Transcript นโยบายและการกากับดูแลพลังงาน จากมุมมองของคาไฟฟ ่ ้า ชืน ่ ชม สงาราศรี กรีเซน ่ การสั มมนา มูลนิธพ ิ ลังงานเพือ ่ สิ่ งแวดลอม ้ เรือ ่ ง “คาไฟฟ ่ ้ าและนโยบายพลังงานของประเทศ” 16 กุมภาพันธ ์ 2549 โรงแรม สยามซิต ี้ กรุงเทพฯ.

นโยบายและการกากับดูแลพลังงาน
จากมุมมองของค่าไฟฟ้ า
ื่ ชม สง่าราศรี กรีเซน
ชน
ั มนา มูลนิธพ
การสม
ิ ลังงานเพือ
่ สงิ่ แวดล ้อม
เรือ
่ ง “ค่าไฟฟ้ าและนโยบายพลังงานของประเทศ”
16 กุมภาพันธ์ 2549
ิ ี้ กรุงเทพฯ
โรงแรม สยามซต
ว ัตถุประสงค์ / เป้าหมาย
• เพือ
่ ให ้โครงสร ้างอัตรา และต ้นทุนค่าไฟฟ้ าสะท ้อน
ต ้นทุนการบริหารจัดการ และการลงทุนทีม
่ ี
ิ ธิภาพ
ประสท
• ราคาเหมาะสมและเป็ นธรรมสาหรับผู ้บริโภค และ
ผู ้ประกอบการ
่ การสนั บสนุนพลังงาน
• รองรับนโยบายทางสงั คม เชน
้
สะอาด และการดูแลผู ้ใชไฟฟ้
ารายได ้น ้อยและใน
ชนบท
่ นประกอบค่าไฟฟ้า
สว
x
(
/
(
: TOP, IRROE 16 - 18%
)
(PPA)
(
.)
OpEx ,
(
.)
OpEx ,
.,
:
.)
,
ค่าบริหาร
สว่ นกลาง
IRR 15 - 21% ?, TOP
ROIC 8.4% , DSCR , DE
OpEx ,
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
ั ว
่ นต้นทุนค่าไฟฟ้า
จาแนกสดส
(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. (ระบบจาหน่าย)
่ อ
ค่าไฟฟ้า : จากกระเป๋าผูใ้ ชไ้ ฟฟ้าสูม
ื ใคร ?
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
การกาก ับดูแลในกิจการไฟฟ้า/ก๊าซ
ะ เชอเื้ พ
ะ ผต
ะ
ะ จดั จ ห ย
. 19%
อื่ ๆ <1%
(ถ ห
ี )
้ ชม
โ ไฟฟ้ ฟผ.
12%
ฟผ.
7%
ฟ . 5%
ฟภ. 10%
ษทั ู ฟผ. 6%
ฟผ. ไ ต ์
3%
ปตท.- ซ
๊ / ม
้ ั
50%
(EGCO,RATCH)
125,000GWh
3 ท/KWh
ผู ้ โภ จ ย
100%
IPPs
2%
SPP
2%
, ม เ เซยี
2%
ปัจจุบ ัน : กพช./สนพ.
อนาคต : องค์กรกาก ับ
ดูแลอิสระสาชาก๊าซ ?
ปัจจุบ ัน : คณะกรรมการกาก ับดูแลกิจการไฟฟ้า (Interim
Regulator)
อนาคต : องค์กรกาก ับดูแลอิสระ จ ัดตงโดย
ั้
พ.ร.บ.
่ นประกอบค่าไฟฟ้า
สว
x
(
/
(
: TOP, IRROE 16 - 18%
)
(PPA)
(
.)
OpEx ,
(
.)
OpEx ,
,
ค่าบริหาร
สว่ นกลาง
IRR 15 - 21% ?, TOP
ROIC 8.4% , DSCR , DE
<30% ของต้นทุน
.,
:
.)
OpEx ,
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
ขอบเขตหน้าทีข
่ อง Interim Regulator
คณะกรรมการกาก ับดูแลกิจการไฟฟ้า
(Interim Regulator)
• จุดเริม
่ ต ้นทีด
่ ี มีบทบาท ความพยายามและความแข็งขันใน
การปฏิบต
ั ห
ิ น ้าที่
• มีข ้อจากัดเรือ
่ งอานาจหน ้าทีท
่ างกฎหมายและโครงสร ้าง
– กาหนดเฉพาะค่า Ft
– ไม่มอ
ี านาจอนุมัตค
ิ า่ ไฟฟ้ าฐาน
– ขาดความเป็ นอิสระ (Autonomy) ด ้านทีม
่ าของงบประมาณ และ
บุคลากร
– อานาจในการอนุมัตส
ิ ว่ นใหญ่ยังคงอยูท
่ ี่ กพช.
ในอนาคต : ควรมีการจ ัดตงองค์
ั้
กรกาก ับดูแลอิสระ
ทีม
่ พ
ี ระราชบ ัญญ ัติรองร ับ
ื้ เพลิง
การกาก ับดูแลการใชเ้ ชอ
• Interim Regulator กากับดูแลเฉพาะปริมาณการ
ื้ เพลิง
ใชเ้ ชอ
• ราคา : ยังไม่มอ
ี งค์กรกากับดูแลทีแ
่ ยกออกจาก
ฝ่ ายนโยบาย
– ราคานา้ ม ันเตา / ดีเซล : มีการแข่งขัน แต่ ยังติด
ื้ น้ ามันดีเซล (มติ ครม. 15
เงือ
่ นไขให ้ กฟผ. ต ้องซอ
มิ.ย. 42) และร ้อยละ 80 ของน้ ามันเตา (มติ ครม. 8
ก.ย. 35) จาก ปตท. เท่านัน
้ ทาให ้ราคาแพงกว่าทีค
่ วร
– ค่าผ่านท่อ / ค่า Margin ก๊าซ : ควรทบทวนเพือ
่ ให ้
เป็ นธรรม และสะท ้อนต ้นทุนมากขึน
้
้ ก๊าซ : เจรจาปรับปรุงโครงสร ้างราคาเปิ ดให ้ผู ้
– ราคาเนือ
ื้ และผู ้ขายเจรจาต่อรองได ้โดยตรง
ซอ
โครงสร้างกิจการไฟฟ้า/ก๊าซธรรมชาติ
ิ ธิภาพและลดต้นทุน
้ ต่อการพ ัฒนาประสท
ทีเ่ อือ
• การแข่งข ัน คือ แรงจูงใจทีด
่ ท
ี ส
ี่ ด
ุ ในการพัฒนา
ิ ธิภาพ และลดต ้นทุน
ประสท
• กิจการก๊าซ :
มติ ครม. วันที่ 31 ต.ค. 43 กาหนดให ้
่ าร
แยกธุรกิจท่อก๊าซออกจาก ปตท. เพือ
่ ปูทางไปสูก
แข่งขันแบบ Third Party Access และจัดตัง้ องค์กรกากับ
ดูแลอิสระสาขาก๊าซ
• กิจการไฟฟ้า : โครงสร ้าง ESB (แยกบัญช ี G และ T ) ไม่
เพียงพอ ควรพิจารณาข ้อเสนอจากฝ่ ายต่างๆให ้มีการ
ปฏิรป
ู กิจการไฟฟ้า
ิ 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
ั
ิ ธิภาพ
สญญาณบ่
งบอกถึงความด้อยประสท
ของแผนการลงทุน
ต่างประเทศ
ประเทศไทย
8 .0 0
7 .0 0
6 .0 0
Euro Ce nts / KW h
• ต ้นทุนหน่วยสุดท ้าย
(Marginal Cost) ของระบบ
ื้ เพลิง)
ผลิต (ไม่รวมต ้นทุนเชอ
ึ ษาของ PwC
จากการศก
เพิม
่ ขึน
้ ร ้อยละ 35 ในชว่ ง 4 ปี
ทีผ
่ า่ นมา
• แผนการลงทุนของ กฟผ. ใน 5
ปี ข ้างหน ้า มีมล
ู ค่ารวม
ประมาณ 131,000 ล ้านบาท
แยกเป็ นระบบผลิต 69,000
ล ้านบาท และระบบสง่ 62,000
ล ้านบาท
Ireland – retail costs for new
capacity to 2021
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
ิ ธิภาพ
ข้อเสนอเพือ
่ เพิม
่ ประสท
การวางแผนลงทุน
• การพิจารณา “เงินลงทุน” ในการคานวณ ROIC ควรพิจารณา
ิ ทีไ่ ด ้ใชอย่
้ างคุ ้มค่า และเป็ น
เฉพาะเงินลงทุน หรือทรัพย์สน
ประโยชน์ (Used and Useful criteria)
ี่ งให ้แก่ผู ้ทีส
ี่ งนัน
• จัดสรรความเสย
่ ามารถจัดการความเสย
้ ได ้ดีทส
ี่ ด
ุ
้
– เปิ ดให ้ผู ้ใชไฟฟ้
ารายใหญ่สามารถจัดการหาไฟฟ้ าสนองความ
ต ้องการทีเ่ พิม
่ ขึน
้ ได ้เอง
้
– หรือ กาหนดให ้ผู ้ใชไฟฟ้
ารายใหญ่ต ้องมี Financial
Commitment หากเป็ นผู ้ก่อให ้เกิดความต ้องการในการลงทุน
ขยายระบบ
• ปฏิรป
ู ระบบการวางแผน : เปิ ดให ้มีระบบ Hearing และพิจารณา
DSM / EE และ Distributed Generation เป็ นทางเลือกหนึง่ ใน
การขยายระบบบนฐานทีเ่ ท่าเทียมกัน
การขยายกาล ังการผลิตไฟฟ้าในอนาคต
ิ ธิสร ้างโรงไฟฟ้ าอย่างน ้อยร ้อยละ
• นโยบาย : ให ้ กฟผ. มีสท
50 ของกาลังการผลิตทีเ่ พิม
่ ขึน
้ สว่ นทีเ่ หลือให ้มีการประมูล
แข่งขัน
• ประเด็นทีค
่ วรจ ับตามอง
– จะมัน
่ ใจได ้อย่างไรว่าสว่ นที่ กฟผ. ลงทุนเองจะมีราคาถูก และมี
ิ ธิภาพ ?
ประสท
– กฟผ. สามารถโยกต ้นทุนระบบผลิตไปไว ้ในระบบสง่ ไฟฟ้ า
– สาหรับสว่ นทีจ
่ ะมีการประมูล
• แข่งขันอย่างเท่าเทียมกัน ? ลูก กฟผ. ร่วมประมูลได ้ ?
• มีโอกาสใน “การฮวั ้ ” ?
ิ ธิได ้รับการพิจารณา
• SPP และ “Green IPP” (DSM/EE/RE/DG) มีสท
หรือไม่ และภายใต ้เงือ
่ นไขทีเ่ ป็ นธรรม ?
นโยบาย RPS
• Renewable Portfolio Standard หรือ นโยบายการ
ั สว่ นการผลิตไฟฟ้ าจากพลังงานหมุนเวียน
กาหนดสด
– ร ้อยละ 5 ของกาลังการผลิตใหม่ของ กฟผ. = พลังงาน
หมุนเวียน (RE)
– อาจกาหนดให ้มี RPS 3 – 5% สาหรับโรงไฟฟ้ าใหม่ของ
เอกชนด ้วย ?
• ประเด็นต่อค่าไฟฟ้า :
ั สว่ น RPS
– การกากับดูแลต ้นทุนการลงทุนของ กฟผ. ในสด
ใครเป็ นผู ้กากับดูแล จะถูกรวมอยูใ่ นค่าไฟฟ้ าหรือค่า Ft
หรือไม่
– มีหลักเกณฑ์ในการเลือก RE ประเภทต่าง ๆ อย่างไร
– ความคืบหน ้า ? อยูร่ ะหว่างการทบทวน ? Feed-in Tariff?
เปรียบเทียบพล ังงานหมุนเวียนและผลต่อค่าไฟฟ้า
RE Mix (MW)
Case A
Case B
ชีวมวล < 6 MW
ชีวมวล > 6 MW
น้ า > 200 KW
ขยะ
ลม
เซลล์แสงอาทิตย์
Case C
น้ า < 200 KW
ผลกระทบค่าไฟฟ
้ า (สต. / หน่วย)
7
6
5
4
3
2
1
0
Case A
Case B
Case C