลีย
่ นเพิม
่ ขึน
้ หรือลดลง ตามการ
ื้ เพลิงและค่าซอ
ื้ ไฟฟ้ า
เปลีย
่ นแปลงของต ้นทุนค่า ชจ่้ ายด ้านเชอ
ทีอ
่ ยูน
่ อกเหนือการควบคุมของการไฟฟ้ า”
• แปล: เปนเครือ
่ งมือ นการสง่ ผ่านต ้นทุนต่างๆ ห ้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 ผ่านค่า ชจ่้ ายตามทีน
่ โยบายของรัฐกาหนด (เชน
ื้ ไฟฟ้ าสาหรับ
พัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้ า ค่า “Adder” สว่ นเพิม
่ ราคารับซอ
ผู ้ผลิตไฟฟ้ าพลังงานหมุนเวียน เปนต ้น)
– การชดเชยกรณีหน่วยขายตา่ กว่าประมาณการ (หรือลงทุนเกิน)
ก.
พ
.
เม 44
.ย
.
ม. 44
ิย
.
ส. 44
ค
.
ต 44
.ค
.
ธ . 44
ค
.
ก. 44
พ
.
เม 45
.ย
.
ม. 45
ิย
.
ส. 45
ค
.
ต 45
.ค
.
ธ . 45
ค
.
ก. 45
พ
.
เม 46
.ย
.
ม. 46
ิย
.
ส. 46
ค
.
ต 46
.ค
.
ธ . 46
ค
.4
ก. 6
พ
.
เม 47
.ย
.
ม. 47
ิย
.
ส. 47
ค
.
ต 47
.ค
.
ธ . 47
ค
.4
ก. 7
พ
.
เม 48
.ย
.
ม. 48
ิย
.
ส. 48
ค
.
ต 48
.ค
.
ธ . 48
ค
.
ก. 48
พ
.
เม 49
.ย
.
ม. 49
ิย
.
ส. 49
ค
.
ต 49
.ค
.
ธ . 49
ค
.
ก. 50
พ
.
เม 50
.ย
.
ม. 50
ิย
.
ส. 50
ค
.
ต 50
.ค
.
ธ . 50
ค
.5
0
สตางค์/ น่ว
ค่า Ft
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
คณะอนุกรรมการกากับดูแลอัตราค่าไฟฟ้ าและค่าบริการ (Ft)
• ตัง้ เมือ
่ ธ.ค. 2549 ภาย ต ้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
มีองค์ประกอบ:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
ิ ธิพงศ)์
รองปลัดกระทรวงพลังงาน(นายณอคุณ สท
ประธานอนุกรรมการ
ผู ้อานวยการสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน
รองประธานอนุกรรมการ
ผู ้แทนสานักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสงั คมแห่งชาติ
อนุกรรมการ
ิิผู ้แทนสานักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ
อนุกรรมการ
ผู ้แทนสานักงานบริหารหนีส
้ าธารณะ
อนุกรรมการ
ผู ้แทนสานักงานคณะกรรมการคุ ้มครองผู ้บริโภค
อนุกรรมการ
ผู ้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย
อนุกรรมการ
ผู ้แทนสภาหอการค ้าแห่งประเทศไทย
อนุกรรมการ
ผู ้แทนสภาอุตสาหกรรมท่องเทีย
่ วแห่งประเทศไทย
อนุกรรมการ
ผู ้แทนสมาคมธนาคารไทย
อนุกรรมการ
ิ หล่อจีระชุณห์กล
นายวิชต
ุ
อนุกรรมการ
ผู ้แทนสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน
อนุกรรมการและเลขานุการ
ผู ้แทนสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน
อนุกรรมการและผู ้ชว่ ย- เลขานุการ
่ นต้นทุนค่าไฟฟ้า
จาแนกส ั สว
(ประมาณปี พ.ศ. 2549)
60%
ื้ เพลิง
เชอ
14%
ื้ ไฟฟ้า(ไม่รวมเชอ
ื้ เพลิง)
ค่าซอ
7%
3%
3%
12%
กฟผ. (ผลิต)
กฟผ. (สว่ นกลาง G/T?)
่
กฟผ. ระบบสง
กฟน. , กฟภ. (ระบบจา น่า )
่ อ
ค่าไฟฟ้า : จากกระเป๋าผใ้ ชไ้ ฟฟ้าสม
ื ใคร ?
ระบบ
ื้ เพลิง
เชอ
อืน
่
< 1%
(ถ่านหิน ชวี มวล)
่
ระบบสง
ระบบผลิต
โรงไฟฟ้า
กฟผ.
12 %
กฟผ.
19%
กฟผ.
7%
กฟน. 5 %
กฟภ. 10 %
บริษ ัทลก กฟผ.
กฟผ. ลิกไนต์
3%
ระบบจ ั
จา น่า
125,000 GWh
3 บาท/KWh
ผบ
้ ริโภค
จ่า
100%
6%
(EGCO,RATCH)
IPPs
2%
ปตท.-ก๊าซ/
นา้ ม ัน
50 %
SPP
2%
ลาว, มาเลเซ ี
2%
มา เ ตุ: ประมา
การสา ร ับปี 2549
ทีม
่ าข ้อมูล :ประมาณการฐานะการเงินปี 2548 – 2551
ของ บมจ. กฟผ. กฟน และ กฟภ. เสนอ สนพ. ตุลาคม
2548, ประมาณการค่า Ft ประจาเดือน ต.ค. 2548 –
ม.ค. 2550 บมจ. กฟผ. , 2549
แผนพัฒนากาลังการผลิตไฟฟ้ า (PDP)
แผน PDP คืออะไร
• แผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้ า
(Power Development
Plan) คือ แผนแม่บทที่
กาหนดการลงทุนขยาย
ระบบไฟฟ้ า นประเทศไทย
• วางแผนล่วงหน ้า 10-15 ปี
• เปนผู ้กาหนดว่าโรงไฟฟ้ า
ประเภท ดจะถูกสร ้าง
เมือ
่ ไหร่ โดย คร และมี
จานวนกีโ่ รง (แต่ไม่ระบุ
ั เจน)
สถานทีก
่ อ
่ สร ้างทีช
่ ด
สรุปแผน PDP 2007
• ครม. อนุมัตเิ ดือนมิถน
ุ ายน 2550
• ตามแผน PDP 2007 ความต ้องการไฟฟ้ าสูงสุดและ
กาลังการผลิตไฟฟ้ าของระบบจะเพิม
่ ขึน
้ 132% และ
115% ตามลาดับ นเวลา 15 ปี
• งบประมาณ นการลงทุน: กว่า 2 ล ้านล ้านบาท
• กาลังการผลิต หม่:
– สว่ น ห เ่ ปนก๊าซ (26 โรง x 700 MW)
– ถ่านหิน (4 โรง x 700 MW), ไฟฟ้ านาเข ้า (5090 MW)
– นิวเคลี ร์ (4 โรง x 1000 MW)
ทีม
่ าของแผน ?
“ปฐมเหตุแห่งปั หาทัง้ มวล” มาจากการพยากรณ์
้
ความต ้องการ ชไฟฟ้
า
การพยากรณ์ความต ้องการ -> แผน PDP
-> แผนลงทุนขยายระบบจาหน่าย
แผน PDP
-> แผนขยายท่อก๊าซ
-> แผนจัดหาแหล่งก๊าซ
-> แผนจัดหาถ่านหิน
กระบวนกำรจัดทำแผนกำรลงทุน (PDP) และปัญหำ
กระบวนการ
้ งไฟฟ้ าสูงสุด
ค่าพยากรณ์การ ชพลั
ปัญหำ
•
ประชำชน/ผูบ้ ริ โภคไม่มีส่วนร่ วมในกำร
ตัดสิ นใจ และตรวจสอบ
•
ไม่ศึกษำพิจำรณำทำงเลือกอย่ำงเป็ น
กระบวนกำร
+15% สารอง
กฟผ.
กาลังผลิตไฟฟ้ าขัน
้ ตา่
กาหนดโครงการโรงไฟฟ้ า หม่+ระบบสง่
( ชก๊้ าซ / ถ่านหิน / พลังน้ าเปนหลัก)
กระทรวงพลังงานกลั่นกรอง/นาเสนอ
กพช.
พิจารณาเหนชอบ
ครม.
รับทราบ
•
–
DSM
–
พลังงำนหมุนเวียน
–
Cogeneration
ไม่มีหลักประกันว่ำ แผนฯ เป็ นทำงเลือกที่
ดี/ถูกที่สุด
คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต ้องการไฟฟ้ า
•
•
•
•
ั รุจป
ปลัดกระทรวงพลังงาน (นายพรชย
ิ ระภา)
ประธานอนุกรรมการ
ผู ้อานวยการสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน รองประธานอนุกรรมการ
ผู ้แทนสานักงานนโยบายและแผนพลังงาน
อนุกรรมการและเลขานุการ
ตัวแทนหน่วยงานราชการ:
–
–
–
–
สานั กงานนโยบายและแผนพลังงาน
สานั กงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสงั คมแห่งชาติ
กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์ พลังงาน
สถาบันวิจัยเพือ
่ การพัฒนาประเทศไทย
• ตัวแทนผู ้ผลิต/จาหน่ายไฟฟ้ า
– การไฟฟ้ าฝ่ ายผลิตแห่งประเทศไทย
– การไฟฟ้ าสว่ นภูมภ
ิ าค
้
• ตัวแทนผู ้ ชไฟฟ้
า
– สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย
– สภาหอการค ้าแห่งประเทศไทย
ี่ วชา
• ผู ้เชย
– นายเทียนไชย จงพีรเ์ พียร
ิ หล่อจีระชุณห์กล
– นายวิชต
ุ
- การไฟฟ้ านครหลวง
- สมาคมผู ้ผลิตไฟฟ้ าเอกชน
เปรียบเทียบค่าการพยากรณ์ชด
ุ ต่างๆกับค่าจริง
(MW)
48,000
Jun-93
Dec-94
Oct-95
Apr-96
Oct-96
Jun-97
Sep-97
Sep-98(MER)
Feb-01
Aug-02
Jan-04(LEG)
Jan-04(MEG)
Apr-06 (MEG)
Jan-07
ACTUAL
44,000
40,000
36,000
32,000
28,000
24,000
20,000
16,000
12,000
8,000
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
กำรพยำกรณ์ของรัฐตั้งอยูบ่ นสมมติฐำนว่ำ
กำรใช้ไฟฟ้ ำเพิ่มขึ้นอย่ำงทวีคูณ (exponential)
50000
24 power plants
45000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
2007 Forecast
Historic peak demand trend
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
0
1985
Peak demand (MW)
40000
ควำมต้องกำรใช้ไฟฟ้ ำที่เพิม่ ที่ข้ ึนต่อปี (MW)
Peak Demand Increase Per Year (MW):
Actual vs. March-07 Forecast
2500
2000
Actual
Past averages:
20 yr = 897 MW
10 yr = 808 MW
Mar-07 Forecast
แค่ 1,000 MW/ปี
น่ำจะเพียงพอ ?
14 yr avg = 1,884 MW
1500
1000
15 yr average = 914 MW
500
0
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
1985
-500
สู งเกินไป ?
กำรวำงแผนกำรลงทุน
(กำลังผลิต = ควำมต้องกำรพลังไฟฟ้ ำสูงสุ ด + 15%)
คาถามมากมายสาหรับแผนพีดีพี 2007
กาลงั การผลิตใ ม่ทถี่ กบรรจุในแผน PDP2007
(MW)
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
L1
SPP
B1
Nuclear
H1
Gas
L2
B2
Coal
H2
L3
B3
Gas Turbine
H3
Import
• ทาไมพลังงานทางเลือก
จึงเข้ามาในแผนฯ ได้
เพียง 1,700 เมกะวัตต์
• ทาไมต้องมีโรงไฟฟ้ า
นิวเคลียร์ 4,000 เมกะ
วัตต์ อยู่ในทุกทางเลือก
• ใครเป็ นคนกาหนด
ทางเลือกต่างๆ และ
ผลกระทบของแต่ละ
ทางเลือกเป็ นอย่างไร
L = กรณีตา่
B = กรณีฐาน H = กรณีสงู
ื้ ไฟ ตปท. เพิม
1=“ต ้นทุนตา่ สุด” 2=“ถ่านหินทีม
่ ค
ี วามเปนไปได ้” 3=“LNG + ซอ
่ ขึน
้ ”
ต ้นทุนการผลิตที่ ช ้ นการทาแผน PDP
แ ล่งพล ังงาน
ต้นทุนการผลิต
นิวเคลียร์
2.08
ความร ้อนจากถ่านหิน
2.12
พลังความร ้อนร่วมก๊าซ
2.29
ความร ้อนจากน้ ามัน
4.12
กังหันก๊าซ
7.93
แสงอาทิตย์
20.20
กังหันลม
5.98
ี
ขยะ/ของเสย
4.63
ชวี มวล
2.63
EGAT “Power Development Plan” presentation
at public hearing at Military club, April 3 2007
• ไม่มีที่มำที่ไปของกำรคำนวณ
• ต้รทุนนิวเคลียร์ ขำดควำมน่ำเชื่อถือ
และไม่สอดคล้องกับข้อมูลจำก
ต่ำงประเทศ
• ไม่รวมต้นทุนอื่นๆ อีกมำกมำย
ทางเลือกใน
การจ ั า
ประมา
การต้นทุน (บาท/ น่ว )
ผลิต
สง่ 1
จาหน่าย2
DSM
0.50 – 1.505
-
-
ั่
โคเจนเนอเรชน
(PES > 10%)
2.60 6
-
VSPP
(พลังงานหมุนเวียน)
ค่าไฟฟ้ า
ขายสง่
(~ 3) +
Adder
(0.3 – 8)
ก๊าซ CC
CO2
ผลกระทบ
สวล.อืน
่ ๆ4
ผล
กระทบ
สงั คม
รวม
-
-
-
0.50 1.50
0.44
0.08
0.71
-
3.83
-
0.44
-
0 – 0.63
0 – ตา่
3.3 –
11.0
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
2.08 7
0.37
0.44
-
0.15 + 1.008
สูง - สูงมาก
4.04
มา เ ตุ
3
้ มมติฐานว่าต้นทุนร้อ ละ 12.4 ของค่าไฟฟ้ามาจาก ุรกิจสา ส่ง
1. ใชส
้ มมติฐานว่าต้นทุนร้อ ละ 14.5 ของค่าไฟฟ้ามาจาก ุรกิจจา น่า
2. ใชส
3. ค่า CO2 ที่ 10 โร/ต ัน
4. ค่า Externality ตามการศึกษา Extern E ของส ภาพ โุ รป และนามาปร ับล ตามค่า GDP ต่อ ัวของไท
5. การศึกษาของ World Bank 2005
6. ตามระเบี บ SPP
7. ทีม
่ า : กฟผ.
8. Cost of liability protection, Journal “Regulation” 2002 – 2003
การกี ก ันระบบไฟฟ้ากระจา ศน ก
์ ับ
ิ ภ
ความ อ
้ ประสท
ิ าพของแผนการลงทุน
ั สว่ นไฟฟ้ ากระจายศูนย์มากยืง่ ถูก
ยิง่ สด
ประเทศไท
Ireland – retail costs for new capacity
to 2021
8 .0 0
ค่าสง่ ไฟเพิม
่ ต้นทุน
การผลิตถึง 40%
7 .0 0
6 .0 0
Euro Ce nts / KW h
แผนการลงทุนตาม PDP น
15 ปี ข ้างหน ้า มีมล
ู ค่า
รวมกว่า 2 ล ้านล ้านบาท
แยกเปน
ล ้านบาท
• ระบบผลิต 1,482,000
• ระบบสง่
595,000
5 .0 0
4 .0 0
3 .0 0
2 .0 0
1 .0 0
0 .0 0
1 0 0 % C e n t ra l / 0 % D E
75%
/ 25%
50% / 50%
25% / 75%
0 % C e n t ra l / 1 0 0 % D E
% DE of Tota l Ge ne r a tion
O & M o f N e w C a p a c ity
Fuel
C a p ita l Am o riz a tio n + P ro fit O n N e w C a p a c ity
T & D Am o riz a tio n o n N e w T & D
Source: World Alliance for Decentralized Energy, April 2005
แผนทีแ
่ ส งกาล ังการผลิตไฟฟ้า
ปี 2564
ตามร่างแผน PDP 2007
มกราคม 2550
หมายเหตุ จานวนโรงไฟฟ้ า หม่
เปนไปตามแผน PDP 2007
(กรณีฐาน : ต ้นทุนตา่ สุด) แต่
ทีต
่ งั ้ เปนเพียงการคาดการณ์
(แผน PDP ไม่ได ้ระบุทต
ี่ งั ้ )
โรงไฟฟ้ าดีเซล, ก๊าซ 700 MW
โรงไฟฟ้ าก๊าซ 700 MW
โรงไฟฟ้ าน้ ามันเตา, ก๊าซ 700 MW
โรงไฟฟ้ าถ่านหิน 700 MW
โรงไฟฟ้ าพลังน้ า 700 MW
พลังงานนาเข ้า 700 MW
น้ ามันเตา 700 MW
เดิม
หม่
โรงไฟฟ้ าดีเซล, ก๊าซ 700 MW
โรงไฟฟ้ าก๊าซ 700 MW
โรงไฟฟ้ าน้ ามันเตา, ก๊าซ 700 MW
โรงไฟฟ้ าถ่านหิน 700 MW
โรงไฟฟ้ าพลังน้ า 700 MW
พลังงานนาเข ้า 700 MW
น้ ามันเตา 700 MW
นิวเคลียร์ 1000 MW
การปล่อยก๊าซ CO2 (ก๊าซเรือนกระจก)
เพิม
่ ขึน
้ กว่า 70% ภาย ต ้แผน PDP 2007
160
140
120
100
80
Million Tonnes CO2
60
40
20
0
2007
2021
วงจรทีเ่ กือ
้ หนุนต่อการขยายการลงทุนภาย ต ้
ระบบทีผ
่ ก
ู ขาด
การวางแผนและลงทุนขยาย
ระบบไฟฟ้ า/ก๊าซทีอ
่ งิ ตัวเลข
พยากรณ์และเน ้นรูปแบบ
การลงทุนที่ ช ้
2
งบประมาณสูง
1
การพยากรณ์ไฟฟ้ า
(ทีม
่ ก
ั เกินความจริง)
ผลประโยชน์
ของการไฟฟ้ า
/ปตท.
3
้
อัตราค่าไฟฟ้ าทีส
่ ามารถผลักภาระ ห ้ผู ้ ชไฟฟ้
า
ถึงเวลาทบทวนแผน PDP:
สมมติฐานทีไ่ ม่เปนจริง
• สมมติฐาน นแผน PDP ทีไ่ ม่เปนจริง
–
–
–
–
–
ราคาน้ ามันดูไบ 55-60 ดอลล่าร์ตอ
่ บาเรล คงทีถ
่ งึ ปี 2564
เศรษฐกิจไทยขยายตัว 85% ภาย น 15 ปี ข ้างหน ้า
้
การ ชไฟฟ้
าเพิม
่ 132% ภาย น 15 ปี
จากัดเพดาน SPP หม่ไว ้ทีไ่ ม่เกิน 1700 MW ตลอด 15 ปี ข ้างหน ้า
การจัดการด ้านการ ช ้ (DSM) โครงการ หม่ประหยัดไฟได ้ 330 GWh/ปี
หรือ 0.2%/ปี
– VSPP พลังงานหมุนเวียนและระบบ cogeneration รวมมีกาลังการผลิต
ตา่ กว่า 1100 MW นปี 2564
้ งงานไฟฟ้ าชว่ ง 8 เดือนแรกของปี นเี้ พิม
• การ ชพลั
่ ขึน
้ เพียง
3.5% นขณะทีค
่ า่ พยากรณ์ทานายไว ้ 6.14%
พลังงานหมุนเวียนมีมากกว่าทีค
่ ด
ิ
Source: EPPO, Nov 2007
15 ปี ไม่ต ้องสร ้างโรงไฟฟ้ า หม่
• ณ พ.ค. 2550 กาลังผลิตติดตัง้ อยูท
่ ี่
(กาลังผลิตสารอง
22%
27,788 MW
)
• มีกาลังการผลิตทีจ
่ ะเพิม
่ เข ้ามา นระบบภาย นปี 2564
(ไม่รวมโรงถ่านหิน นิวเคลียร์ IPP ทุกประเภท
ไฟฟ้ านาเข ้าทีย
่ ังไม่เวนสั
า)
=
14,876 MW
•
หักโรงไฟฟ้ าทีจ
่ ะถูกปลดออก
•
หากเปิ ด ห ้ CHP/cogen เข ้ามาได ้อีกอย่างเตมที่
=
2,000 MW
•
หากสนั บสนุน DSM เตมที่ ประหยัดได ้อีก
=
1,500 MW
•
หากสนั บสนุน RE เตมที่ เข ้ามาได ้อีก
=
500 MW
=
38,202 MW
•
รวม
-8,462
MW
15 ปี ไม่ต ้องสร ้างโรงไฟฟ้ า หม่
้
• ความต ้องการ ชไฟฟ้
าสูงสุด เมือ
่ ปี 2550
• หากพิจารณาจากสถิตท
ิ ผ
ี่ า่ นมา นอดีต
้
การเพิม
่ ขึน
้ ของการ ชไฟฟ้
า/ปี โดยเ ลีย
่
ไม่น่าจะเกิน 1,000 MW/ปี x 14 ปี
• ประมาณการความต ้องการสูงสุด
ถึงปลายปี 2564
=
22,568 MW
=
=
14,000 MW
32,568 MW
• หากสง่ เสริม CHP, RE, DSM เตมทีโ่ ดยไม่ต ้องมีโรงไฟฟ้ า หม่
•
กาลังผลิตสารอง*
=
17%
มากกว่ามาตรฐาน (15%) ซงึ่ มา ถึงระบบไฟฟ้ามีความมน
่ ั คงและเพี งพอ
จนถึงปี 2564 โ
ไม่จาเปนต้องเร่งสร้างโรงไฟฟ้าใ ม่ (Green-field
Projects) ทงนิ
ั้ วเคลี ร์/ถ่าน น
ิ /ก๊าซ/ไฟฟ้านาเข้า
* คิดจากกาลังการผลิตติดตัง้
พลังไท
www.palangthai.org
026720364
0863400943
[email protected]