ดาวน์โหลดงานนำเสนอ
งานนำเสนอกำลังจะดาวน์โหลด โปรดรอ
1
ปัญหาและข้อเสนอในการปรับปรุงธรรมาภิบาลของแผน PDP
ชื่นชม สง่าราศรี กรีเซน การเสวนา “การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและการวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า 2010” จัดโดย คณะกรรมาธิการศึกษา ตรวจสอบเรื่องการทุจริต และเสริมสร้างธรรมาภิบาล วุฒิสภา ร่วมกับ คณะอนุกรรมาธิการทบทวนแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สอดคล้องกับสภาวะเศรษฐกิจและสังคม และคณะเศรษฐศาสตร์ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ วันที่ 5 มีนาคม 2553 คณะเศรษฐศาสตร์ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์
2
ROIC และประสิทธิภาพการลงทุน
การใช้ ผลตอบแทนจากเงินลงทุน (Return on Invested Capital) เป็นเกณฑ์หลักในการกำหนดค่าไฟฟ้า จะต้องมีการกำกับดูแลแผนการลงทุนที่เข้มงวด มิฉะนั้นจะนำมาซึ่งการลงทุนเกินความเป็นจริง เพราะยิ่งลงทุนมาก ยิ่งกำไรมาก คณะกรรมการกำกับดูแลขาดข้อมูล ความรู้ และบุคลากรที่เพียงพอในการตรวจสอบถ่วงดุล และยังขาดอำนาจพิจารณาอนุมัติ (อำนาจ กพช.) ROIC = กำไรสุทธิหลังหักภาษี เงินลงทุน กฟผ % กฟน. กฟภ. 4.8% ผล : การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ามักสูงเกินจริง การวางแผนเน้นทางเลือกที่ใช้การลงทุนสูง
3
วงจรที่เกื้อหนุนต่อการขยายการลงทุนภายใต้ระบบที่ผูกขาด
การวางแผนและลงทุนขยาย ระบบไฟฟ้า/ก๊าซที่อิงตัวเลข พยากรณ์และเน้นรูปแบบ การลงทุนที่ใช้ งบประมาณสูง การพยากรณ์ไฟฟ้า (ที่มักเกินความจริง) 1 2 ผลประโยชน์ ของการไฟฟ้า /ปตท. 3 อัตราค่าไฟฟ้าที่สามารถผลักภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้า
4
“ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ” (Ft)
กฟผ.: “เป็นค่าไฟฟ้าที่ปรับเปลี่ยนเพิ่มขึ้นหรือลดลง ตามการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้า ที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของการไฟฟ้า” แปล: เป็นเครื่องมือในการส่งผ่านต้นทุนต่างๆให้แก้ผู้บริโภคโดยอัตโนมัติ ค่าเชื้อเพลิง เช่น ก๊าซ, ลิกไนต์, ถ่านหินนำเข้า และอื่นๆ (รวมค่าลงทุนท่อก๊าซ กำไร ปตท. ส่งผ่านความเสี่ยงราคา 100%) ค่าซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและต่างประเทศ (รวมค่าประกันกำไร การชดเชยเงินเฟ้อ ชดเชยอัตราแลกเปลี่ยน) การส่งผ่านค่าใช้จ่ายตามที่นโยบายของรัฐกำหนด (เช่น เงินเข้ากองทุนพัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้า ค่า “Adder” ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เป็นต้น) การชดเชยกรณีหน่วยขายต่ำกว่าประมาณการ (หรือลงทุนเกิน)
5
แผน PDP ป่วยเรื้อรังเป็นโรค “ลงทุนเกินจำเป็น”
6
เปรียบเทียบค่าการพยากรณ์ชุดต่างๆกับค่าจริง (MW)
อาการป่วย#1: การพยากรณ์การใช้ไฟฟ้ามักสูงเกินจริง เปรียบเทียบค่าการพยากรณ์ชุดต่างๆกับค่าจริง (MW) หากวิธีการพยากรณ์ไม่มีอคติ โอกาสที่จะผิดพลาดในทางที่สูงเกินจริง 12 ครั้งติดกันมีเพียงแค่ 1 ใน 4096
7
เปรียบเทียบเส้นแนวโน้มของสถิติความต้องการไฟฟ้าที่ผ่านมา
Exponential เชิงเส้นตรง การเพิ่มของความต้องการมีลักษณะเป็นเส้นตรง แต่เหตุใดค่าพยากรณ์ตามแผน PDP จึงมักใช้แบบ Exponential และสูงเกินจริงเสมอ
8
กรณีศึกษา: USA Source: Lovins, Natural Capitalism,
9
อาการป่วย#2: ไม่ปลื้ม DSM (มาตรการการประหยัดพลังงาน)
DSM ในแผน PDP2010 “นายแพทย์วรรณรัตน์ ชาญนุกูล รมว.พน. กล่าวว่า โครงการส่งเสริมการใช้หลอดผอมใหม่ T5 [ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโครงการโดยกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน] จะสามารถส่งผลให้เกิดการลดพลังงานไฟฟ้าได้ประมาณ 8,708 ล้านหน่วยต่อปี หรือลดค่าใช้จ่ายได้ 26,124 ล้านบาทต่อปี” ลดได้เฉลี่ย 1,170 ล้านหน่วยต่อปี ที่มา: สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน 29/09/ ที่มา: สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน 17 กุมภาพันธ์
10
DSM สามารถทำโครงการใหม่เพิ่มมากขึ้นทุกปี
มลรัฐแปซิฟิคตะวันตกเฉียงเหนือ USA แผน PDP ของไทย มาตรการ DSM ต่างๆ ส่งผลให้ลด การใช้ไฟได้กว่า 30,000 GWH/ปี 20 ปีประหยัดได้ 0.3% ที่มา: สไลด์แผ่นที่19, สมมติฐานและภาพรวมร่างแผน PDP 2010, 17 กุมภาพันธ์ 2553. ที่มา: Tom Eckman, Northwest Power and Conservation Council, 2009.
11
ประหยัดได้ 12% ใน 10 ปี และ 29% ใน 20 ปี
12
อาการป่วย#3: กำลังผลิตสำรองสูงเกินจำเป็น
เกณฑ์ในการกำหนดความมั่นคงระบบไฟฟ้าของไทย LOLP (Loss of load probability) หรือตัวชี้วัดโอกาสไฟฟ้าดับ ไม่เกินปีละ 24 ชั่วโมง กำลังผลิตสำรองประมาณ 15% (ที่มา: แผน PDP 2007, พ.ค. 2550) อินเดีย (Andra Pradesh): LOLP < 1.14% ไทย: LOLP < 24 ชม./ปี (0.27%) USA (Texas): LOLP < 0.03%
13
ERCOT interconnection area is separate from other networks (except for few limited DC ties)
Source: FERC.
14
Source: Gulf Coast Power Association, Sep 2005.
15
Reserve Margin Simulation Results
Average Loss of Load Events in 10 Years Average MWhs of ENS in 10 Years Average Hours of ENS in 10 Years Loss of Load Probability (%) 10.00% 5.1 9,020 9 0.011% 12.00% 1.4 2,570 2.6 0.003% 14.00% 0.5 515 0.9 0.001% 16.00% 0.000% 18.00% 20.00% Source: ERCOT, * ENS = Energy not served Data from ERCOT (Texas, USA)
16
Reserve margin in 2007-2009 E x c e s s c a p a c i t y 2007 2008 2009
หมายเหตุ คำนวณจากกำลังผลิตติดตั้งและความต้องการไฟฟ้าสูงสุดรายเดือน 16
17
ที่มา: สมมติฐานและภาพรวมร่างแผน PDP 2010, 17 กุมภาพันธ์ 2553.
18
อาการป่วย#4: ชอบของแพง
DSM/EE ถูกที่สุดแต่แผน PDP ไทยไม่เลือก กลับเลือกของแพงแต่พยายามให้ดูเหมือนว่าถูก เปรียบเทียบต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าจากแหล่งต่างๆ ใน Pacific Northwest, USA. Resource potential for generic coal, gas & wind resources shown for typical unit size. Additional potential is available at comparable costs. Source: Northwest Power and Conservation Council 18
19
ราคาต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าและค่าเชื้อเพลิง
ในการจัดทำ PDP 2010 โรงไฟฟ้า กำลังผลิต เงินลงทุน (ปี 2552) Heat Rate อายุ การใช้งาน ราคาเชื้อเพลิง (ปี 2563) ต้นทุน (บาท/kWh) (เมกกะวัตต์) ($/kW) (Btu/kWh) (ปี) ($/MMbtu) AP EP รวม โรงไฟฟ้าถ่านหิน 800 1,550 9,125 30 4.01 1.27 1.37 2.64 โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 1000 3,087 10,953 60 0.50 2.60 0.19 2.79 โรงไฟฟ้าถ่านหิน (CCS) 2,632 1.99 3.36 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (Gas Existing) 727 6,800 25 11.12 0.65 3.04 3.69 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (Marginal Gas) 14.26 4.34 โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส 290 437 10,410 20 30.66 2.05 11.69 13.74 หมายเหตุ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ราคารวม - Power Plant Equipment - Site Preparation & Civil Work - Raw Water System - Land & Land Right - ระบบเก็บรักษาและกำจัดกากเชื้อเพลิง - อื่นๆ CPI ปีละ 3.5%, MUV ปีละ 0.5% อัตราเพิ่ม O&M ปีละ 3.5% โรงไฟฟ้าถ่านหิน - ใช้เทคโนโลยี Supercritical หรือ Ultra Supercritical - ใช้ถ่านหินนำเข้าประเภท Bituminous - ติดตั้งระบบ FGD 19
20
ประมาณการต้นทุน (บาท/หน่วย)
ทางเลือกใน การจัดหา ประมาณการต้นทุน (บาท/หน่วย) ผลิต ส่ง1 จำหน่าย2 CO2 3 ผลกระทบ สวล.อื่น ๆ 4 ผล กระทบสังคม รวม DSM 0.50 – 1.505 - โคเจนเนอเรชั่น 2.60 6 0.44 0.08 0.71 3.83 VSPP (พลังงานหมุนเวียน) ค่าไฟฟ้า ขายส่ง (~ 2.62) + Adder (0.3 – 8) 0 – 0.63 0 – ต่ำ 2.92 – 10.62 ก๊าซ CC 2.25 7 0.37 0.09 0.79 ต่ำ – ปานกลาง 3.93 ถ่านหิน 2.11 7 0.15 2.76 สูง 5.82 นิวเคลียร์ 2.087–7.308 (Avg. 4.69) สูง - สูงมาก 4.04 – 9.26 หมายเหตุ ใช้สมมติฐานว่าต้นทุนร้อยละ 12.4 ของค่าไฟฟ้ามาจากธุรกิจสายส่ง 2. ใช้สมมติฐานว่าต้นทุนร้อยละ 14.5 ของค่าไฟฟ้ามาจากธุรกิจจำหน่าย 3. ค่า CO2 ที่ 10 ยูโร/ตัน 4. ค่า Externality ตามการศึกษา Extern E ของสหภาพยุโรป และนำมาปรับลดตามค่า GDP ต่อหัวของไทย 5. The World Bank, Impact of Energy Conservation, DSM and Renewable Energy Generation on EGAT’s PDP, 6. ตามระเบียบ SPP 7. ที่มา : กฟผ. แผน PDP 2007. 8. California Public Utilities Commission (CPUC), 2050 Multi-Sector CO2 Emissions Abatement Analysis Calculator, 2009 9. Cost of liability protection, Journal “Regulation” 2002 – 2003.
21
ราคาจริงในช่วง 10 ปีที่ผ่านมา (US$/MMBTU)
ที่มา:
22
แผน PDP2010 อาจนำมาสู่การลงทุนเกินจำเป็นกว่า 20,000 MW หากไม่ปรับวิธีการวางแผน
ความต้องการสูงสุด + สำรอง 15% (ใช้เส้นแนวโน้มเป็นเส้นตรง)
23
การลงทุนเกินจะก่อให้เกิดภาระ/ค่าโง่ นับหมื่น-แสนล้านต่อปี
ล้านบาท บาท/kWh ค่าไฟฟ้าส่วนเกิน ภาระจากการลงทุนเกินจำเป็น รวมกว่า 2.7 ล้านล้าน
24
ข้อเสนอในการปรับปรุงกระบวนการวางแผน PDP
แก้หัวใจของปัญหาด้วยการยกเลิกระบบประกันผลกำไรให้การไฟฟ้า ใช้ระบบการกำกับดูแลแบบ Performance-based regulation แทน สร้างระบบรับผิดในการวางแผนและพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าด้วยการนำระบบ Contracted Demand มาใช้กับผู้ต้องการใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ (เช่น มากกว่า 10 MW) ที่ก่อภาระในการจัดหาไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ยกเลิกการชดเชยหน่วยขายไฟฟ้าในสูตร Ft เพื่อตัดวงจรการขยายระบบอย่างไร้ประสิทธิภาพ ให้พิจารณา DSM เป็นทางเลือกหนื่งในการลงทุนจัดหาไฟฟ้า ต้องมีการตรวจสอบแผน PDP ให้มีความสอดคล้องกับนโนบายของรัฐ เปรียบเทียบแผนมากกว่า 1 แผนเพื่อเลือกเอาแผนที่ตอบสนองนโยบายรัฐและบรรลุวัตถุประสงค์การวางแผนมากที่สุด การวางแผนแบบ IRP (Integrated Resource Planning)
งานนำเสนอที่คล้ายกัน
