Transcript ความเห็นต่อแผนและกระบวนการ PDP ื่ ชม สง่าราศรี กรีเซน ชน การเสวนาเรือ ่ ง “แผนพัฒนากาลังการผลิตไฟฟ้ า (PDP) กับการพัฒนาทีย ่ ั่งยืน” สภาอาจารย์ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ 8 มีนาคม 2550

ความเห็นต่อแผนและกระบวนการ PDP
ื่ ชม สง่าราศรี กรีเซน
ชน
การเสวนาเรือ
่ ง
“แผนพัฒนากาลังการผลิตไฟฟ้ า (PDP) กับการพัฒนาทีย
่ ั่งยืน”
สภาอาจารย์ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์
8 มีนาคม 2550
ความเห็นและข ้อเสนอแนะ
1. กระบวนการวางแผนในปั จจุบน
ั มีข ้อบกพร่องที่
จาเป็ นต ้องแก ้ไข
2. ข ้อเสนอแนะ : ควรมุง่ ปฏิรป
ู กระบวนการวางแผน เพือ
่
การพัฒนาทีย
่ ั่งยืน
3. ไม่ต ้องรีบอนุมัตใิ ห ้สร ้างโรงไฟฟ้ า เรารอได ้
1. ข ้อบกพร่องของระบบการวางแผนในปั จจุบัน
1.1 การพยากรณ์
1.2 การจัดหาทาแผน PDP
1.3 การบรรลุวัตถุประสงค์ของการพัฒนากิจการไฟฟ้ า
้
้
1.1 การพยากรณ์การใชไฟฟ้
า มีผลประโยชน์ทบ
ั ซอน
และการเมืองแทรกแซงได ้ ทาให ้ผลพยากรณ์มก
ั สูงเกินจริง
้ :
• ผลประโยชน์ทับซอน
ี โดยตรง
– การไฟฟ้ าทัง้ 3 มีสว่ นในการกาหนดค่าพยากรณ์ แต่มส
ี ว่ นได ้เสย
– ค่าพยากรณ์สงู
งบลงทุนสูง
กาไรสูง
(หลักเกณฑ์ ROIC : Return on Invested Capital)
• การเมืองอาจแทรกแซง :
– เนือ
่ งจากยังไม่มอ
ี งค์กรกากับดูแลอิสระ การจัดทาค่าพยากรณ์ ยังอยู่ในรูปแบบ
คณะอนุกรรมการ ซงึ่ อาจถูกแทรกแซงได ้
– แรงจูงใจ : ค่าพยากรณ์สงู
ให ้ภาพว่าเศรษฐกิจมีแนวโน ้มเติบโตสูง
(ตามสมมติฐาน GDP ทีม
่ ักจะสูง)
กระตุ ้นเศรษฐกิจผ่านการลงทุนในภาคไฟฟ้ า
• ผล : พยากรณ์ม ี Systematic Bias ในทางทีม
่ ักจะเกินจริง
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
Systematic Bias
้
ในโครงสร ้างการพยากรณ์การใชไฟฟ้
า
ชุด
พยากรณ์
ค่าความต้องการ
ไฟฟาสูงสุดปี
2549 (MW)
ค่า
พยากรณ์
- ค่าจริง
(MW)
ค่า
พยากรณ์
เกินจริง
(%)
Jun-93
25,371
4,307
20.4%
Dec-94
25,371
4,307
20.4%
Oct-95
26,392
5,328
25.3%
Apr-96
31,223
10,159
48.2%
Oct-96
30,464
9,400
44.6%
Jun-97
28,778
7,714
36.6%
Sep-97
27,076
6,012
28.5%
Sep-98
22,168
1,104
5.2%
Feb-01
22,552
1,488
7.1%
Aug-02
21,648
584
2.8%
Jan-04
22,738
1,674
7.9%
Apr-06
21,963
899
4.3%
ค่าจริง
21,064
• หากการพยากรณ์ปราศจาก Bias
(คล ้ายกับการโยนเหรียญ)
โอกาสในการพยากรณ์ตา่ หรือ สูง
เกินจริงติดต่อกันถึง 12 ครัง้ จะมีแต่
เพียง 1 ใน 212 หรือ 4096 !!
• ผลตามตาราง แสดงให ้เห็นว่า
Systematic Bias มีจริง
่ ค่ความบังเอิญ)
(ไม่ใชแ
การพยากรณ์ชด
ุ มกราคม 2550 : ประวัตศ
ิ าสตร์ซ้าร ้อย ?
3000
2500
Trend of Jan 2007 Forecast
2000
1000
500
Historic trend
0
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
MW
1500
-500
Past period (actual data)
Jan 07 forecast period
-1000
Increase/year
Trend
ั เจน การพิจารณา
1.2 การจัดทาแผน PDP ยังขาดหลักเกณฑ์ทช
ี่ ด
ทางเลือกทีร่ อบด ้าน และการคานวณต ้นทุนทีค
่ รบถ ้วน
• บทบาทการจัดทาแผน PDP : ควรเป็ นองค์กรกากับดูแลอิสระ ไม่ใช ่ กฟผ.
• การพิจารณาทางเลือกต่าง ๆ ทีถ
่ ก
ู นามาบรรจุในแผน PDP ขาดทีม
่ าทีไ่ ปที่
ั เจน ไม่ให ้ความสาคัญกับทางเลือกทีม
ชด
่ ผ
ี ลกระทบน ้อย (และต ้นทุนตา่ ด ้วย)
่ DSM, Distributed Generation และInlet Air Cooling เป็ นต ้น
เชน
• หลักเกณฑ์ “ต ้นทุนตา่ สุด” ต ้องเป็ นการ Optimize ทางเลือกทีร่ อบด ้านบน
ต ้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ของสงั คม ทีค
่ านวณรวมต ้นทุนการสง่ /จาหน่าย
ไฟฟ้ า และต ้นทุนด ้านสงั คมและสงิ่ แวดล ้อมด ้วย (ปั จจุบน
ั คานึงเพียงแค่
ต ้นทุนการเงินเฉพาะในสว่ นการผลิต)
หากพิจารณารวมต ้นทุนทัง้ ระบบ ถ่านหิน นิวเคลียร์และก๊าซไม่ถก
ู อย่างทีค
่ ด
ิ
ทางเลือกใน
การจ ัดหา
ประมาณการต้นทุน (บาท/หน่วย)
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
หมายเหตุ
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
3
ใช ้สมมติฐานว่าต ้นทุนร ้อยละ 12.4 ของค่าไฟฟ้ ามาจากธุรกิจสายส่ง
ใช ้สมมติฐานว่าต ้นทุนร ้อยละ 14.5 ของค่าไฟฟ้ ามาจากธุรกิจจาหน่าย
ค่า CO2 ที่ 10 ยูโร/ตัน
ค่า Externality ตามการศึกษา Extern E ของสหภาพยุโรป และนามาปรับลดตามค่า GDP ต่อหัวของไทย
การศึกษาของ World Bank 2005
ตามระเบียบ SPP
ทีม
่ า : กฟผ.
Cost of liability protection, Journal “Regulation” 2002 – 2003
ั เจนและคาถามในการพิจารณา
ความไม่ชด
ทางเลือกการจัดหาใน PDP
• นิวเคลียร์ 4,000
MW ในทุกกรณีม ี
(MW)
ทีม
่ าอย่างไร?
45000
• ทาไมต ้องจากัด
40000
เพดาน SPP?
35000
• ทาไมไม่พจ
ิ ารณา
30000
DSM ทัง้ ๆทีต
่ ้นทุน
25000
ตา่ สุด?
20000
• ทาไม VSPP ไม่ถก
ู
15000
นามาพิจารณาเป็ น
10000
ทางเลือกหนึง่ ใน
5000
การจัดหา?
0
• ในการทา
L1
B1
H1
L2
B2
H2
L3
B3
H3
Optimization ใช ้
หลักเกณฑ์อะไร?
SPP Nuclear Gas
Coal
Gas Turbine Import
ทาไมพิจารณาแค่
ก๊าซ ถ่านหิน
L = กรณีตา่
B = กรณีฐาน H = กรณีสงู
นาเข ้า?
ื้ ไฟ ตปท. เพิม
1=“ต ้นทุนตา่ สุด” 2=“ถ่านหินทีม
่ ค
ี วามเป็ นไปได ้” 3=“LNG + ซอ
่ ขึน
้ ”
กาล ังการผลิตใหม่ทถ
ี่ ก
ู บรรจุในแผน PDP2007
1.3 แผน PDP บรรลุวัตถุประสงค์การพัฒนา
พลังงานและการพัฒนาประเทศ
• ความมัน
่ คงของระบบไฟฟ้ า
• สอดคล ้องหลักเศรษฐกิจ
พอเพียง ?
• การพัฒนาทีย
่ งั่ ยืนทัง้ ด ้าน
ศก. สงั คมและสวล. ?
• สงั คมสมานฉันท์ ?
• ต ้นทุนรวมทีต
่ า่ ทีส
่ ด
ุ ?
2. ข ้อเสนอ : ปฏิรป
ู กระบวนการวางแผน
• ควรมุง่ ให ้มีการจัดตัง้ องค์กรกากับดูแลอิสระ (IRB) และการ
วางแผนระบบไฟฟ้ าโดยเร็ว โดยพิจารณานาระบบการวางแผน
แบบบูรณาการ หรือ Integrated Resource Planning (IRP) มา
ใช ้ เพือ
่ ให ้มีการพิจารณาทางเลือกทีร่ อบด ้าน และเท่าเทียม
ั เจนโปร่งใส มีการคานึงถึงมิต ิ
หลักเกณฑ์การพิจารณามีความชด
ต่าง ๆ และประชาชนมีสว่ นร่วมในกระบวนการวางแผน
3. น่าจะรอ IRB + IRP ไม่ต ้องรีบอนุมัตล
ิ งทุน
สร ้างโรงไฟฟ้ าใหม่
• สาหรับการสร ้างโรงไฟฟ้ าใหม่ตามแผน PDP 2007 (หรือ PDP
2004) เห็นว่ายังไม่ต ้องมีความจาเป็ นต ้องรีบอนุมต
ั ิ ควรรอให ้มี
การจัดตัง้ องค์กรกากับดูแลอิสระ ตามร่าง พ.ร.บ. การประกอบ
กิจการพลังงาน และเตรียมการเพือ
่ ปฏิรป
ู การวางแผน เพือ
่ นา
้ ้เรียบร ้อยก่อน (น่าจะแล ้วเสร็จภายในปี
ระบบ IRP มาใชให
2551) แล ้วจึงจัดทาแผน PDP ใหม่ภายใต ้ระบบใหม่
• ประเทศมีเวลาอย่างน ้อยประมาณ 7 ปี (2 ปี สาหรับการปฏิรป
ู
การวางแผน + 5 ปี สาหรับสร่างโรงไฟฟ้ า) หรือจนถึงปลายปี
2556 ก่อนทีจ
่ ะต ้องขยายกาลังการผลิต
3. น่าจะรอ IRB + IRP ไม่ต ้องรีบอนุมัตล
ิ งทุน
สร ้างโรงไฟฟ้ าใหม่
• ปั จจุบน
ั กาลังผลิตติดตัง้ อยูท
่ ี่
(กาลังผลิตสารอง
• มีกาลังการผลิตทีอ
่ ยูร่ ะหว่างการก่อสร ้าง
27,115 MW
22%
)
7,300 MW
และ จะเพิม
่ เข ้ามาในระบบภายในปี 2556
(หักโรงไฟฟ้ าทีจ
่ ะถูกปลดออกแล ้ว)
รวม
34,415 MW
น่าจะรอ IRB + IRP ไม่ต ้องรีบอนุมัตล
ิ งทุนสร ้าง
โรงไฟฟ้ าใหม่
้
• ความต ้องการใชไฟฟ้
าสูงสุด เมือ
่ ปี 2549
• หากพิจารณาจากสถิตท
ิ ผ
ี่ า่ นมาในอดีต
้
การเพิม
่ ขึน
้ ของการใชไฟฟ้
า/ปี โดยเฉลีย
่
ไม่น่าจะเกิน 1,200 MW/ปี x 7 ปี
• ประมาณการความต ้องการสูงสุด
ถึงปลายปี 2556
=
21,064 MW
=
8,400 MW
=
29,464 MW
• ดังนัน
้ หากไม่ทาอะไรเลย กาลังผลิตสารอง*
=
17%
* คิดจากกาลังการผลิตติดตัง้
้
ความต ้องการใชไฟฟ้
าทีเ่ พิม
่ ทีข
่ น
ึ้ ต่อปี
Peak Demand Increase Per Year (MW):
(MW)
Actual vs. Jan-07
Forecast
2500
Actual
2000
1500
Past averages:
20 yr = 844 MW
10 yr = 775 MW
5 yr = 988 MW
Jan-07 Forecast
แค่ 1,200 MW/ปี
น่าจะเพียงพอ ?
15 yr average = 1,942 MW
1000
15 yr average = 868 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
สูงเกินไป ?
ั ญาณว่าจะชะลอตัว
เศรษฐกิจและการลงทุนมีสญ
่ “สหวิรย
เชน
ิ า” ได ้ประกาศเลือ
่ นการลงทุน
้
(ความต ้องการใชไฟฟ้
าเกือบ 2,000 MW)
น่าจะรอกระบวนการ IRP ได ้ (ต่อ)
นอกจากนี้ ยังมีข ้อพิจารณาเพิม
่ เติมเพือ
่ ให ้มั่นใจว่าระบบมีความมั่นคง
น่าจะสง่ เสริมให ้เต็มที่
1)
DSM, EE และพลังงานหมุนเวียน
2)
อย่าจากัดการลงทุนของ VSPP (RE และCHP) และ SPP แค่เพียง 277
และ 400 MW ตามลาดับ น่าจะสง่ เสริมให ้เต็มที่
3)
พิจารณาการลงทุนทัง้ Inlet Air Cooling ในโรงไฟฟ้ าก๊าซของ กฟผ. ได ้
ิ ธิภาพการใช ้
กาลังการผลิตเพิม
่ ปริมาณ 1,000 MW และเพิม
่ ประสท
ื้ เพลิงโดยรวมของโรงไฟฟ้ า
เชอ
Turbine Inlet Air Cooling
fundamentals
• Turbine power output
decreases with
increasing inlet air
temperature
–
–
–
Power proportional to air inlet mass flow rate
Combustion turbines admit constant volumetric
flow rate
High temperatures mass flow rate decreases
• Worse heat rate with
increasing inlet
temperatures
–
Compressor less efficient
EGAT turbine inlet cooling plan:
Absorption chillers fired by new CHP
CHP
No.
Power plant
Units
Capacity
Cooling
MW 34°C
MW 16.5°C
Recovery
MW
1
South Bangkok #1
2x4.5
9 MW
6,200 T
315
357
42
2
Nam Phong #1
2x4.5
9 MW
6,200 T
370
419
49
3
Nam Phong #2
2x4.5
9 MW
6,200 T
366
415
49
4
South Bangkok #2
4x4.5
18 MW
12,400 T
618
700
82
5
Wang Noi #1
4x4.5
18 MW
12,400 T
652
739
87
6
Wang Noi #2
4x4.5
18 MW
12,400 T
652
739
87
7
Wang Noi #3
4x4.5
18 MW
12,400 T
723
819
96
8
Bang Pakong #3
2x4.5
9 MW
6,200 T
328
372
44
9
Bang Pakong #4
2x4.5
9 MW
6,200 T
328
372
44
10
Cha Na
4x4.5
18 MW
12,400 T
700
793
93
11
South Bangkok #3
4x4.5
18 MW
12,400 T
700
793
93
12
Bang Pakong #5
4x4.5
18 MW
12,400 T
700
793
93
13
North Bangkok
4x4.5
18 MW
12,400 T
700
793
93
42x4.5
189 MW
Total
952
Costs
Inlet cooling incremental costs
16.5 million baht/MW (EGAT proposed)
7.6 million baht/MW (PJM, USA):
http://pjm.com/documents/ferc/documents/2005/20050831-er05-___-part-5.pdf
New CCGT in Thailand
17.8 million baht/MW
สรุป รอได ้และควรให ้จัดตัง้ องค์กรกากับดูแลอิสระ
และปฏิรป
ู กระบวนการวางแผนให ้เสร็จก่อน