ชื่นชม สง่าราศรี กรีเซน ดร. คริส...
DESCRIPTION
ข้อเสนอกรอบชี้วัดเพื่อรังสรรค์ธรรมาภิบาล การวางแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้า และร่างแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ( PDP2012). ชื่นชม สง่าราศรี กรีเซน ดร. คริส กรีเซน สัมมนาสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย เรื่อง “อนาคตการผลิตไฟฟ้ากับแนวทางการพัฒนาที่ยั่งยืน” 14 กุมภาพันธ์ 2555 - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
ขอ้เสนอกรอบชีว้ดัเพื่อรงัสรรค์ธรรมาภิบาลการวางแผนพฒันากําลังผลิตไฟฟา้
และรา่งแผนพฒันากําลังผลิตไฟฟา้ของประเทศไทย (PDP2012)
ชื่นชม สง่าราศร ีกรเีซนดร. ครสิ กรเีซน
สมัมนาสถาบนัวจิยัพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวทิยาลัยเรื่อง อนาคตการผลิตไฟฟา้กับแนวทางการพฒันาท่ียัง่ยนื “ ”
14 กมุภาพนัธ ์2555ณ หอ้งประชุมสารนิเทศ จุฬาลงกรณ์มหาวทิยาลัย
แผน PDP 2010
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
nuclear
EE/DSM
Others
Oil/gas
RE DEDE
Cogen
Hydro imports
Hydro
Gas
Coal
โรงไฟฟา้ใหม ่ประกอบด้วย:นําเขา้ 11,669 MW โรงไฟฟา้ถ่านหนิ 8,400 MWโรงไฟฟา้ก๊าซ 16,670 MWโรงไฟฟา้นิวเคีลยร ์ 5,000 MW
นิวเคลียร์ประสทิธภิาพพลังงานอื่นๆ น้ำ"ามนั/ ก๊าซพลังงานหมุนเวยีนโคเจนซื"อไฟฟา้พลังงานน้ำ"าพลังงานน้ำ"าก๊าซธรรมชาติถ่านหิน
MW = เมกะวตัต์
นิยาม ความมัน่คงด้านพลังงาน ‘ ’A. ยิง่มาก ยิง่ดีB. มทีรพัยากรพลังงานเพยีงพอ C. มทีรพัยากรพลังงานเพยีงพอ และราคาเหมาะสม D. มทีรพัยากรพลังงานเพยีงพอ และราคาเหมาะสม
และใชอ้ยา่งมปีระสทิธภิาพ E. มทีรพัยากรพลังงานเพยีงพอ และราคาเหมาะสม
ใชอ้ยา่งมปีระสทิธภิาพ และคํานึงสิง่แวดล้อม
มติิ คําอธบิาย ตัวชีว้ดั (ตัวอยา่ง) สดัสว่นของบทความ
ปรมิาณ • การกระจายแหล่งพลังงานและเชื้อเพลิง• การลดการพึ่งพงิแหล่งพลังงานนําเขา้
• การพึ่งพงิการนําเขา้พลังงานรูปแบบต่างๆ • การกระจายแหล่งเชื้อเพลิง
82%
ราคา • การใหบ้รกิารในราคาท่ีสามารถจา่ยได้ • การลดความผันผวนของราคา
• ค่าไฟฟา้ต่อเดือน 51%
ประสทิธภิาพ ประสทิธภิาพด้านพลังงานของการใชก้ารแปรรูป และประโยชน์ทางด้านเศรษฐกิจ
• ความสมัพนัธข์องพลังงานต่อจดีีพี• การใชไ้ฟฟา้ต่อหวั
34%
สิง่แวดล้อม การรกัษาสิง่แวดล้อมและทรพัยากรสาํหรบัชนรุน่หลัง
• การปล่อยก๊าซเรอืนกระจก• การปล่อยก๊าซซลัเฟอรไ์ดออกไซต์
26%
จากการศึกษาบทความวชิาการ 91 ชิน้ พบวา่ ความมัน่คงด้านพลังงาน ม ี4 มติิ
ท่ีมา: แปลและเรยีบเรยีงมาจาก Brown, Marilyn A., 2011
พรบ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ.2550
แนวนโยบายพื้นฐานของรฐัตามมาตรา 8 พรบ.การประกอบกิจการพลังงานพ.ศ.2550
4 มติิความมัง่คงด้านพลังงาน
พรบ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ.2550
ตัวชีว้ดั
ปรมิาณ - ความเพียงพอด้านพลังงาน- ลดการพึ่งพงิพลังงานนําเขา้- การกระจายแหล่งพลังงาน
- กําลังผลิตสาํรอง ≥15%- % การนําเขา้พลังงาน- ดัชนีการกระจุกตัวของโรงไฟฟา้
ราคา - ต้นทนุการใหบ้รกิารท่ีไมแ่พง - ค่าความเสีย่งต่อราคาผันผวน
- ค่าไฟฟา้รายเดือน- % โครงสรา้งราคาท่ีอ้างอิงราคาน้ํามนั
ประสทิธภิาพ - ใชพ้ลังงานอยา่งมปีระสทิธภิาพและเศรษฐกิจ
- ความเขม้ขน้พลังงานไฟฟา้(GWh/GDP)
สิง่แวดล้อม - ลดผลกระทบด้านสิง่แวดล้อม - การปล่อยก๊าซเรอืนกระจก- มลพษิจากปล่องโรงไฟฟา้
ความมัน่คงด้านพลังงาน และแผน PDP ควรสอดคล้อง (accountable) กับแนวนโยบายรฐั กรอบในการประเมนิ
แผน PDP ฉบบัต่างๆ
ขอ้เสนอรา่งแผนพฒันาก้ำาลังผลิตไฟฟา้ พ.ศ. 2555-2573(แผน PDP 2012):วธิกีารและสมมติฐาน
แผนพดีีพปีรบัปรุง และแผนพดีีพใีหม่
• รา่งแผน PDP ใหมโ่ดยใชค่้าพยากรณ์ความต้องการไฟฟา้ ที่สอดคล้องกับความเป็นจรงิ = ‘แผน PDP 2012’
• แผน PDP ปรบัที่ยงัคงยดึค่าพยากรณ์ชุดเดิม = ‘PDP 2010 improved’
• แผนทัง้สองขา้งต้นปรบัสมมติฐานการจดัหาโดยเน้นพลังงานสะอาดก่อน
Methodology and assumptions
– Revise demand forecast to reflect uncertainties– Adhere to Government Policy of 15% minimum reserve
margin– Prioritize investment in energy efficiency (EE)/ demand-side
management (DSM) as a resource option– Consider life extension (delayed retirement) of power
plants as a resource option• Additional investment might be required but only done in cases
that are economic compared to building a new power plant.– When additional capacity is needed, prioritize (high-
efficiency) cogeneration over (inefficient) centralized generation
– New generation not already under construction may be removed if not needed to maintain 15% reserve margin
Past demand forecasts compared to actual peak demand (MW)
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Actual average increase in electricity demand
Forecast
Avg forecast increase 830 MW/yr in PDP2012
Avg forecast increase1,491 MW/yr in PDP 2010
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Actual Forecast
Avg forecast increase 830 MW/yr in PDP2012
Avg forecast increase1,491 MW/yr in PDP 2010
25 year average:830 MW/yr
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Actual Forecast
Avg forecast increase 830 MW/yr in PDP2012
Avg forecast increase1,491 MW/yr in PDP 2010
15 year average:813 MW/yr
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Actual Forecast
Avg forecast increase 830 MW/yr in PDP2012
Avg forecast increase1,491 MW/yr in PDP 2010
10 year average:772 MW/yr
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Actual Forecast
Avg forecast increase 830 MW/yr in PDP2012
Avg forecast increase1,491 MW/yr in PDP 2010
5 year average:407 MW/yr
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Actual Forecast
Avg forecast increase 830 MW/yr in PDP2012
Avg forecast increase1,491 MW/yr in PDP 2010
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Past actual averages:830 MW/yr (25 yrs)813 MW/yr (15 yrs)772 MW/yr (10 yrs)407 MW/yr ( 5 yrs)
ActualAssumed in
PDP 2010 forecast
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Past actual averages:830 MW/yr (25 yrs)813 MW/yr (15 yrs)772 MW/yr (10 yrs)407 MW/yr ( 5 yrs)
Actual Forecast
Avg forecast increase1,491 MW/yr in PDP 2010
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Past actual averages:830 MW/yr (25 yrs)813 MW/yr (15 yrs)772 MW/yr (10 yrs)407 MW/yr ( 5 yrs)
Actual Forecast
Avg forecast increase1,491 MW/yr in PDP 2010
เศรษฐกิจจะเติบโตตามท่ีรฐับาลตัง้เป้าไวโ้ดยไมม่ีสะดดุ
PDP2007 forecast
Case 2007 2008 2009 2010 20115-yr Avg 2012 2013 2014 2015 20165-yr Avg
Low 4 4.5 4.7 4.5 4.5 4.4 4.8 5 5 5.3 5.3 5.1
Base 4.8 5 5.2 5 5 5.0 5.3 5.5 5.5 5.8 5.8 5.6
High 5 5.5 5.7 5.5 5.5 5.4 5.8 6 6 6.3 6.3 6.1
Actual 5.0 2.5 -2.3 7.8 1.0* 2.8 *Bank of Thailand's estimate, as reported in Matichon newspaper on Feb 4, 2012
• ค่าพยากรณ์การเติบโตของ GDP ล่วงหน้า 15-20 ปีเป็นสมมติฐานหลักในการพยากรณ์ความต้องการไฟฟา้
• เปรยีบเทียบสมมติฐาน GDP ท่ีใชใ้นแผน PDP2007 กับค่าจรงิที่เกิดขึ้น
ในความเป็นจรงิ มคีวามไมแ่น่นอนจากเหตกุารณ์ ท่ีไมค่าดหมาย “ ”
• การพยากรณ์ไฟฟา้หรอืเศรษฐกิจมกัจะไมไ่ด้นําเหตกุารณ์ ท่ีไม่“คาดหมาย มาพจิารณาเพราะยากแก่การคาดหมาย”– ตัวอยา่งเชน่ วกิฤตการเงินในปี 2540 การพุง่สงูของราคานํ้ามนัโลก ความ
รุนแรงทางการเมอืง และอุทกภัยรา้ยแรงในรอบ 50 ปี • ในอนาคต ความไมแ่น่นอนจากภาวะเศรษฐกิจโลก สถานการณ์ด้าน
การเมอืงในประเทศ และสภาพภมูอิากาศท่ีแปรปรวน คาดวา่จะยงัมีอยูต่่อไป
1990 1995 2000 2005 2010
-15.0
-10.0
-5.0
0.0
5.0
10.0
Actual GDP growth (%)
Needed: bottom up forecasts
• Thailand should invest in load forecasts that use a bottom-up approach
• using industry-specific and sector-specific data on:– electricity demand trends– technology transitions trends
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
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
-500
0
500
1000
1500
2000
Past actual averages:830 MW/yr (25 yrs)813 MW/yr (15 yrs)772 MW/yr (10 yrs)407 MW/yr ( 5 yrs)
Actual Forecast
Average forecast increase 830 MW/yr in PDP2012
Avg forecast increase1,491 MW/yr in PDP 2010
Comparison of peak demand forecasts used in PDP 2010 vs. PDP 2012 PDP 2010 PDP 2012
Load factor Peak demand Energy Peak demand EnergyYear Peak Annual increase GWh Peak Annual increase GWh %
MW MW % MW MW % 2011 24,568 1,319 5.67% 160,331 23,900 -110 -0.46% 155,972 74.50%2012 25,913 1,345 5.47% 168,049 24,731 831 3.48% 160,385 74.03%2013 27,188 1,275 4.92% 175,631 25,562 831 3.36% 165,129 73.74%2014 28,341 1,153 4.24% 183,452 26,393 831 3.25% 170,845 73.89%2015 29,463 1,122 3.96% 191,224 27,225 831 3.15% 176,696 74.09%2016 30,754 1,291 4.38% 200,012 28,056 831 3.05% 182,463 74.24%2017 32,225 1,471 4.78% 209,329 28,887 831 2.96% 187,645 74.15%2018 33,688 1,463 4.54% 218,820 29,718 831 2.88% 193,033 74.15%2019 34,988 1,300 3.86% 227,599 30,549 831 2.80% 198,724 74.26%2020 36,336 1,348 3.85% 236,956 31,380 831 2.72% 204,639 74.44%2021 37,856 1,520 4.18% 246,730 32,211 831 2.65% 209,941 74.40%2022 39,308 1,452 3.84% 256,483 33,043 831 2.58% 215,601 74.49%2023 40,781 1,473 3.75% 266,488 33,874 831 2.52% 221,352 74.60%2024 42,236 1,455 3.57% 276,805 34,705 831 2.45% 227,448 74.81%2025 43,962 1,726 4.09% 287,589 35,536 831 2.39% 232,468 74.68%2026 45,621 1,659 3.77% 298,779 36,367 831 2.34% 238,174 74.76%2027 47,344 1,723 3.78% 310,387 37,198 831 2.29% 243,872 74.84%2028 49,039 1,695 3.58% 322,427 38,029 831 2.23% 250,040 75.06%2029 50,959 1,920 3.92% 334,921 38,861 831 2.19% 255,406 75.03%2030 52,890 1,931 3.79% 347,947 39,692 831 2.14% 261,120 75.10%
*The figures in pink highlight are actual values, not forecast.Data source (PDP2010): EPPO, 2010, http://www.eppo.go.th/power/pdp/page-7.html
Government's energy saving target The government approved the 20-year Energy Efficiency Plan in
April 2011 which called for almost 70,000 GWh of annual electricity savings or 20% of total load by 2030.
(Source: (Ministry of Energy 2011) and (Foongthammasan, Tippichai et al. 2011)
การประหยดัไฟฟา้สะสมจากมาตรการประสทิธภิาพพลังงาน (EE)ในแผน PDP2012 (หน่วย: MW)
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 20300
1500
3000
4500
6000
7500
9000
10500
EE/DSM cumulative savings in PDP2012 or PDP2010v2 (MW)
EE savings (PDP2010)
Additional EE savings consistent with the gov-ernment's 20-yr EE Plan (Alter PDP)
การประหยดัจาก EE (PDP 2010)
การประหยดัจาก EE เพิม่ตามแผนอนุรกัษ์พลังงาน 20 ปี (PDP 2010)
0
2
4
6
8
10
12
245 514 1598 2202 2560 3444 4934 6735 8945Cumulative Resource Potential (Average Megawatts)
Real
Lev
elize
d Co
st (Cen
ts/kW
h - 2
000$
)
EEพลังงานหมุนเวียนถ่านหินกังหันก๊าซพลังงานความร้อนร่วม
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
DSM/EE เป็นทางเลือกการลงทนุท่ีถกูท่ีสดุในการสนองตอบต่อความต้องการท่ีเพิม่ขึ้น (แต่ท่ีผ่านมา ไมถ่กูพจิารณาเป็นทางเลือกการลงทนุใน
ประเทศไทย)การเปรยีบเทียบต้นทนุการจดัหาต่างๆ ในมลรฐั แปซฟิคิตะวนัตกเฉียงเหนือ สหรฐัอเมรกิา
ต้นทนุ
แท้จร
งิรวม
ตลอด
อายุก
ารทํา
งานข
องโร
งไฟฟ
า้ (เซ
นต์/กิ
โลวตั
ต์ชัว่โ
มง
–200
0 $
PDP 2010 (Thailand) มลรฐั แปซฟิคิตะวนัตกเฉียงเหนือ สหรฐั
ศักยภาพการจดัการด้านการใชพ้ลังงานมมีากมาย แต่ถกูละเลยในการวางแผนไฟฟา้
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
GWH/
year
1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006
BPA and Utility Programs NEEA Programs State Codes Federal Standards
DSM/EE measures led to savings of over 30,000 GWH/yr
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
2553 2555 2557 2559 2561 2563 2565 2567 2569 2571 2573
ท่ีมา: Tom Eckman, Northwest Power and Conservation Council, 2009.
ท่ีมา: สไลด์แผ่นที่19, สมมติฐานและภาพรวมรา่งแผน PDP 2010, 17 กมุภาพนัธ ์2553.http://www.eppo.go.th/power/pdp/seminar-17feb2553/assumptions-PDP2010.pdf
0.3% saving in 20 yrs
Source: The 5th NW Electric Power and ConservationPlanSupply options in NW USA
Source: The 5th NW Electric Power and ConservationPlan
Supply options in NW USA
Insulate roofs to keep cool in
T-5
การผลิตไฟฟา้และความรอ้นรว่ม (Cogeneration หรอื Combined Heat and Power –
CHP)โรงไฟฟา้แบบเดิมใชเ้ชื้อเพลิงฟอสซลิ พลังงานท่ีสญูเสยี
ไฟฟา้ท่ีนําไปใช้พลังงาน
ไฟฟา้ และความรอ้นท่ีนําไปใช้
โรงผลิตไฟฟา้และความรอ้นรว่ม
การผลิตไฟฟา้และความรอ้นรว่ม (Cogen)ในแผน PDP 2012
ประเภทของโครงการ MW ขนาดของโครงการ
ได้ลงนามสญัญาซื้อขายไฟฟา้แล้ว (SPP signed) 3790 SPPได้รบัการตอบรบัจากการไฟฟา้แต่ยงัไมไ่ด้เซน็ต์ PPA (approved – awaiting SPP)
2835 SPP
โครงการใหมท่ี่ใชใ้นการท้ำาความเยน็ ขนาดไมเ่กิน– 10 MW – ศึกษาโดย (Menke et al., 2006)
3500 VSPP
โครงการใหมใ่นอุตสาหกรรมเซรามคิ กระดาษ ไมอั้ดเมด็ อุตสาหกรรมอ่ืนๆ
(not counted)
VSPP
มโีอกาสในการเติบโต 0.9% ต่อปี ในกวา่ 18 ปีขา้งหน้า
1700 SPP+VSPP
รวม 11825แผน PDP2012 เพิม่การผลิตจากCogenerationเป็น 4,800 MW เกินกวา่ท่ีกําหนดไวใ้นแผน PDP 2012
Cogeneration PDP 2010 PDP2012
Year Firm SPP Accum. Total Firm SPP Add'l SPP/VSPP Accum. Total2010 90 90 90 902011 0 90 0 902012 704 794 0 902013 720 1514 0 902014 90 1604 90 1802015 270 1874 974 11542016 270 2144 990 21442017 270 2414 270 300 27142018 270 2684 270 300 32842019 270 2954 270 300 38542020 270 3224 270 300 44242021 380 3604 380 300 51042022 360 3964 360 300 57642023 360 4324 360 300 64242024 360 4684 360 300 70842025 360 5044 360 600 80442026 360 5404 360 300 87042027 360 5764 360 300 93642028 360 6124 360 600 103242029 360 6484 360 300 109842030 540 7024 540 300 11824
การยดือายุโรงไฟฟา้ (1)โรงไฟฟา้ท่ีจะถกูปลดระวางตามแผน
PDP2010MW
อายุโรงไฟฟา้จนปลดระวาง
การยดือายุโรงไฟฟา้/ปรบัปรุงประสทิธภิาพ
ใหม ่*EGAT Nam Pong CC #1 ้้ 325 25 Nam Pong CC #2 ้ 325 25 30 Bang Pakong TH #1-2 1,052 30 Bang Pakong TH #3 576 30 Bang Pakong TH #4 576 30 Bang Pakong CC # 3 314 25 Bang Pakong CC # 4 314 25 30 South Bangkok CC #1 316 25 30 South Bangkok CC #2 562 25 30 Mae Moh TH # 4 140 40 Mae Moh TH # 5-6 280 40 Mae Moh TH #7 140 40 Mae Moh TH # 8 270 40 Mae Moh TH #9 270 40 Wang Noi TH #1-3 1,910 25 30
* Plant life extension may require additional investments and time to maintain and upgrade equipment. The time and resources required to extend plant life are usually significantly less than building a new one. However, more detailed assessment should be done on a case by case basis to ensure technical and economic feasibility of plant life extension.
การยดือายุโรงไฟฟา้(2)โรงไฟฟา้ท่ีจะถกูปลดระวางตามแผน
PDP2010MW
อายุโรงไฟฟา้จนปลดระวาง
การยดือายุโรงไฟฟา้/ปรบัปรุงประสทิธภิาพใหม ่*
IPPs Khanom TH #1 70 15 Khanom TH #2 70 20 Khanom CC #1 678 20 Eastern Power 350 20 30 Glow IPP 713 25 30
Independent Power (Thailand) (IPT) 700 25 30
Tri Energy Co., Ltd 700 20 30 Hauay Ho 126 30 Theun Hinboun 214 25 Rayong CC #1-4 1,175 20 Ratchaburi TH #1-2 1,440 25 30 Ratchaburi CC #1-2 1,360 25 30 Ratchabuti CC # 3 681 25 30
* Plant life extension may require additional investments and time to maintain and upgrade equipment. The time and resources required to extend plant life are usually significantly less than building a new one. However, more detailed assessment should be done on a case by case basis to ensure technical and economic feasibility of plant life extension.
พลังงานหมุนเวยีน (Renewable Energy: RE)
• พลังงานและกําลังติดตัง้จากพลังงานหมุนเวยีนเท่ากับท่ีบรรจุในแผน PDP2010
• แผน PDP2010 ได้พจิารณาเพิม่พลังงานหมุนเวยีนให้สอดคล้องกับแผนพลังงานทดแทน 15 ปี
• โครงการขนาดใหญ่อาจมผีลกระทบ และอาจได้รบัการต่อต้านจากชุมชน โดยเฉพาะโรงไฟฟา้ชวีมวล
• รฐัควรเรง่ดําเนินการแก้ไขอุดชอ่งโหว ่ของกฎหมายท่ีใชใ้นโครงการขนาดต่ํากวา่ 10 MW ท่ีไมต้่องทํา EIA เป็นผลให้ไมม่กีลไกในการบงัคับใหก้ารปล่อยของเสยีจากโรงไฟฟา้เป็นไปตามมาตรฐานการปล่อยมลพษิ
Generation from renewable energy PDP 2010 PDP2012
Year EGAT SPP VSPP Accum. Total EGAT SPP VSPP Accum. Total2010 465 331 796 465 331 7962011 38 425 236 1495 38 425 236 14952012 29 65 162 1751 29 162 16862013 54 181 1986 54 17402014 18 191 2195 18 17582015 14 90 165 2464 14 155 346 22732016 17 225 2705 17 415 27052017 11 228 2943 11 228 29432018 30 173 3146 30 173 31462019 8 170 3323 8 170 33232020 22 188 3533 22 188 35332021 61 133 3727 61 133 37272022 36 287 4050 36 287 40502023 145 4195 145 41952024 146 4341 146 43412025 156 4497 156 44972026 157 4654 157 46542027 168 4822 168 48222028 168 4990 168 49902029 179 5169 179 51692030 179 5348 179 5348
*Alternative PDP assumes the same amount of renewable energy capacity addition as PDP2010 except for some adjustments for projects facing delays.
RE Dependable capacitybiomass 40%
biomass (rice husk) 70%biogas 21%solar 21%wind 5%
small hydro 40%waste 20%
*Source: EPPO, http://www.eppo.go.th/power/pdp/page-7.html, 2010**Assume 50% biomass VSPP in Alternative PDP uses rice husks making the average dependable capacity of biomass equal to 55%***Assume 50% biomass is from rice husks which has assumed plant factor of 70% while that of the rest is 40%
Calculation of Reserve Margin and treatment of EE/DSM savings in PDP2012
YearPeak demand
(revised)EE/DSM savings
Peak demand (after EE savings)
Installed Capacity Reserve margin
(MW) (MW) (MW) (MW) (%)2010 24,010 0 24,010 31,350 26.7%2011 23,900 0 23,900 32,993 33.9%2012 24,731 0 24,731 33,403 31.0%2013 25,562 128 25,434 33,457 27.6%2014 26,393 317 26,077 32,513 20.9%2015 27,225 572 26,653 32,757 19.2%2016 28,056 870 27,186 33,438 19.3%2017 28,887 1,242 27,645 34,253 20.2%2018 29,718 1,634 28,084 34,662 19.7%2019 30,549 2,108 28,441 35,232 20.2%2020 31,380 2,573 28,807 36,626 23.3%2021 32,211 3,092 29,119 37,301 24.3%2022 33,043 3,635 29,408 37,565 23.9%2023 33,874 4,234 29,640 37,226 21.8%2024 34,705 4,859 29,846 37,215 20.9%2025 35,536 5,579 29,957 36,428 18.0%2026 36,367 6,364 30,003 37,147 20.1%2027 37,198 7,179 30,019 37,961 22.7%2028 38,029 8,024 30,005 36,527 18.1%2029 38,861 9,154 29,707 37,896 23.7%2030 39,692 9,923 29,769 35,579 15.9%
Note: the calculation of reserve margin is based on dependable capacity which is assumed to be about 97% of installed capacity.
สรุปเปรยีบเทียบแผน PDP ฉบบัต่างๆ
สรุปเปรยีบเทียบ PDP ฉบบัต่างๆ
Generation by fuel type2010
PDP 2010 PDP 2010 improved PDP20122030 2030 2030
MW % MW % MW % MW %Coal 3,527 11% 12,669 19% 6,269 13% 3,087 9%Gas 16,091 51% 21,668 33% 15,972 34% 9,572 27%
Hydro – EGAT 3,424 11% 3,936 6% 3,936 8% 3,936 11%Hydro – imports 1,260 4% 9,827 15% 3,827 8% 1,737 5%Cogeneration 1,878 6% 7,024 11% 11,824 25% 11,824 33%Renewables 767 2% 4,804 7% 4,804 10% 4,804 14%
Oil/gas 3,784 12% 0 0% 0 0% 0 0%Nuclear 0 0% 5,000 8% 0 0% 0 0%
Others (fuel oil, diesel, Malay) 619 2% 619 1% 619 1% 619 2%
Total generation 31,350 100% 65,547 100% 47,251 100% 35,579 100%Additional EE/DSM
savings - - 13,160 9,923 Total Resources 31,350 65,547 60,411 45,502
เปรยีบเทียบแผน PDP
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
PDP 2010
nuclear
EE/DSM
Others
Oil/gas
RE DEDE
Cogen
Hydro imports
Hydro
Gas
Coal
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
PDP2012
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
PDP2010imp
การพึ่งพาการนําเขา้ไฟฟา้และเชื้อเพลิง
2010 PDP2010 PDP2010imp
PDP20120
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
Uranium (Kazakhstan/Aus-tralia)
Power imports (Laos/Burma/Malay)
Diesel
Fuel Oil
Gas imports (Burma/Middle East)
Coal imports (Indonesia/Australia)
GWH
Sources of electricity 2010PDP2010 PDP2010imp PDP2012
2030 2030 2030Domestic 65.4% 35.2% 45.9% 59.0%
Lignite-Mae Moh 10.7% 2.4% 2.7% 4.1%Hydro - EGAT 3.9% 1.5% 1.8% 2.4%RE 3.1% 6.0% 7.4% 9.9%Gas (Gulf of Thailand) 47.8% 25.3% 33.9% 42.6%
Imports 34.6% 64.8% 54.1% 41.0%
2010 PDP2010 PDP2010imp PDP2012Coal 8.1% 25.0% 12.5% 7.3%Gas (Burma/LNG) 20.5% 13.6% 33.9% 28.4%Fuel Oil 0.6% 0.0% 0.0% 0.0%Diesel 0.1% 0.0% 0.0% 0.0%Hydro imports /Malay 5.4% 15.3% 7.8% 5.2%Nuclear 0.0% 11.0% 0.0% 0.0%
Total 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%Note: GWh basis
การพึ่งพงิการนําเขา้พลังงานไฟฟา้และเชื้อเพลิง
ประเภทก้ำาลังการผลิต
2553แผน PDP 2010 PDP 2010 improved PDP2012
2573 2573 2573กําลังผลิต
(MW) สดัสว่นกําลังผลิต
(MW) สดัสว่นกําลังผลิต
(MW) สดัสว่นกําลังผลิต
(MW) สดัสว่นถ่านหนิ 3,527 11% 12,669 19% 6,269 13% 3,087 9%
ก๊าซ 16,091 51% 21,668 33% 15,972 34% 9,572 27%พลังนํ้า กฟผ. 3,424 11% 3,936 6% 3,936 8% 3,936 11%พลังนํ้านําเขา้ 1,260 4% 9,827 15% 3,827 8% 1,737 5%
โคเจนฯ 1,878 6% 7,024 11% 11,824 25% 11,824 33%พลังงานหมุนเวยีน 767 2% 4,804 7% 4,804 10% 4,804 14%
นํ้ามนั/ก๊าซ 3,784 12% 0 0% 0 0% 0 0%นิวเคลียร์ 0 0% 5,000 8% 0 0% 0 0%
อ่ืนๆ (น้ํามนั, ก๊าซ/ดีเซล, สายสง่มาเลเซยี) 619 2% 619 1% 619 1% 619 2%
รวม 31,350 100% 65,547 100% 47,251 100% 35,579 100%
สดัสว่นกําลังการผลิตไฟฟา้แยกตามประเภทเชื้อเพลิง
ค่าไฟฟา้ (บาท/ เดือน) ในปี 2553 เทียบกับปี 2573 ในกรณีต่างๆ และการเปล่ียนแปลง (%) เมื่อเทียบกับปี
2553
2010 PDP2010 PDP2010imp PDP20120
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500Cost of service (Baht/month)
PDP2
010
PDP2
010im
p
PDP2
012
-15%
-10%
-5%
0%
5% 3.5%
-13.2%
1.3%
Cost of delivered electricity (not including externalities) in Baht/kWhPlant type Cost of electricity (not including externalities) (Baht/kWh)
Generation Transmission1 Distribution2 TotalEE & DSM 1.003 - - 1.00 Lignite-Mae Moh 1.504 0.37 0.44 2.31 Hydro - Imports 2.115 0.37 0.44 2.92 Imported coal - EGAT/IPP 2.126 0.37 0.44 2.93 Gas - EGAT/IPP 2.296 0.37 0.44 3.10 SPP - gas/coal/RE 2.607 0.198 0.44 3.23 Nuclear 2.799 0.37 0.44 3.60 RE VSPP 3.9110 - 0.44 4.19 Diesel 4.1211 0.37 0.44 4.93 Fuel oil - EGAT/IPP 4.126 0.37 0.44 4.93
Notes: (1) Based on assumption that 12.4% of total electricity cost comes from transmission system.(2) Based on assumption that 14.5@ of total electricity cost comes from distribution system.(3) The number represents an average of the estimate cost of actual energy savings from EE/DSM (0.5-1.5
B/kWh) (Source: (du Pont 2005)).(4) Author's estimation.(5) Average of power purchase costs from hydroelectric projects in Lao PDR (Source: (EPPO 2007),
Slide41).(6) These were the assumed costs in PDP2007 and were based on assumed constant oil prices and thus
likely to be on the low side. (Source: (EPPO 2007), Slide 63).(7) Purchase price according to SPP regulations. (8) SPPs are distributed generation connected at distribution level. Some SPPs are however large enough
that they require transmission system to wheel power to the load. Here, 50% of electricity from SPPs is assumed to move through transmission and hence the transmission cost is half that of centralized generation.
(9) EGAT's estimate as of 17 February 2010, though very low compared to international prices. EGAT's figure is based on a capital cost of $3,087 per kW while the capital cost as of October 2009 according to the rating agency Moody's (with role in approving loans to finance nuclear projects) is $7,000 per kW.
(10) Purchase price according to VSPP regulations, assuming bulk purchase price = 2.7 Baht/kWh. It is a weighted average price of different VSPPs as per PDP2010. See Table below.
(11) Assumed to be the same of the cost of electricity from gas turbine power plants (Source: (EPPO 2007), Slide 63).
RE
PDP 2010Dependable
capacity
Generation
Purchase price of RE** (B/kWh)MW GWh %
total 3966.8 12488.256 100%adder totalweighted price
biomass*** 2025 55% 9756.45 78% 0.3 3.00 2.344biogas 121 21% 222.5916 2% 0.3 3.00 0.053solar 922 21% 1696.1112 14% 6 8.70 1.182wind 672 5% 294.336 2% 3.5 6.20 0.146small hydro 69.3 40% 242.8272 2% 0.8 3.50 0.068waste 157.5 20% 275.94 2% 2.5 5.20 0.115
*Data source: EPPO, http://www.eppo.go.th/power/pdp/page-7.html, updated 25 Feb 2010 3.908 Cited source for dependable capacity: Study on Dependable Capacity of Renewable Energy Generation (in Thai), 2010.**assume bulk price = 2.7 B/kWh***Assume 50% biomass is from rice husks which has assumed plant factor of 70% while that of the rest is 40%*ท่ีมา: ผลการศึกษากําลังผลิตไฟฟา้พึ่งได้ โรงไฟฟา้พลังงานหมุนเวยีน
Difference (PDP2012
– PDP2010)Year 2030 PDP2010PDP2010im
p PDP2012Total costs (mil. Baht) 1,097,335 952,161 723,946 total GWh of sale 347,947 278,358 208,896 Average electricity cost (Baht/kWh) 3.15374168 3.421 3.4655804 9.89%% kWh savings on power bill due to EE/DSM 0.00% 20.00% 20.00% Remaining usage from 150kWh/month baseline 150.00 120.00 120.000048 Electricity bill (Baht/month) 473.061252 410.48 415.86982 -12.09%
Plant type
PDP2010
PDP2010
PDP2010imp
PDP2012 Cost of electricity 2010 PDP2010
PDP2010imp PDP2012
2010 2030 2030 2030 Gen Trans. Dist. Total 2030 2030 2030Gwh GWh GWh GWh B/kWh B/kWh B/kWh B/kWh mil Baht mill Baht mill Baht mil Baht
Lignite-Mae Moh 16,359 8,522 7,569 8,522 1.50 0.37 0.44 2.31 37,789 19,686 17,484 19,686 Coal – EGAT/IPP 10,026 73,368 23,456 15,316 2.12 0.37 0.44 2.93 29,376 214,968 68,725 44,876 Coal – Imports 0 13,481 11,295 0 2.12 0.37 0.44 2.93 0 39,499 33,095 - Imp.coal - SPP 2,294 0 0 0 2.60 0.19 0.44 3.23 7,398 - - - Gas - EGAT 39,365 5,418 46,603 26,981 2.29 0.37 0.44 3.10 122,032 16,796 144,470 83,640 Gas - IPP 55,577 80,740 54,610 33,980 2.29 0.37 0.44 3.10 172,289 250,294 169,292 105,338 Add. SPP 155 49,224 87,432 0 2.60 0.19 0.44 3.23 500 158,747 281,970 - Gas - SPP 9,275 0 0 87,432 2.60 0.19 0.44 3.23 29,912 - - 281,970 Fuel oil – EGAT 643 0 0 0 4.12 0.37 0.44 4.93 3,170 - - - Fuel oil - IPP 234 0 0 0 4.12 0.37 0.44 4.93 1,154 - - - Fuel oil - SPP 33 0 0 0 4.12 0.19 0.44 4.75 157 - - - Diesel 112 21 21 21 4.12 0.37 0.44 4.93 552 104 103 103 VSPP 4,704 20,721 20,721 20,721 3.91 0.00 0.44 4.35 20,453 90,093 90,093 90,093 Hydro + Imp. 13,865 57,297 25,712 14,984 2.11 0.37 0.44 2.92 40,486 167,307 75,078 43,753 Malaysia 313 939 939 939 1.60 0.37 0.44 2.41 754 2,263 2,262 2,262 Nuclear 0 38,216 0 0 2.79 0.37 0.44 3.60 0 137,578 - - EE & DSM 0 0 69,589 52,224 1.00 0.00 0.00 1.00 0 - 69,589 52,224
total 152,955 347,947 347,947 261,120 total466020.61
5 1,097,335 952,161 723,946 Difference
total excl EE/DSM 152,955 347,947 278,358 208,896 B/kWh
3.0467825 3.154 3.421 3.466 9.9%
% savings from EE 0 0.00% 20.00% 20.00%
% EE savings 0.00% 0.00% 20.00% 20.00% kWh/month 150 150 120.000 120.000
(Assuming 150 kWh of baseline consumption before EE savings)
Elec bill (Baht)
457.01737 473.06 410.48 415.87 -12.1%
ความเสีย่งต่อราคาผันผวน (การเปล่ียนแปลง (%)ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553)
PDP2010 PDP2010imp PDP2012
-30.00%
-25.00%
-20.00%
-15.00%
-10.00%
-5.00%
0.00%
-27.56%
-19.06% -18.87%
ความเขม้ขน้ของการใชพ้ลังงานไฟฟา้: Energy intensity
(การเปล่ียนแปลง (%)ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553)
2010 PDP2010 PDP2010imp Alter PDP
-0.2
-0.15
-0.1
-0.05
0
0.05
0.1
4.1%
-16.7% -16.7%
Energy intensity (GWh/ จีดีพี พันล้านบาท)
GWh = ล้านกิโลวตัต์ชัว่โมง)
การใชพ้ลังงานอยา่งไมม่ปีระสทิธภิาพกระทบต่อความสามารถในการแขง่ขนัของประเทศ
Data source: Energy Information Administration 2008
การเปล่ียนแปลงของการใชพ้ลังงานต่อ GDP (ความเขม้ขน้ของการใชพ้ลังงาน – Energy Intensity)
การปล่อยมลพษิทางอากาศ(การเปล่ียนแปลง (%)ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553)
GHG Nox SO2 TSP Hg-50%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
450%
PDP2010PDP2010impPDP2012
ค่าสมัประสทิธกิารปล่อยมลพษิต่างๆPlant type
GHG NOX SO2 TSP Hgg/kWh g/kWh g/kWh g/kWh mg/kWh
Lignite 1200 5.80 5.27 0.62 0.04Coal 960 3.79 3.76 0.33 0.36Oil 770 2.90 4.90 0.25 0.01Diesel 650 2.90 1.29 0.25 0.01Natural gas 512 1.25 0.31 0.01 0.00Large hydro – EGAT & Imports 15 0.02 0.01 0.01 0.00Cogeneration-gas 343 0.84 0.21 0.01 0.00Cogeneration-coal 643 2.54 2.52 0.23 0.36Malaysia 443 1.25 0.31 0.10 0.00Biomass 46 2.50 0.30 0.20 0.00Biogas -33 1.94 0.07 0.10 0.00PV 30 0.01 0.02 0.02 0.00microhydro 2 0.01 0.00 0.00 0.00Wind 10 0.00 0.07 0.01 0.00Municipal solid waste 58 3.13 0.38 0.25 0.00Nuclear 170 0 0 0 0
Source: Sukkumnoed, Decharut. "Better Power for Health : Healthy Public Policy and Sustainable Energy in the Thai Power Sector. ." Ph.D. thesis, Aalborg Universitet, 2007, page 183.
Plant type
PDP2010PDP2010 PDP2010imp PDP2012PDP2010PDP2010 PDP2010imp PDP20122010 2030 2030 2030 2010 2030 2030 2030GWH GWh GWh GWh GHG(kt) GHG(kt) GHG(kt) GHG(kt)
Lignite – EGAT & Imports 16,359 22,003 18,864 8,522 19,631 26,404 22,637 10,226Coal – EGAT & IPPs 10,026 73,368 23,456 15,316 9,625 70,433 22,518 14,703Oil 877 0 0 0 675 0 0 0Diesel 112 21 21 21 73 14 14 14Natural gas 94,942 86,158 101,213 60,961 48,610 44,113 51,821 31,212Hydro – EGAT & Imports 13,865 57,297 25,712 14,984 208 859 386 225Cogeneration-gas 9,430 49,224 87,432 87,432 3,234 16,884 29,989 29,989Cogeneration-coal 2,294 0 0 0 1,476 0 0 0Malaysia 313 939 939 939 139 416 416 416Biomass 16,188 16,188 16,188 16,188 745 745 745 745Biogas 369 369 369 369 -12 -12 -12 -12PV 2,814 2,814 2,814 2,814 84 84 84 84microhydro 403 403 403 403 1 1 1 1Wind 488 488 488 488 5 5 5 5Municipal solid waste 458 458 458 458 26 26 26 26Nuclear 0 38,216 0 0 0 6,497 0 0
Total 168,939 347,947 278,358 261,120 84,520 166,468 128,629 87,634GHG intensity
(kg/kWh)ความเขม้ขน้การปล่อย GHG
(kg/kWh) 0.50 0.48 0.46 0.34) การปล่อยก๊าซเรอืนกระจก/หวั (ตัน) 1300.30 2280.39 1762.04 1200.47
Change compared to year 2010การปล่อยก๊าซเรอืนกระจกรวม 97.0% 52.2% 3.7%
ค.เขม้ขน้การปล่อย GHG (kg/kWh) -4.4% -3.4% -32.9%การปล่อยก๊าซเรอืนกระจก/หัว 75.4% 35.5% -7.7%
การปล่อยก๊าซเรอืนกระจกในปี 2573 เทียบกับปี 2553
เปรยีบเทียบแผน PDP 3 ฉบบั ในประเด็นความมัน่คงด้านพลังงานต่างๆ
(การเปล่ียนแปลง (%)ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553) แท่งกราฟ บวกมาก = แยล่ง ติดลบ = ดีขึ้น
SO2 emiss
ions
GHG emiss
ions
Import
depen
dency
energ
y inten
sity
Cost of
servi
ce
Exposu
re to
oil pric
e risk
s
Concen
tratio
n (plan
t disr
uption)
PDP2010 42% 52% 56%
-17% -13% -19%
-97%
PDP2010imp
-15%
4% 18%
-17%
1%
-19%
-97%
PDP2012
งบการลงทนุท่ีหลีกเล่ียงได้ (แผน PDP 2012)
ประเภทโรงไฟฟา้ จ้ำานวนก้ำาลังการผลิต
รวม เงินลงทนุงบลงทนุท่ีหลีก
เลี่ยงได้*
รวมงบลงทนุสายสง่เพื่อรองรบัการขยายระบบ
ผลิต**
(โรง) (MW) mil.Baht/MW (ล้านบาท) (ล้านบาท)นิวเคลียร*์** 5 5,000 111 555,000 777,000
โรงไฟฟา้ถ่านหนิ 13 7,740 63 487,620 682,668โรงไฟฟา้ก๊าซ 18 15,200 27 410,400 574,560
เขื่อน (ซื้อ ตปท.) 14 8,090 50 404,500 566,300
โรงไฟฟา้ลิกไนต์ (ซื้อ ตปท.) 6 1,842 45 82,890 116,046รวม 56 37,872 1,940,410 2,716,574
* Assume 1 USD = 30Baht** Assume transmission investment at 40% in addition to generation investment cost. LNG and gas transmission investment costs are not included.*** EGAT's assumed nuclear investment cost is half the prevailing market rate. If international price is used, this cost would double.งบการลงทนุตามรา่งแผน PDP 2012 (สว่นท่ีนอกเหนือจากแผน PDP 2012)
Type of investments called for in the Alternative PDP
Total capacity
Investment cost* Investment cost
Additional cost of related transmission
expansion
Total investment incl. Cost of transmission
expansion** (MW) mil Baht/MW (mil. Baht) (mil. Baht) (mil. Baht)
EE/DSM 9,923 25 248,073 0 248,073Cogeneration 4,800 36 172,800 34,560 207,360
Plant life extension 15,647 5 78,235 0 78,235Total 30,370 499,108 34,560 698,752
* Source for EE/DSM & cogen: Sukkumneod, “Information and Opinion Survey on Co-efficients used in analysis of Alternative PDP”, 2011. For cost of extending plant life: the figure is an upper bound based on authors' own estimates. ** Of the additional 4800 MW cogeneration, most will be very small-scale (VSPPs) and are thus connected at distribution level. A conservative estimate of transmission upgrade requirement at half (20% addition to generation investment cost) that of centralized generation is assumed here.
การจา้งงานในประเทศ
*Source: Sukkumnoed, Decharut. "Better Power for Health : Healthy Public Policy and Sustainable Energy in the Thai Power Sector. ." Ph.D. thesis, Aalborg Universitet, 2007, page 210.
Costs PDP2010 PDP2012
THB/kWh (Job-Year/TWh) GWh Jobs-year GWh Jobs-yearLignite - Maemoh 4 8,522 34 8,522 34
Coal 185 73,368 13,573 15,316 2,833Natural gas 250 86,158 21,540 60,961 15,240
Nuclear 75 38,216 2,866 0 0Wood energy 733 16,505 12,098 16,505 12,098
Hydro 250 14,984 3,746 14,984 3,746Mini-hydro 120 362 43 362 43
Wind 1,200 436 523 436 523PV 35,500 2,534 89,941 2,534 89,941
Biogas 733 447 328 447 328DSM 1,000 0 0 52,224 52,224
Total 144,693 177,012
Average Job-year/GWh 0.599 1.027
สรุป• ควรมกีารกําหนดกรอบวตัถปุระสงค์ ของความมัน่คง
ด้านพลังงาน และแผน PDP ใหส้อดคล้องกับ พรบ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อสรา้งระบบความรบัผิดชอบ (Accountability) ท่ีชดัเจน
• และปรบัปรุงกระบวนการวางแผน PDP ใหม ่ที่ใหค้วามสาํคัญต่อ ทางเลือกการจดัหาพลังงาน มาตรการการจดัการไฟฟา้ (DSM) ท่ีถกูกวา่ และสะอาดกวา่ เป็นอันดับแรก
• รา่งแผน PDP2012 บรรลวุตัถปุระสงค์ความมัน่คงด้านพลังงานและนโยบายของรฐัได้ดีกวา่
Thank youQuestions and discussion
www.palangthai.org