งานนำเสนอกำลังจะดาวน์โหลด โปรดรอ

งานนำเสนอกำลังจะดาวน์โหลด โปรดรอ

Generation Plan 2009-2013 System Control and Operation Division Electricity Generating Authority of Thailand 1.

งานนำเสนอที่คล้ายกัน


งานนำเสนอเรื่อง: "Generation Plan 2009-2013 System Control and Operation Division Electricity Generating Authority of Thailand 1."— ใบสำเนางานนำเสนอ:

1 Generation Plan 2009-2013 System Control and Operation Division Electricity Generating Authority of Thailand 1

2 Content •Electricity Demand Forecasting •New Coming Projects •Fuel Price Forecasting and Variable Cost •Constraints •Commercial and Policy Constraints •Technical Constraints •Planning Strategy •Generation Plan •Conclusion 2

3 สัดส่วนการใช้ไฟฟ้าปี 2551 3 รวมอุตสาหกรรม 51.2% การใช้ไฟฟ้ารวม 146,835 GWh

4 ผลกระทบจากวิกฤตเศรษฐกิจโลก 4

5 ผลกระทบจากวิกฤตเศรษฐกิจโลก (Sector) 5

6 ผลกระทบจากวิกฤตเศรษฐกิจโลก (Industrial) 6

7 คาดการณ์การเติบโตของ เศรษฐกิจไทย 7 สภาพัฒน์ฯ ( สศช.)-1.0 ถึง 0.0 ธ. กรุงเทพ -2.0 ถึง 0.0 คลัง ( สศค.) -3.0 ถึง -2.0 ธ. กสิกรไทย -1.5 ถึง 0.2 ธปท. น้อยกว่า 0.0 ธ. นครหลวงไทย -0.8 กรณ์ จาติกวณิช -3.0 ถึง -5.0 ม. หอการค้าไทย -2.8 ถึง -0.8 สุชาติ ธาดาดำรงเวช -4.0 TDRI0.0 โอฬาร ไชยประวัติ -4.0 สมาคมโบรกเกอร์ -1.8 GDP Growth (%) ไตรมาส 1 ไตรมาส 2 ไตรมาส 3 ไตรมาส 4 2552 - 7.0- 5.5- 3.5+ 0.1- 4.0 GDP Growth (%) 25512553255425552556 + 2.6+ 2.0+ 4.5+ 5.5+ 6.0

8 การกระจายการเติบโตผลิตภัณฑ์ รายกลุ่ม 8 ไตรมาส / ปี GDP อุตสาหกร รม ธุรกิจอื่นๆ สัดส่วนปี 51 100 %48 %41 %11 % 1 / 52- 7.0- 7.84- 6.45- 2.90 2 / 52- 5.5- 6.16- 5.07- 2.28 3 / 52- 3.5- 3.92- 3.22- 1.45 4 / 52+ 0.1+ 0.11+ 0.09+ 0.04 2553+ 2.0+ 2.24+ 1.84+ 0.83 2554+ 4.5+ 5.04+ 4.15+ 1.86 2555+ 5.5+ 6.16+ 5.07+ 2.28 2556+ 6.0+ 6.72+ 5.53+ 2.48

9 พยากรณ์อัตราการเติบโตของการ ใช้ไฟฟ้ารายกลุ่ม 9 ไตรมาส / ปี อุตสาหกร รม ธุรกิจที่อยู่อาศัยอื่นๆ Elastic1.13691.1972440 – 4750.6761 1 / 52 -8.91 - 7.72+ 0.95- 1.96 2 / 52 -7.00 - 6.07+ 3.40- 1.54 3 / 52 -4.46 - 3.86+ 2.39- 0.98 4 / 52 0.13 + 0.11+ 3.44+ 0.03 2553 2.55 + 2.21+ 2.30+ 0.56 2554 5.73 + 4.96+ 2.08+ 1.26 2555 7.00 + 6.07+ 2.08+ 1.54 2556 7.64 + 6.62+ 2.08+ 1.68

10 การใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศรายเดือน 10

11 พยากรณ์พลังงานไฟฟ้าผลิตและ ซื้อ กฟผ. 11 ปี ผลิตและซื้อไม่รวมส่วนที่ ใช้ Pump Pump Energy ผลิตและซื้อทั้งหมด (GWh) % Growth (GWh) % Growth (GWh) % Growth 2551144,4811.23610-40.1145,0910.94 2552 139,543-3.42597-2.21140,140-3.41 2553 143,4042.776346.23144,0382.78 2554 149,5684.306969.70150,2634.32 2555 156,3924.567112.19157,1034.55 2556 164,6545.287120.22165,3665.26

12 พลังงานไฟฟ้าผลิตและซื้อ กฟผ. 12 PDP+3.70% GDP -4%-3.41% Total Energy Demand Forecast 2009 = 140,140 GWh

13 Electricity Peak and Energy 2009-2013 13

14 Generation Development Projects 09-11 ProjectsTypeAreaCapacitySchedule South Bangkok 3CCGTMetro.710 MWMar-09 Phu Khieo Bio (Extend)RenewN.Eastern10 MWJun-09 Danchang Bio (Extend)RenewCentral10 MWJun-09 Bang Pa Kong 5CCGTEastern710 MWJul-09 Nam Thuen 2HydroN.Eastern920 MWDec-09 North Bangkok 1CCGTMetro.670 MWMay-10 Siam Power Generation 1CCGTEastern60+30 MWNov-10 Nam Ngum 2HydroN.Eastern596.6 MWJan-11 National Power Supply 3RenewEastern65 MWAug-11 RenewableRenewEastern90 MWAug-11 Thai Power GenerationRenewEastern70 MWAug-11 Advance Agro 3RenewEastern25 MWAug-11 Gheco One 1CoalEastern660 MWNov-11 14

15 Generation Development Projects 12-13 ProjectsTypeAreaCapacitySchedule Thai Power Supply 2RenewEastern65 MWJan-12 SPP Co-generationCCGT Metro., Central, Eastern 924 MWJun-12 Theun Hinboon 3HydroN.Eastern220 MWJul-12 Siam Energy Power 1CCGTEastern800 MWMar-13 SPP Co-generationCCGT Metro., Central, Eastern 540 MWJun-13 Siam Energy Power 2CCGTEastern800 MWSep-13 National Power Supply 1CoalEastern270 MWNov-13 15 Now, some existing SPPs Co-generation are preparing to negotiate with PTTPLC for reducing DCQ due to industrial steam and electricity demand decreasing.

16 Additional Gas Supply 16 ProjectsCapacity (MMSCFD)Schedule Arthit 33026 Apr 08 JDA-A18 to System 40012 Nov 08 Arthit FPSO 35  120 1 May 09 / 1 Jun 09

17 Dispatch based on Supply Source West GasEast Gas Gas Separation Plant (GSP) Gas Pool 2 West Gas Plant West Gas IND & NGV East Gas Plant East Gas IND & NGV PTT Dispatching 14% 86%100% 59% 19% SPP Direct Customer 8% EGAT dispatches 75% of Pool2 gas customer. 93% 7% 17

18 Well Head Price : Dec08 Supplier Base FO Price (USD/BBL) Calculated FO Price (USD/BBL) Gas Price (Baht/MMBTU) Yadana/Yetagun15.5087.90367 Erawan10.1857.96142 Platong, Funan, Satun 31.0685.41156 Benjamas, Tantawan 15.66104.85170 Bongkot13.04104.85261 Pailin13.4657.96190 Arthit21.7085.72164 JDA13.4557.96182 18

19 Gas Price Sensitivity when FO change 1% 19

20 Well Head Price Forecast 20

21 Well Head Price Forecast 21

22 Variable Cost in Gas Price Structure Average Well Head (Pool 2) Pipe Tariff : Demand Charge Pipe Tariff : Commodity Charge Vary PriceVary Quantities      22 Margin 1.75% for IPP+EGAT 9.33% for SPP

23 Variable Cost: Q2 Y2009 (Baht/kwh) FuelEast GasWest GasFuel OilCoal New CCGT (Since CHN-CC1) 1.082.10-- CCGT : GT 240 MW 1.142.22-- CCGT : GT 180-200 MW 1.242.41-- CCGT : GT 100-120 MW 1.302.54-- TH Old1.563.042.750.54 (Local) TH New-2.882.33 0.83 (Imported) Malaysia2.35 (Price A) Laos IPP1.70 – 2.10 23

24 Commercial Constraints •Fuel Minimum Take •BLCP Imported Coal •NPO Gas Minimum Take •Total West Gas minimum take : >965 MMSCFD •SPP Minimum Take •80% of Availability •100% of Availability •Laos IPP Minimum Take : 95% of Declared Energy •Non-Firm and Laos State : 100% based on plant •West gas minimum consumption : 450 MMSCFD 24

25 Policy Constraints •Total West Gas minimum take : >965 MMSCFD •NGV demand •LKB plant  5 MMSCFD for LKB since 2010 •NPO plant •Southern LPG production : GSP4 (KN plant) •1 TH till June 09 •> 110 MMSCFD (at moment rate) •Water release : hydro plants •Irrigations : Dry season •Fishing : Rainy season 25

26 Technical Constraints •Transmission system constraints •Metropolis : Must run at SB and BPK •Northeastern : Udonthani Zone •Southern : 600 MW (N-1), 920 MW (N-0) •Gas system constraints •Supply Limitation •Pipe Line Limitation : SB East •East Gas Minimum Consumption : 400 MMSCFD 26

27 Planning Strategy •Gas •Minimum Take West Gas (Jan-Dec) •NPO : DCQ – Carry Forward (Oct08 – Sep09) •East Gas : Marginal Fuel •Other •Adjust MM maintenance plan •No spot coal at BLCP •Minimum Take SPP. 27

28 TOP Updated Situation •DCQ using in Y2009-2013 will postpone the advance payment clearing to 2015 and make up all TOP gas to 2019. •TOP fund paid 3,600 million Baht for controlling Ft in 2008 will postpone the advance payment clearing to 2016. •New TOP will be started making-up in 2019. 28

29 New TOP ??? (Baht/MMBTU) Q1Q2Q3Q4 West price345313265208 East Price182161164166 Diff.16315210142 Int. 5-7 %296269228179 Total641582493387 2019 Sell280 Loss361302213107 @ PV DR 5%26022016088 New TOPNO -Int. 5% 2 yrs., 6% 2 yrs., 7% 6 yrs. -Long-term price 8 USD/MMBTU = 280 Baht/MMBTU 29

30 West Gas Plan (MMSCFD) Q1Q2Q3Q4 Average Use 621939997944 Week & Sat Use 69199810291033 Peak Month FebMaySepOct Average : Peak Month 812100910281049 Week & Sat Use : Peak Month 851102310421052 Max Daily Supply 10821085 1082 Price (Baht/MMBTU) 345313265208 Major Outage8 days in Jan 10 days in Dec 30

31 SPP Purchasing Plan GroupCap. (MW)EP (Baht/kwh) Plan Renew 2007-2.00- Renew 2005116.52.49100% Renew 2001107.82.49100% Co-Gen Gas1,417.52.4980-81% Coal370.01.7080-81% Renew 199762.83.33 – 3.86100% 31 • สำหรับ Renew 1997 และ 2001 รอการแจ้งมติ กพช. 9 มี. ค.52 โดยปัจจุบันคง Dispatch ที่ Minimum Take

32 Energy Generation by Owner 32

33 Energy Generation by Fuel 2009 Energy Generation and Purchase 140,140 GWh Peak Demand 21,617 MW 33

34 Energy Generation by Fuel 2010-2013 2010 2011 2012 2013 34

35 New CCGT Reserved Shutdown 35

36 Conclusion •Total West Gas : Minimum Take •NPO Gas : DCQ – Carry Forward •BLCP Coal : Meet Long Term Contract •Laos IPP : Minimum Take •SPP : Minimum Take •Thermal Plant : Almost Reserved Shutdown •Combined Cycle Plant : Dispatch up to Load 36


ดาวน์โหลด ppt Generation Plan 2009-2013 System Control and Operation Division Electricity Generating Authority of Thailand 1.

งานนำเสนอที่คล้ายกัน


Ads by Google