Download
1 / 51
650 likes | 1.19k Vues
โครงสร้างกิจการไฟฟ้า โครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า ( PDP ). ชื่นชม สง่าราศรี กรีเซน พลังไท www.palangthai.org 25 ธันวาคม 2550. โครงสร้างกิจการไฟฟ้า. ... กว่าจะเป็นไฟฟ้าที่นำส่งถึงผู้ใช้. กิจการขนส่ง ไฟฟ้าในระบบ จำหน่าย. กิจการจัดหา เชื้อเพลิง. กิจการผลิต ไฟฟ้า.
E N D
โครงสร้างกิจการไฟฟ้า โครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (PDP) ชื่นชม สง่าราศรี กรีเซน พลังไท www.palangthai.org 25 ธันวาคม 2550
... กว่าจะเป็นไฟฟ้าที่นำส่งถึงผู้ใช้ กิจการขนส่ง ไฟฟ้าในระบบ จำหน่าย กิจการจัดหา เชื้อเพลิง กิจการผลิต ไฟฟ้า กิจการระบบ ส่งไฟฟ้า กิจการค้า ปลีกไฟฟ้า
โครงสร้างการดำเนินการกิจการไฟฟ้า/ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยโครงสร้างการดำเนินการกิจการไฟฟ้า/ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย ก ฟ น . บริษัทสัมปทาน บ . ปตท . ( ก๊าซ ) ก ฟ ผ . แหล่งก๊าซฯ บ้าน VSPP ระบบผลิต ระบบส่ง ระบบจำหน่าย ROIC กฟผ . 400,000 โรงงาน พลังน้ำ ล้าน ROIC ประชา ชน กฟผ . ลิกไ นต์ กฟภ. บ้าน VSPP กฟผ . ก๊าซยาดานา , ROIC TOP เยตากุน โรงงาน ท่อก๊าซ (TOP) (TOP) IPP/นำเข้า TOP TOP IRROE ผู้ลงทุน IRR โรงงาน ก๊าซอ่าวไทย VSPP SPP ( ผู้ใช้ไฟฟ้าตรง ) TOP TOP IRR ผู้ลงทุน ผู้ใช้ไฟฟ้าข้าง นิคมฯ
โครงสร้างกิจการไฟฟ้า รูปแบบ Enhanced Single-Buyer (ESB) หน่วยงานกำกับดูแล ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ซื้อไฟต่างประเทศ การผลิต IPP SPP กฟผ. SO ระบบส่ง กฟน. กฟภ. ซื้อไฟตรง ระบบจำหน่าย ค้าปลีก ผู้ผลิต VSPP ผู้ใช้ไฟฟ้า
IPP ระยะที่ 1 http://www.eppo.go.th/power/data/index.html
สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP(ณ เดือนสิงหาคม 2550) http://www.eppo.go.th/power/data/index.html
การซื้อไฟจากประเทศเพื่อนบ้านการซื้อไฟจากประเทศเพื่อนบ้าน แผน PDP 2007
การกระจายตัวของการใช้ไฟฟ้าแยกตามพื้นที่การกระจายตัวของการใช้ไฟฟ้าแยกตามพื้นที่ Source: Figure 19, Statistical Report Fiscal Year 2003 Power Forecast and Statistics Analysis Department System Control and Operation Division. Report No. SOD-FSSR-0404-05
โรงไฟฟ้าพลังความร้อน โรงไฟฟ้าพลังน้ำ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม แม่เมาะ 2,625 MW เทินหินบุน 214 MW สิริกิติ์ 500 MW ภูมิพล 736 MW น้ำพอง 710 MW N NE ลานกระบือ 169 MW ปากมูล 136 MW เขาแหลม 300 MW C ห้วยเฮาะ 133 MW ลำตะคอง 500 MW ศรีนครินทร์ 720 MW วังน้อย 2,031 MW • EPEC 350 MW บางปะกง 3,675 MW บ่อวิน 713 MW • TECO 700 MW • ราชบุรี • 3,645 MW ระยอง 1,232 MW IPT 700 MW Metro เขต กทม. พระนครใต้ 2,288 MW หนองจอก 366 MW S • ขนอม 824 MW รัชชประภา 240 MW ระบบส่ง 230,000 โวลต์ ระบบส่ง 500,000 โวลต์ • สุราษฎร์ 240 MW โรงไฟฟ้ากังหันแก็ส บางลาง 72 MW
การกระจายตัวของไฟฟ้าด้านต่างๆแยกตามพื้นที่(ข้อมูลปี 2545-2546)
การกระจายของจำนวนผู้ใช้ไฟและปริมาณการใช้ไฟฟ้าการกระจายของจำนวนผู้ใช้ไฟและปริมาณการใช้ไฟฟ้า ที่มา : รายงานการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า (มติ ค.ร.ม. วันที่ 3 ตุลาคม 2543)
ภาระในการขยายระบบมาจากกลุ่มธุรกิจ/อุตสาหกรรมกว่า 66% ความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น แยกตามประเภทผู้ใช้ไฟ ที่มา: แผน PDP 2004
โครงสร้างราคาค่าไฟฟ้าโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า
โครงสร้างค่าไฟฟ้าในปัจจุบันโครงสร้างค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน • ประกาศใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 • ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก คือ - อัตราค่าไฟฟ้าฐาน: สำหรับบ้านอยู่อาศัยประกอบด้วย ค่าบริการรายเดือน 40 บาท/เดือน ค่าพลังงานไฟฟ้าอัตราก้าวหน้า รวมเฉลี่ย 2.25 บาท/หน่วย - ค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) : ปัจจุบัน (ต.ค. 50) อยู่ที่ 0. 6611 บาท/หน่วย - ค่าภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) +7%
ตัวอย่างค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยตัวอย่างค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย • ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยขนาดเล็กจำนวน 9.33 ล้านราย (จากผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งหมดประมาณ 14 ล้านราย) ใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยเพียง 59 หน่วย/เดือน หรือ 5.5% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ ค่าไฟฟ้าสำหรับการใช้ไฟฟ้า 59 หน่วย/เดือน - ค่าพลังงานไฟฟ้า 106.48 บาท - ค่าบริการรายเดือน 40.00 บาท - ค่า Ft (0.6611/หน่วย) 39.00 บาท รวม 174.11 บาท - VAT 7% 12.19 บาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้น186.30 บาท
ROIC และประสิทธิภาพการลงทุน • การใช้ ผลตอบแทนจากเงินลงทุน(Return on Invested Capital) เป็นเกณฑ์หลักในการกำหนดค่าไฟฟ้า จะต้องมีการกำกับดูแลแผนการลงทุนที่เข้มงวด มิฉะนั้นจะนำมาซึ่งการลงทุนเกินความเป็นจริง เพราะยิ่งลงทุนมาก ยิ่งกำไรมาก • คณะกรรมการกำกับดูแลขาดข้อมูล ความรู้ และบุคลากรที่เพียงพอในการตรวจสอบถ่วงดุล และยังขาดอำนาจพิจารณาอนุมัติ (อำนาจ กพช.) 4.8% ผล: การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ามักสูงเกินจริง การวางแผนเน้นทางเลือกที่ใช้การลงทุนสูง
ส่วนประกอบของค่าไฟและหลักการคำนวณต้นทุนในแต่ละส่วนส่วนประกอบของค่าไฟและหลักการคำนวณต้นทุนในแต่ละส่วน ROIC ROIC ROIC
“ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ” (Ft) คืออะไร • 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)
คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ (Ft) • ตั้งเมื่อ ธ.ค. 2549 ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ มีองค์ประกอบ: • รองปลัดกระทรวงพลังงาน(นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ประธานอนุกรรมการ • ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รองประธานอนุกรรมการ • ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ อนุกรรมการ • ิผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ อนุกรรมการ • ผู้แทนสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ อนุกรรมการ • ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค อนุกรรมการ • ผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย อนุกรรมการ • ผู้แทนสภาหอการค้าแห่งประเทศไทย อนุกรรมการ • ผู้แทนสภาอุตสาหกรรมท่องเที่ยวแห่งประเทศไทย อนุกรรมการ • ผู้แทนสมาคมธนาคารไทย อนุกรรมการ • นายวิชิต หล่อจีระชุณห์กุล อนุกรรมการ • ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน อนุกรรมการและเลขานุการ • ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน อนุกรรมการและผู้ช่วย- เลขานุการ
จำแนกสัดส่วนต้นทุนค่าไฟฟ้า (ประมาณปีพ.ศ. 2549) เชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า(ไม่รวมเชื้อเพลิง) กฟผ. (ผลิต) กฟผ. (ส่วนกลาง G/T?) กฟผ. ระบบส่ง กฟน. , กฟภ. (ระบบจำหน่าย)
แผน PDP คืออะไร • แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plan) คือ แผนแม่บทที่กำหนดการลงทุนขยายระบบไฟฟ้าในประเทศไทย • วางแผนล่วงหน้า 10-15 ปี • เป็นผู้กำหนดว่าโรงไฟฟ้าประเภทใดจะถูกสร้างเมื่อไหร่ โดยใคร และมีจำนวนกี่โรง (แต่ไม่ระบุสถานที่ก่อสร้างที่ชัดเจน)
สรุปแผน PDP 2007 • ครม. อนุมัติเดือนมิถุนายน 2550 • ตามแผน PDP 2007 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดและกำลังการผลิตไฟฟ้าของระบบจะเพิ่มขึ้น 132% และ115% ตามลำดับในเวลา 15 ปี • งบประมาณในการลงทุน: กว่า 2 ล้านล้านบาท • กำลังการผลิตใหม่: • ส่วนใหญ่เป็นก๊าซ(26 โรง x 700 MW) • ถ่านหิน (4 โรง x 700 MW), ไฟฟ้านำเข้า (5090 MW) • นิวเคลียร์(4 โรง x 1000 MW)
ที่มาของแผน ? “ปฐมเหตุแห่งปัญหาทั้งมวล” มาจากการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า การพยากรณ์ความต้องการ -> แผน PDP -> แผนลงทุนขยายระบบจำหน่าย แผน PDP -> แผนขยายท่อก๊าซ -> แผนจัดหาแหล่งก๊าซ -> แผนจัดหาถ่านหิน
กระบวนการจัดทำแผนการลงทุน (PDP) และปัญหา กระบวนการ ปัญหา • ประชาชน/ผู้บริโภคไม่มีส่วนร่วมในการตัดสินใจ และตรวจสอบ • ไม่ศึกษาพิจารณาทางเลือกอย่างเป็นกระบวนการ • DSM • พลังงานหมุนเวียน • Cogeneration • ไม่มีหลักประกันว่า แผนฯ เป็นทางเลือกที่ดี/ถูกที่สุด กฟผ. ค่าพยากรณ์การใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด +15% สำรอง กำลังผลิตไฟฟ้าขั้นต่ำ กำหนดโครงการโรงไฟฟ้าใหม่+ระบบส่ง (ใช้ก๊าซ / ถ่านหิน / พลังน้ำเป็นหลัก) กระทรวงพลังงานกลั่นกรอง/นำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบ ครม. รับทราบ
คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า • ปลัดกระทรวงพลังงาน (นายพรชัย รุจิประภา) ประธานอนุกรรมการ • ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รองประธานอนุกรรมการ • ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน อนุกรรมการและเลขานุการ • ตัวแทนหน่วยงานราชการ: • สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน • สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ • กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน • สถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย • ตัวแทนผู้ผลิต/จำหน่ายไฟฟ้า • การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย - การไฟฟ้านครหลวง • การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค - สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน • ตัวแทนผู้ใช้ไฟฟ้า • สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย • สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย • ผู้เชี่ยวชาญ • นายเทียนไชย จงพีร์เพียร • นายวิชิต หล่อจีระชุณห์กุล
การพยากรณ์ของรัฐตั้งอยู่บนสมมติฐานว่าการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอย่างทวีคูณ(exponential)การพยากรณ์ของรัฐตั้งอยู่บนสมมติฐานว่าการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอย่างทวีคูณ(exponential)
ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มที่ขึ้นต่อปี (MW) Mar-07 Forecast Actual Past averages: 20 yr = 897 MW 10 yr = 808 MW 14 yr avg = 1,884 MW 15 yr average = 914 MW สูงเกินไป ? แค่ 1,000 MW/ปี น่าจะเพียงพอ ?
การวางแผนการลงทุน (กำลังผลิต = ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด + 15%)
คำถามมากมายสำหรับแผนพีดีพี 2007 • ทำไมพลังงานทางเลือกจึงเข้ามาในแผนฯ ได้เพียง 1,700 เมกะวัตต์ • ทำไมต้องมีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 4,000 เมกะวัตต์ อยู่ในทุกทางเลือก • ใครเป็นคนกำหนดทางเลือกต่างๆ และผลกระทบของแต่ละทางเลือกเป็นอย่างไร L = กรณีต่ำ B = กรณีฐาน H = กรณีสูง 1=“ต้นทุนต่ำสุด” 2=“ถ่านหินที่มีความเป็นไปได้” 3=“LNG + ซื้อไฟ ตปท. เพิ่มขึ้น”
ไม่มีที่มาที่ไปของการคำนวณไม่มีที่มาที่ไปของการคำนวณ ต้รทุนนิวเคลียร์ขาดความน่าเชื่อถือและไม่สอดคล้องกับข้อมูลจากต่างประเทศ ไม่รวมต้นทุนอื่นๆ อีกมากมาย ต้นทุนการผลิตที่ใช้ในการทำแผน PDP EGAT “Power Development Plan”presentation at public hearing at Military club, April 3 2007
หมายเหตุ 1. 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. การศึกษาของ World Bank 2005 6. ตามระเบียบ SPP 7. ที่มา : กฟผ. 8. Cost of liability protection, Journal “Regulation” 2002 – 2003
การกีดกันระบบไฟฟ้ากระจายศูนย์กับความด้อยประสิทธิภาพของแผนการลงทุนการกีดกันระบบไฟฟ้ากระจายศูนย์กับความด้อยประสิทธิภาพของแผนการลงทุน ยิ่งสัดส่วนไฟฟ้ากระจายศูนย์มากยื่งถูก Ireland – retail costs for new capacity to 2021 ประเทศไทย แผนการลงทุนตาม PDP ใน15 ปีข้างหน้า มีมูลค่ารวมกว่า 2 ล้านล้านบาท แยกเป็น ล้านบาท • ระบบผลิต 1,482,000 • ระบบส่ง 595,000 ค่าส่งไฟเพิ่มต้นทุน การผลิตถึง 40% Source: World Alliance for Decentralized Energy, April 2005
แผนที่แสดงกำลังการผลิตไฟฟ้าแผนที่แสดงกำลังการผลิตไฟฟ้า ณ ปี 2564 ตามร่างแผน PDP 2007 ณ มกราคม 2550 หมายเหตุ จำนวนโรงไฟฟ้าใหม่เป็นไปตามแผน PDP 2007 (กรณีฐาน : ต้นทุนต่ำสุด) แต่ที่ตั้งเป็นเพียงการคาดการณ์ (แผน PDP ไม่ได้ระบุที่ตั้ง) เดิม ใหม่ โรงไฟฟ้าดีเซล, ก๊าซ 700 MW โรงไฟฟ้าดีเซล, ก๊าซ 700 MW โรงไฟฟ้าก๊าซ 700 MW โรงไฟฟ้าก๊าซ 700 MW โรงไฟฟ้าน้ำมันเตา, ก๊าซ 700 MW โรงไฟฟ้าน้ำมันเตา, ก๊าซ 700 MW โรงไฟฟ้าถ่านหิน 700 MW โรงไฟฟ้าถ่านหิน 700 MW โรงไฟฟ้าพลังน้ำ 700 MW โรงไฟฟ้าพลังน้ำ 700 MW พลังงานนำเข้า 700 MW พลังงานนำเข้า 700 MW น้ำมันเตา 700 MW น้ำมันเตา 700 MW นิวเคลียร์ 1000 MW
การปล่อยก๊าซ CO2 (ก๊าซเรือนกระจก) เพิ่มขึ้นกว่า 70% ภายใต้แผน PDP 2007
วงจรที่เกื้อหนุนต่อการขยายการลงทุนภายใต้ระบบที่ผูกขาดวงจรที่เกื้อหนุนต่อการขยายการลงทุนภายใต้ระบบที่ผูกขาด การวางแผนและลงทุนขยาย ระบบไฟฟ้า/ก๊าซที่อิงตัวเลข พยากรณ์และเน้นรูปแบบ การลงทุนที่ใช้ งบประมาณสูง การพยากรณ์ไฟฟ้า (ที่มักเกินความจริง) 1 2 ผลประโยชน์ ของการไฟฟ้า /ปตท. 3 อัตราค่าไฟฟ้าที่สามารถผลักภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้า
ถึงเวลาทบทวนแผน PDP:สมมติฐานที่ไม่เป็นจริง • สมมติฐานในแผน PDP ที่ไม่เป็นจริง • ราคาน้ำมันดูไบ 55-60 ดอลล่าร์ต่อบาเรล คงที่ถึงปี 2564 • เศรษฐกิจไทยขยายตัว 85% ภายใน 15 ปีข้างหน้า • การใช้ไฟฟ้าเพิ่ม 132% ภายใน 15 ปี • จำกัดเพดาน SPP ใหม่ไว้ที่ไม่เกิน 1700 MW ตลอด 15 ปีข้างหน้า • การจัดการด้านการใช้ (DSM) โครงการใหม่ประหยัดไฟได้ 330 GWh/ปี หรือ 0.2%/ปี • VSPP พลังงานหมุนเวียนและระบบ cogeneration รวมมีกำลังการผลิตต่ำกว่า 1100 MW ในปี 2564 • การใช้พลังงานไฟฟ้าช่วง 8 เดือนแรกของปีนี้เพิ่มขึ้นเพียง 3.5% ในขณะที่ค่าพยากรณ์ทำนายไว้ 6.14%
พลังงานหมุนเวียนมีมากกว่าที่คิดพลังงานหมุนเวียนมีมากกว่าที่คิด Source: EPPO, Nov 2007
15 ปีไม่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ • ณ พ.ค. 2550 กำลังผลิตติดตั้งอยู่ที่ 27,788 MW (กำลังผลิตสำรอง 22% ) • มีกำลังการผลิตที่จะเพิ่มเข้ามาในระบบภายในปี 2564 (ไม่รวมโรงถ่านหิน นิวเคลียร์ IPP ทุกประเภท ไฟฟ้านำเข้าที่ยังไม่เว็นสัญญา) = 14,876 MW • หักโรงไฟฟ้าที่จะถูกปลดออก -8,462 MW • หากเปิดให้ CHP/cogen เข้ามาได้อีกอย่างเต็มที่ = 2,000 MW • หากสนับสนุน DSM เต็มที่ ประหยัดได้อีก = 1,500 MW • หากสนับสนุน RE เต็มที่ เข้ามาได้อีก = 500 MW • รวม = 38,202 MW
15 ปีไม่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ • ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด เมื่อปี 2550 = 22,568 MW • หากพิจารณาจากสถิติที่ผ่านมาในอดีต การเพิ่มขึ้นของการใช้ไฟฟ้า/ปี โดยเฉลี่ย = 14,000 MW ไม่น่าจะเกิน 1,000 MW/ปี x 14 ปี • ประมาณการความต้องการสูงสุด = 32,568 MW ถึงปลายปี 2564 • หากส่งเสริม CHP, RE, DSM เต็มที่โดยไม่ต้องมีโรงไฟฟ้าใหม่ • กำลังผลิตสำรอง* = 17% มากกว่ามาตรฐาน (15%) ซึ่งหมายถึงระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงและเพียงพอ จนถึงปี 2564 โดยไม่จำเป็นต้องเร่งสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ (Green-field Projects) ทั้งนิวเคลียร์/ถ่านหิน/ก๊าซ/ไฟฟ้านำเข้า * คิดจากกำลังการผลิตติดตั้ง
