แผนการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. การลงทุนในกิจการไฟฟ้าภายใต้รัฐบาลปัจจุบัน แผนการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ณ ห้องประชุมชั้น 5 คณะเศรษฐศาสตร์ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ 2 กุมภาพันธ์ 2550

EGAT is the central entity in the Enhanced Single Buyer model ESB Model EGAT is the central entity in the Enhanced Single Buyer model ESB model Key features Structure will be formalized in upcoming Electricity Act Clear separation of regulatory and operating roles to protect public interests Regulatory body to be established along with the enactment of the Electricity Act, which will Oversee new generation bidding process Coordinate long-term system adequacy planning Approving body for PDP, Grid Code and tariff mechanisms Issuer of licenses and enforcer of industry regulations Interim regulator will perform these functions before the enactment of the Electricity Act Accounting unbundling between generation and transmission and between distribution and retail Unbundling for regulatory monitoring purposes only Provide clear standard cost structures to maximize transparency and efficiency System operator (SO) is to be ring-fenced within EGAT transmission for regulatory monitoring purposes INT’L IPPs / SPPs Regulator EGAT Generation Generation EGAT Transmission System operator Transmission Single Buyer (SB) MEA PEA Distribution Speaker: K.Kajornsak Thank you Khun Kraisi… ******************* The power industry is currently undergoing several changes to ensure transparency, fair competition and to protect the interest of consumers… Once the Electricity Act is finalized, EGAT will emerge as the central entity of the new Enhanced Single Buyer or the ESB model. A regulatory body will be established to: Oversee the new generation bidding process Coordinate the long-term system adequacy planning Approve the body for PDP, Grid Code and tariff mechanisms… … and issue licenses and enforce industry regulations End users End User

แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าคืออะไร ? แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า คือ แผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชนิดต่าง ๆ เพื่อให้มีกำลังผลิตเพิ่มขึ้นในระบบไฟฟ้า ในเวลาที่เหมาะสม เพื่อสนองความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นให้เพียงพอสำหรับอนาคต 10-15 ปี ข้างหน้า ประเด็นนำเสนอ ตาม Slide

วัตถุประสงค์ในการวางแผน 1. เพื่อให้ได้แผนที่มีต้นทุนในการผลิตพลังงานไฟฟ้าต่ำสุด เพื่อให้การผลิตพลังงานไฟฟ้ามีคุณภาพและระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงอยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด มีการควบคุมผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมตาม ที่กำหนด ประเด็นนำเสนอ ตาม Slide

ข้อมูลสำคัญที่ใช้ในการวางแผน 1. นโยบายพลังงานของประเทศ ข้อมูลระบบกำลังผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาว ข้อมูลเชื้อเพลิง กำหนดปลดโรงไฟฟ้า โรงไฟฟ้าชนิดต่างๆที่นำมาพิจารณาเป็นทางเลือก เพื่อบรรจุในแผน ข้อกำหนดทางด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ข้อมูลอื่น ที่ใช้ประกอบการวางแผน ประเด็นนำเสนอ ตาม Slide

นโยบายพลังงานของประเทศ รับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP, VSPP กระจายแหล่งเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า

สถานภาพ ระบบไฟฟ้าในปัจจุบัน

(แยกตามประเภทผู้ผลิต) กำลังผลิตไฟฟ้า (แยกตามประเภทผู้ผลิต) กฟผ. 15,794.6 MW 58 % IPP,SPP,VSPP,ต่างประเทศ 11,312.6 MW 42 % 27,107.2 เมกะวัตต์ 21,064.0 เมกะวัตต์ 22.1 % รวมกำลังผลิตติดตั้ง ณ มกราคม 2550 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (ณ วันที่ 4 พฤษภาคม 2549) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด (ปี 2549)

(แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า) กำลังผลิตไฟฟ้า (แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า) รับซื้อจากมาเลเซีย 300 MW 1 % พลังความร้อนร่วม 12,797 MW 47 % พลังน้ำ 3,764 MW 14 % พลังความร้อน 9,264 MW 34 % กังหันแก๊สและเครื่องยนต์ดีเซล 982 MW 4 % 27,107.2 เมกะวัตต์ 21,064.0 เมกะวัตต์ 22.1 % รวมกำลังผลิตติดตั้ง ณ มกราคม 2550 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (ณ วันที่ 4 พฤษภาคม 2549) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด (ปี 2549)

การผลิตพลังงานไฟฟ้าในปี 2549 (แยกตามประเภทผู้ผลิต) IPP,SPP,VSPP, ต่างประเทศ 74,540 ล้านหน่วย 52.5 % กฟผ. 67,441 ล้านหน่วย 47.5% รวมพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตและซื้อ 141,980 ล้านหน่วย

การผลิตพลังงานไฟฟ้าในปี 2549 (แยกตามประเภทเชื้อเพลิง) พลังงานทดแทน 1.0% ถ่านหินนำเข้า 3.8% น้ำมันเตา 7.4% ก๊าซธรรมชาติ 66.2% ลิกไนต์ 12.4% พลังน้ำ 7.4% รับซื้อไฟฟ้า จากมาเลเซีย 1.7% รวมพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตและซื้อ น้ำมันดีเซล 0.1% 141,980 ล้านหน่วย

คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ปลัดกระทรวงพลังงาน (นายพรชัย รุจิประภา) ประธานคณะอนุกรรมการฯ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) รองประธานฯ ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เลขานุการและผู้ช่วย • ตัวแทนหน่วยงานราชการ - สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน - คณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ - กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน - สถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย • ตัวแทนผู้ใช้ไฟฟ้า - สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย - สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย • ตัวแทนผู้ผลิตไฟฟ้า - การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย - การไฟฟ้านครหลวง - การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค - สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน • ผู้เชี่ยวชาญ - นายเทียนไชย จงพีร์เพียร - นายวิชิต หล่อจีระชุณห์กุล ประเด็นนำเสนอ ตาม Slide

สมมติฐานในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ การเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงานไฟฟ้า มาตรการของรัฐบาลเกี่ยวกับไฟฟ้า การอนุรักษ์พลังงาน การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน/ หมุนเวียน ประเด็นนำเสนอ ตาม Slide

ความสัมพันธ์ระหว่างอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ และการใช้พลังงานไฟฟ้า อัตราการขยายตัว (%) ปี Elasticity GDP การใช้พลังงานไฟฟ้า 2535 2536 2537 2538 2539 2540 2541 2542 2543 2544 2545 2546 8.24 8.55 8.99 9.24 5.90 -1.37 -10.51 4.43 4.64 1.79 5.22 6.04 13.40 11.25 12.49 11.76 9.15 6.39 -2.41 0.28 7.80 5.41 4.35 7.70 1.63 1.32 1.39 1.27 1.55 -4.66 0.23 0.06 1.68 3.02 0.83 1.28 ประเด็นนำเสนอ ตาม Slide

การพยากรณ์พลังงานไฟฟ้า ความสูญเสียในระบบส่ง กฟน และ กฟภ กฟผ ที่อยู่อาศัย ธุรกิจ Total Consumption การสูญเสีย ในระบบจำหน่าย ความต้องการไฟฟ้า ในระบบจำหน่าย Station Services & ความสูญเสียในระบบส่ง อุตสาหกรรม ไฟฟ้าที่ใช้ ในการสูบน้ำกลับ อื่นๆ การพยากรณ์ พลังงานไฟฟ้า จะจัดทำโดย หน่วยงานหลักคือ การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าภูมิภาค โดยจะใช้ วิธีการพยากรณ์ดังที่ได้กล่าวแล้วข้างต้น ค่าพยากรณ์ที่ได้จะนำมารวมกับประมาณการความสูญเสียในระบบจำหน่าย หลังจากนั้น กฟผ. จะนำค่าพยากรณ์ที่ได้ มารวมกับพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของลูกค้าตรงของ กฟผ. ความสูญเสียในระบบส่ง Station Services และไฟฟ้าที่ใช้ในโรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ ซึ่งเมื่อรวมค่าพลังงานต่างๆ ทั้งหมดที่กล่าวมาแล้ว จะทำให้ได้ค่าพยากรณ์พลังงานไฟฟ้า ของระบบ กฟผ. ลูกค้าตรงของ กฟผ ความต้องการไฟฟ้า ของระบบ กฟผ.

ภาพรวมวิธีการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ตัวประกอบการใช้ไฟฟ้า ค่าพยากรณ์ พลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) kW ค่าพยากรณ์ พลังงานไฟฟ้า (Energy) kWh ลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Profile) แบบจำลอง - บ้านอยู่อาศัย - ธุรกิจและอุตสาหกรรม - อื่นๆ ตัวประกอบการใช้ไฟฟ้า (Load Factor) การพยากรณ์ของคณะอนุกรรมพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าจะเริ่มต้นจากการดำเนินการพยากรณ์ พลังงานไฟฟ้า หรือ Energy ของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทต่างๆ เช่น บ้านอยู่อาศัย ธุรกิจและอุตสาหกรรม เป็นต้น โดยมีตัวแปรต่างๆ เช่น GDP จำนวนประชากร เป็นต้น หลังจากนั้นจะเป็นการพยากรณ์ กำลังไฟฟ้าสูงสุด หรือ Peak Demand โดยใช้ลักษณะการใช้ไฟฟ้าของลูกค้าแต่ละประเภทมาประกอบในการทำพยากรณ์ เมื่อได้ค่าพยากรณ์ ทั้งพลังงานไฟฟ้า และ ค่ากำลังไฟฟ้าสูงสุด แล้วจะคำนวณค่า Load Factor เพื่อเป็นการมองประสิทธิภาพรวมของระบบไฟฟ้า ข้อมูลต่างๆ

ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาว ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ชุด มกราคม 2550

ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ชุด มกราคม 2550 เมกะวัตต์ 2,476 2,401 2,287 2,233 2,179 2,170 2,066 ความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นแต่ละปี 1,832 1,759 1,686 1,434 1,411 1,268 1,444 1,503 ปี 2550 – 2554 เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 1,412 เมกะวัตต์ ปี 2555 – 2559 เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 1,903 เมกะวัตต์ ปี 2560 – 2564 เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 2,315 เมกะวัตต์

โรงไฟฟ้าที่นำมาพิจารณาเป็นทางเลือก โรงไฟฟ้าถ่านหิน 700 MW โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 1,000 MW โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 700 MW โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส 230 MW โรงไฟฟ้าพลังน้ำ ประเด็นนำเสนอ ตาม Slide

ข้อมูลใช้ประกอบการวางแผน ความร่วมมือกับประเทศเพื่อนบ้าน 1) สปป.ลาว ปัจจุบันรัฐบาลไทยกับรัฐบาล สปป.ลาวได้มีการลงนาม MOU เพื่อขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาวจาก 3,000 MW เป็น 5,000 MW ปัจจุบัน กฟผ. มีสัญญารับซื้อแล้ว จำนวน 1,857 MW (เทิน-หินบุน ห้วยเฮาะ น้ำเทิน 2 และน้ำงึม2) 2) จีน ปัจจุบันรัฐบาลไทยกับรัฐบาลจีนได้มีการลงนาม MOU 3,000 MW 3) พม่า ปัจจุบันรัฐบาลไทยกับรัฐบาลพม่าได้มีการลงนาม MOU 1,500 MW

การผลิตพลังงานไฟฟ้าในแต่ละวัน เมกะวัตต์ 16000 15000 14000 13000 PEAK LOAD PLANT 12000 11000 10000 INTERMEDATE LOAD PLANT 9000 8000 7000 6000 5000 BASE LOAD PLANT 4000 3000 2000 1000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 เวลา (นาฬิกา)

พลังงานสูญเสียในการผลิต โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส พลังงานในไอเสีย 58 หน่วย พลังงานในเชื้อเพลิง 100 หน่วย พลังงานไฟฟ้าที่ได้ 36 หน่วย ~ พลังงานสูญเสียในการผลิต 6 หน่วย รูปนี้แสดงให้เห็นถึงการผลิตไฟฟ้าจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าชนิดกังหันแก๊ส ซึ่งจะใช้สำหรับสนองความต้องการไฟฟ้าในระบบในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุดหรือช่วง Peak Period ส่วนใหญ่เชื้อเพลิงที่ใช้จะเป็นน้ำมันดีเซล โรงไฟฟ้ากังหันแก๊สมีประสิทธิภาพประมาณ 36 % เนื่องจากมีการสูญเสียพลังงานไปในรูปของ แก๊สร้อนประมาณ 58 % และสูญเสียในขั้นตอนการผลิตอีก ประมาณ 6 % ถึงแม้โรงไฟฟ้ากังหันแก๊สจะมีค่าใช้จ่ายทางด้านเชื้อเพลิงสูง แต่ก็มีความจำเป็นสำหรับการจ่ายโหลดในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด เนื่องจากคุณสมบัติที่เหมาะสมและแตกต่างจากโรงไฟฟ้าชนิดอื่นๆ คือสามารถที่จะเพิ่มหรือลดกำลังผลิตได้ตามความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มหรือลดได้อย่างรวดเร็วและสามารถยังหยุดและเดินเครื่องใหม่ได้ในเวลาสั้น โรงไฟฟ้าชนิดนี้จะคุ้มทุนต่อเมื่อเดินเครื่องด้วย Plant factor ต่ำๆ ซึ่งเหมาะกับการใช้งานในช่วง Peak Period นั่นเอง อากาศ ประสิทธิภาพประมาณ 36%

 โรงไฟฟ้าพลังความร้อน ประสิทธิภาพประมาณ 34% พลังงานสูญเสียในห้องต้มไอน้ำ 12 หน่วย พลังงานในไอน้ำ 88 หน่วย BFW (Boiler Feed Water) เครื่องจักรไอน้ำ  พลังงานไฟฟ้าที่ได้ 34 หน่วย พลังงานในเชื้อเพลิง 100 หน่วย พลังงานสูญเสีย ใน Condensor 12 หน่วย อากาศ รูปนี้ แสดงการผลิตไฟฟ้าโดยใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อน ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าที่เหมาะสำหรับการใช้งานอย่างต่อเนื่องหรือเดินเครื่องเป็น Base Load เนื่องจากโรงไฟฟ้าจะมีประสิทธิภาพสูงสุดถ้าเดินเครื่องเต็มกำลังผลิตติดตั้ง ประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าจะลดลงอย่างมากถ้าเดินเครื่องที่กำลังผลิตต่ำ และด้วยข้อจำกัดทางเทคนิคที่ไม่สามารถจะหยุดเครื่องแล้วเดินเครื่องใหม่ได้ง่าย ประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าชนิดนี้อยู่ที่ประมาณ 34 % เนื่องจากมีการสูญเสียพลังงานใน Boiler ประมาณ 12 % สูญเสียในการเปลี่ยนสภาพไอน้ำกลับเป็นน้ำอีก 48 % และสูญเสียในขั้นตอนการผลิตอีกประมาณ 6 % เชื้อเพลิงที่เหมาะสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนได้แก่ น้ำมันเตา ถ่านหิน แก๊สธรรมชาติ หินน้ำมัน เป็นต้น โรงไฟฟ้าประเภทนี้ในระบบของ กฟผ มีอยู่ที่ โรงไฟฟ้าพระนครใต้ โรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าแม่เมาะเป็นต้น พลังงานสูญเสียในการผลิต 6 หน่วย ประสิทธิภาพประมาณ 34%

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม พลังงานสูญเสียในการผลิต ใน HRSG 12 หน่วย พลังงานในเชื้อเพลิง 100 หน่วย กังหันแก๊ส HRSG (Heat Recovery Steam Generator) พลังงานไฟฟ้าที่ได้ จากกังหันแก๊ส 36 หน่วย ~ พลังงานไฟฟ้าที่ได้ จากเครื่องจักรไอน้ำ 17 หน่วย  เครื่องจักรไอน้ำ พลังงานสูญเสีย ใน Condensor 23 หน่วย โรงไฟฟ้าชนิดต่อไปที่จะกล่าวถึงในที่นี้ คือโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมซึ่งมีแผนผังการทำงานดังแสดงในรูป โรงไฟฟ้าจะประกอบด้วยโรงไฟฟ้ากังหันแก๊สและโรงไฟฟ้าพลังความร้อน โดยจะมีการผลิตไฟฟ้าโดยเครื่องกันหันแก๊สก่อน หลังจากนั้นจะนำแก๊สร้อนซึ่งจะปล่อยทิ้งกลับมาผ่าน Heat Recovery Steam Generator หรือ HRSG เพื่อนำความร้อนมาต้มน้ำและใช้ผลิตไฟฟ้าได้อีก ในระบบของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ความสูญเสียพลังงานจากการนำแก๊สร้อนมาใช้จะลดลงเหลือประมาณ 12 % จาก 58 % ในระบบของเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันแก๊ส ทำให้เพิ่มประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าได้เป็น ประมาณ 53 % ซึ่งสูงกว่าโรงไฟฟ้าชนิดอื่นๆ เชื้อเพลิงที่เหมาะสมจะเป็น แก๊สธรรมชาติ เนื่องจากโรงไฟฟ้าชนิดนี้มีประสิทธิภาพสูง โรงไฟฟ้าใหม่ที่นำเข้าใช้งานในระบบจึงเป็นโรงไฟฟ้าประเภทนี้เป็นส่วนใหญ่ ในประเทศไทยมีการนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมมาใช้งานที่โรงไฟฟ้าบางปะกงเป็นแห่งแรกเมื่อ 29 ตุลาคม 2523 เมื่อมีการค้นพบแก๊สธรรมชาติในอ่าวไทย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม เหมาะสำหรับจ่ายโหลดได้ทั้ง Base Load และ Intermediate Load พลังงานสูญเสียในการผลิต 12 หน่วย ประสิทธิภาพรวมประมาณ 53%

การเลือกประเภทและขนาดของโรงไฟฟ้า ระยะเวลาที่ใช้ก่อสร้าง เทคโนโลยี่การผลิตไฟฟ้า ชนิดเชื้อเพลิง ระยะเวลาที่ใช้ก่อสร้าง ความคุ้มค่าทางด้านเศรษฐศาสตร์

โรงไฟฟ้าฐาน (พลังความร้อน) โรงไฟฟ้าแม่เมาะ (4 x 150 ) + (6 x 300) MW โรงไฟฟ้าบางปะกง (2 x 550 ) + (2 x 600 ) MW โรงไฟฟ้าพระนครใต้ (2 x 200 ) + (3 x 310 ) MW

โรงไฟฟ้าปานกลาง(พลังความร้อนร่วม) โรงไฟฟ้าบางปะกง (2 x 238.3) + (2 x 307) + (1 x 700) MW โรงไฟฟ้าวังน้อย (2 x 651 ) + (1 x 729) MW โรงไฟฟ้าพระนครใต้ (1 x 335 ) + (1 x 623 ) + ( 1 X 700 ) MW

โรงไฟฟ้า PEAKING (กังหันแก๊ส) โรงไฟฟ้ากังหันแก๊สสุราษฎร์ธานี (2x122 MW)

โรงไฟฟ้าพลังน้ำ เขื่อนภูมิพล เขื่อนสิริกิติ์ เขื่อนลำตะคอง (6 x 76.3) + (1 x 115) + (1 x 171) MW เขื่อนสิริกิติ์ (4 x 125 ) MW เขื่อนลำตะคอง (2 x 250) MW เขื่อนปากมูล (4 x 34 ) MW

โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน พลังลม : แหลมพรหมเทพ 0.2 MW พลังแสงอาทิตย์ : ผาบ่อง 0.5 MW พลังความร้อนใต้พิภพ : ฝาง 0.3 MW

ซื้อไฟฟ้าจากเอกชน เอกชนรายใหญ่ เอกชนรายเล็ก บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด โรงไฟฟ้าร้อยเอ็ดกรีน จำกัด บริษัทผลิตไฟฟ้าระยอง จำกัด โรงไฟฟ้า ทีแอลพี โคเจน จำกัด บริษัทผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด

ซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน สปป.ลาว มาเลเซีย Theun Hinboon (214 MW) HVDC : EGAT - TNB 300 MW Houay Ho (126 MW)

ข้อพิจารณาในการจัดทำแผนในปัจจุบัน ระดับความมั่นคง (Reliability) ของระบบผลิตไฟฟ้า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ไม่น้อยกว่าร้อยละ 15 การรับซื้อไฟฟ้า รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่ม 1,700 เมกะวัตต์ในช่วงปี 2555 – 2563 จากที่รับซื้อไว้เดิม 2,300 เมกะวัตต์ ให้ครบ 4,000 เมกะวัตต์ ตามนโนบายรัฐ รับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ในช่วงปี 2554 – 2564 ประมาณร้อยละ 20 ของความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในแต่ละปี กำลังผลิตสำรองกำหนดให้ทั้งระบบมีกำลังผลิตสำรอง 15 % กำลังผลิตที่ใช้คำนวณคือกำลังผลิตติดตั้ง ซึ่งจะเป็นกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าทั้งหมดรวมกันโดยรวมทั้งโรงไฟฟ้าที่หยุดระหว่างการบำรุงรักษา และหยุดซ่อม LOLP กำหนดไว้ที่ 1 วันต่อปี

Reserve Margin กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (%) = (กำลังผลิตพึ่งได้ – ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด) x 100 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กำลังผลิตสำรองกำหนดให้ทั้งระบบมีกำลังผลิตสำรอง 15 % กำลังผลิตที่ใช้คำนวณคือกำลังผลิตติดตั้ง ซึ่งจะเป็นกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าทั้งหมดรวมกันโดยรวมทั้งโรงไฟฟ้าที่หยุดระหว่างการบำรุงรักษา และหยุดซ่อม LOLP กำหนดไว้ที่ 1 วันต่อปี

Energy Not Served and LOLP กำลังผลิตติดตั้ง EQUIVALENT LDC EQUIVALENT LOAD (MW) ORIGINAL LDC Loss of Load Probability หรือ LOLP มีการคำนวณที่ยุ่งยากซับซ้อน โดยต้องคำนึงถึง โอกาส หรือ Probability ที่โรงไฟฟ้าต่างๆ ในระบบอาจจะขัดข้องไม่สามารถเดินเครื่องได้มาพิจารณา กล่าวโดยย่อ โปรดดูรูปประกอบด้วย ในสภาวะปกติ กำลังผลิตของระบบจะมากกว่า ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้า ซึ่งในกรณีปกตินี้ กำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบจะสามารถสนองความต้องการใช้ไฟฟ้าได้โดยไม่มีปัญหา แต่ในทางปฏิบัติโรงไฟฟ้ามีโอกาสที่จะเสียหรือขัดข้องได้ทุกเมื่อไม่ต่างไปจากเครื่องจักรอื่นๆ เช่นรถยนต์ เป็นต้น ทำให้โรงไฟฟ้าไม่สามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้ทำให้กำลังผลิตรวมของระบบลดลง ในการคำนวณ LOLP จะคิดเสมือนว่ากำลังผลิตยังอยู่เท่าเดิม แต่ความต้องการไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลกระทบเมื่อระบบไฟฟ้ามีโรงไฟฟ้าขัดข้อง หรือ Equivalent Load เพิ่มขึ้น ทำให้เสมือนว่า ระบบจะไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าให้พอดีกับความต้องการไฟฟ้าส่วนหนึ่งดังแสดงในรูป ช่วงเวลาที่ระบบไฟฟ้าอาจจะมีกำลังผลิตรวมน้อยกว่าความต้องการไฟฟ้า เมื่อคิดเป็น เปอร์เซ็นต์ หรือจำนวนวันในหนึ่งปี จะเรียกว่า LOLP และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายได้ จะเรียกว่า Energy not Served ซึ่งจะนำไปคิดเป็นส่วนหนึ่งของค่าใช้จ่าย เมื่อทำการศึกษาแผนพัฒนากำลังผลิตที่มีค่าใช้จ่ายต่ำสุดหรือ Least Cost ด้วย LOLP (%) 100 ระยะเวลา (%)

ค่าใช้จ่ายที่พิจารณาในแผนฯ เงินลงทุนลบด้วยมูลค่าซาก (Salvage Value) ค่าเชื้อเพลิง ค่าใช้จ่ายในการปฏิบัติการและบำรุงรักษา ค่าความเสียหายที่เกิดขึ้นเมื่อไฟดับ การจัดทำแผน PDP จะใช้หลักเกณฑ์ เลือกแผนที่มีค่าใช้จ่ายรวมต่ำสุด ค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นในปีต่างๆ จะถูกเปลี่ยนเป็น Present values ที่ปีฐาน ในทางปฏิบัติจะต้องมีการนำนโยบายของประเทศมาพิจารณาร่วมด้วย ซึ่งอาจจะทำให้มีการปรับแผนที่มีค่าเงินลงทุนต่ำสุดไปบ้างเนื่องกิจการไฟฟ้า เป็นกิจการสาธารณูปโภคต้องคำนึงถึงผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าด้วย ประเด็นนำเสนอ ตาม Slide

ค่าใช้จ่ายและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายรวม ค่าใช้จ่าย Outage Cost + Social Cost ค่าก่อสร้าง + ค่าเชื้อเพลิง + O&M กำลังผลิตสำรอง

Future Demand & Supply ความต้องการไฟฟ้าเพิ่มปีละ 5-6% คาดว่า Demand ประมาณ 35,500 MW ในปี 2558 (2015) เพิ่มจาก ปัจจุบัน 14,000 MW ต้องมีโรงไฟฟ้าขนาด 700 MW เข้าระบบปีละ 2-3 เครื่อง ความต้องการเงินลงทุนในกิจการผลิตและส่งไฟฟ้า ระบบผลิต 35,000 – 50,000 ล้านบาท/ปี ระบบส่ง 15,000 – 20,000 ล้านบาท/ปี รวม 50,000 – 70,000 ล้านบาท/ปี

วิเคราะห์ปัญหาของอุตสาหกรรมไฟฟ้า ลงทุนโรงไฟฟ้า 35,000 ล้านบาท/ปี ความต้องการฟ้าเพิ่ม ลงทุนสายส่ง 15,000 ล้านบาท/ปี ลงทุนสายจำหน่าย 20,000 ล้านบาท/ปี

แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า 2550-2554

กำลังผลิตและความต้องการไฟฟ้าช่วง พ.ศ. 2550-2554 40,000 SPP 20.3 MW RPS 33 MW RPS 42.0 MW SPP 68.0 MW RPS 65.7 MW จะนะ CC 746.8 MW 35,000 บ.กัลฟ์เพาเวอร์ #1 734 MW บ.กัลฟ์เพาเวอร์ #2 734 MW พระนครใต้ CC #3 767.6 MW บางปะกง CC # 5 763.3 MW พระนครเหนือ CC # 1 723.4 MW บ. BLCP เพาเวอร์ #2 673.25 MW ราชบุรีเพาเวอร์ #1-2 2x700 MW ซื้อจาก สปป.ลาว (NT2)920MW ซื้อจาก สปป.ลาว (NNG2) 596.6 MW 30,000 กำลังผลิต (เมกะวัตต์) ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด + 15% กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง 25,000 ความต้องการพลังไฟฟ้า 20,000 กำลังผลิตติดตั้ง กำลังผลิตพึ่งได้ 15,000 2550 2551 2552 2553 2554 ปี

แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. (ปี 2550-2554) ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าของ กฟผ. - ใช้ก๊าซธรรมชาติ 3,001 เมกะวัตต์ - พลังงานทดแทน (RPS) 140.7 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าของเอกชน - ใช้ก๊าซธรรมชาติ 2,868 เมกะวัตต์ - ใช้ถ่านหิน 673.3 เมกะวัตต์ - พลังงานทดแทน 88.3 เมกะวัตต์ ซื้อจากประเทศเพื่อนบ้าน - พลังน้ำ 1,517 เมกะวัตต์

พลังงานทดแทน (RPS) โครงการ RPS 140.7 เมกะวัตต์ ของ กฟผ. ประกอบด้วย กฟผ. ดำเนินการเอง จำนวน 81.7 เมกะวัตต์ - พลังน้ำขนาดเล็ก 78.70 เมกะวัตต์ - พลังงานแสงอาทิตย์ 1.00 เมกะวัตต์ - พลังงานลม 2.00 เมกะวัตต์ กฟผ. ดำเนินการรับซื้อจากเอกชน จำนวน 59.0 เมกะวัตต์ - พลังงานแสงอาทิตย์ 1.00 เมกะวัตต์ - พลังงานลม 2.00 เมกะวัตต์ - รฟ.ชีวมวล 36.00 เมกะวัตต์ - รฟ.ขยะ 20.00 เมกะวัตต์

สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงช่วง พ.ศ. 2550-2554 ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน ลิกไนต์ ซื้อต่างประเทศ พลังน้ำ น้ำมันเตา+ดีเซล ล้านหน่วย ปี พลังงานทดแทน 67% 78% 72% 71% 12% 11% 10% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1%

การป้องกันมลภาวะทางอากาศ การป้องกันมลภาวะทางอากาศ มาตรการลดปริมาณก๊าซ SOX มาตรการลดปริมาณก๊าซ NOX มาตรการลดปริมาณขี้เถ้า ใช้เชื้อเพลิงคุณภาพสูง ก๊าซธรรมชาติหรือ LNG น้ำมันเตากำมะถันต่ำ น้ำมันดีเซล ใช้เชื้อเพลิงคุณภาพสูง ก๊าซธรรมชาติหรือ LNG น้ำมันดีเซล ใช้เชื้อเพลิงคุณภาพสูง ก๊าซธรรมชาติหรือ LNG น้ำมันดีเซล ขั้นตอนการจัดหาเชื้อเพลิง ติดตั้งอุปกรณ์ลดปริมาณก๊าซ SOX ปรับปรุงกระบวนการเผาไหม้ เตาสันดาป NOX ต่ำ ติดตั้งอุปกรณ์ดักจับขี้เถ้า ขั้นตอน การผลิตไฟฟ้า กระบวนการกำจัดก๊าซ NOX ในเตาสันดาป ติดตั้งอุปกรณ์กำจัดก๊าซ NOX ขั้นตอนการใช้อุปกรณ์ การจัดการเพื่อให้ได้การเผาไหม้ที่สมบูรณ์ การเฝ้าดูปริมาณก๊าซ SOx, Nox และ ขี้เถ้า

ข้อจำกัดในการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ทรัพยากรพลังงานในประเทศมีจำกัด เนื่องจากเป็นการยากในการพัฒนาระบบผลิตไฟฟ้าโดยพึ่งพาเพียงทรัพยากรภายในประเทศเท่านั้น จึงจำเป็นต้องมีการรับซื้อพลังงานไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านโดยเฉพาะโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำ ซึ่งเป็นทางเลือกที่น่าสนใจ นอกจากนั้นยังเป็นการใช้ทรัพยากรในภูมิภาคให้เกิดประโยชน์สูงสุดด้วย การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า การอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมเป็นปัจจัยหนึ่งที่มีผลต่อการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าใหม่ โดยเฉพาะโครงการขนาดใหญ่และมีระดับแรงดันไฟฟ้าสูง

ข้อจำกัดในการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ถ่านหิน : ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ซึ่งสามารถลดลงได้ โดย clean coal technology และให้ความรู้ ข้อเท็จจริงแก่ประชาชน นิวเคลียร์ : การลงทุนสูง / การยอมรับของมวลชน พลังงานทดแทน : ต้นทุนการผลิตต่อหน่วยสูง / มีปริมาณจำกัด / เทคโนโลยียังไม่สามารถใช้ในเชิงพาณิชย์ได้ พลังน้ำ : ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ก๊าซธรรมชาติ : ทรัพยากรมีจำกัด / ราคาผูกกับราคาน้ำมันซึ่งมี ความผันผวน การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ค่าไฟฟ้า ความเสี่ยงด้านการเมือง

แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ขั้นตอนการขออนุมัติ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า

ขั้นตอนการขออนุมัติแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า คณะรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน กระทรวงพลังงาน คณะกรรมการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP)

ขั้นตอนการขออนุมัติโครงการ ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า การศึกษา ความเป็นไปได้ของโครงการ คณะกรรมการ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย กระทรวงพลังงาน คณะรัฐมนตรี สำนักงานนโยบายและแผน ทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานคณะกรรมการ พัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ

จบการบรรยาย ขอขอบคุณ