ข้อมูลโครงการ
ชื่อโรงงาน/อาคาร ที่จะแสดงในหัวรายงาน
เช่น EC_13 หรือเลขที่ใบเสนอราคา — ใช้ตั้งชื่อไฟล์ JSON
ชื่อผู้ตรวจ/ที่ปรึกษา
เช่น 3/10/2569 — ปล่อยว่าง = วันนี้
พลังงานปฐมภูมิ (Primary energy) — ค่าฐานรายปี
ปริมาณซื้อทั้งปีจากบิล/ใบส่งของ (ปีฐานเดียวกับที่ใช้ประเมินมาตรการ) — ราคาเฉลี่ยควรรวมค่า Demand, Ft และค่าขนส่งแล้ว
ไฟฟ้า
รวม 12 เดือนจากบิล กฟภ./กฟน. หรือมิเตอร์หลัก — ใช้ตรวจว่ามาตรการรวมกันไม่เกินการใช้จริง
= ค่าไฟรวมทั้งปี ÷ kWh ทั้งปี (รวม Demand + Ft + บริการ, ก่อน VAT) — โรงงานไทยทั่วไป 3.8–4.6 ฿/kWh; ถ้ามาตรการลด Demand เป็นหลักให้ใช้ Tariff Analyzer แยก
ค่าทางการ TGO ล่าสุด (ก.ย. 2569 = 0.4750) — ตรวจกับ Emission Factor Selector ก่อนส่งรายงาน
เชื้อเพลิง
LHV = ค่าความร้อนต่ำ ฐานตามที่ซื้อจริง (as received) · EF = kgCO₂e ต่อหน่วยที่ซื้อ ค่าตั้งต้นคำนวณจาก IPCC 2006 (stationary, GWP AR5) — ชีวมวลนับเฉพาะ CH₄/N₂O (CO₂ ชีวภาพรายงานแยก) ควรแทนด้วยค่า TGO/ผลวิเคราะห์จริง
ระบบสาธารณูปโภค (Secondary utility pools)
ระบบที่แปลงพลังงานปฐมภูมิเป็นพลังงานที่กระบวนการใช้ เช่น ไอน้ำ อากาศอัด น้ำเย็น — ผลซ้อนของมาตรการคิดในระดับนี้: ลดการใช้ (demand) ก่อน แล้วจึงเพิ่มประสิทธิภาพการผลิต (conversion)
ตัวประกอบแปลง (factor): ไอน้ำ = GJ เชื้อเพลิง (LHV) ต่อตันไอน้ำ = (h_ไอ − h_น้ำป้อน) ÷ η_boiler — ค่าทั่วไป 2.9–3.4 GJ/t · อากาศอัด = kWh/Nm³ (specific power) ทั่วไป 0.10–0.14 · น้ำเย็น = kW/RT รวมทั้งโรง (chiller+ปั๊ม+tower) ทั่วไป 0.75–1.1 kWh/RTh
สมมุติฐานเศรษฐศาสตร์
ต้นทุนเงินทุน (WACC) ของบริษัท — ทั่วไป 6–10 %
อัตราเพิ่มราคาไฟ/เชื้อเพลิงเฉลี่ย ใช้ 0 ถ้าต้องการกรณีอนุรักษ์
กระแสเงินแต่ละมาตรการคิดถึง min(อายุมาตรการ, ช่วงนี้)
รายงานต่อผู้บริหารควรใช้ค่าหลังแก้ผลซ้อน เพื่อไม่ให้นับซ้ำ
หลังภาษี: ผลประหยัดถูกนับเป็นกำไรเพิ่ม เสียภาษีตามอัตราด้านล่าง หักค่าเสื่อมเส้นตรง
อัตราปกติของไทย 20 %
เส้นตรง — เครื่องจักรทั่วไป 5 ปี
จำนวนปีแรกที่จ่ายค่าตรวจวัดพิสูจน์ผล (ค่าต่อปีกรอกรายมาตรการในแท็บ 5)
1 toe = 10⁷ kcal = 41.868 GJ; ไฟฟ้าคิดเป็นพลังงานสุดท้าย 3.6 MJ/kWh
แรงจูงใจทางการเงิน (ค่าตั้งต้นทั้งโครงการ — เลือกใช้รายมาตรการในแท็บ 3)
ตามประกาศโครงการส่งเสริมของ พพ. ปีงบที่ยื่น — เงื่อนไขเปลี่ยนทุกปี ตรวจประกาศล่าสุดก่อนใช้
0 = ไม่มีเพดาน
มาตรการปรับปรุงประสิทธิภาพ/ประหยัดพลังงาน — ตรวจประกาศ BOI ล่าสุด (มีผลเฉพาะโหมดหลังภาษี)
จำนวนปียกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล
สัดส่วนที่กู้ — ใช้เมื่อเลือกการเงินแบบ "กู้/ลีสซิ่ง"
สินเชื่ออนุรักษ์พลังงาน/ESCO Fund มักต่ำกว่าตลาด
ผ่อนเท่ากันทุกปี (annuity)
Shared savings: ESCO ลงทุนทั้งหมด ลูกค้าจ่ายส่วนแบ่งตามสัญญา
หลังหมดสัญญาลูกค้าได้ผลประหยัด 100 %
ราคาซื้อขาย T-VER/Premium T-VER แตกต่างตามประเภทโครงการ — ใช้ราคาตลาดล่าสุดจาก อบก.
หลังหัก leakage/ส่วนที่ไม่เข้าเงื่อนไขของระเบียบวิธี
ช่วงคิดเครดิตตามระเบียบ T-VER ของโครงการประเภทนั้น
ค่าที่ปรึกษา + VVB เฉลี่ยต่อปี — คิดในระดับพอร์ตเมื่อมีมาตรการขอเครดิต
นำเข้ามาตรการจากเครื่องมืออื่น (ไฟล์ TE_ECM)
ในเครื่องมือต้นทาง (Boiler, Steam Master, Compressed Air, Motor/VFD, Pump/Fan, Distribution Loss) กด 📤 ส่งไป ECM Portfolio แล้วนำไฟล์มาเปิดที่นี่ — เลือกหลายไฟล์พร้อมกันได้ · นำเข้าซ้ำ = แทนรายการเดิมของเครื่องมือเดียวกัน
คลังมาตรการตั้งต้น
คลิกเพื่อเพิ่มมาตรการพร้อมชนิดผลกระทบที่ถูกต้อง แล้วกรอกตัวเลขของโรงงานเอง (ค่าในวงเล็บคือช่วงทั่วไป ไม่ได้เติมให้อัตโนมัติ)
รายการมาตรการ
ชนิดผลกระทบ — demand ลดการใช้พลังงานทุติยภูมิ (ตัน/Nm³/RTh) · conversion ลดพลังงานปฐมภูมิต่อหน่วย (% ของ factor) · direct ลด kWh/เชื้อเพลิงโดยตรง · ลำดับ ใช้เรียงในกลุ่มเดียวกัน (น้อย = คิดก่อน)
ผลประหยัดที่กรอกคือแบบคิดเดี่ยว (เหมือนที่เครื่องมือต้นทางคำนวณ) — โปรแกรมจะคิดผลซ้อนเองในแท็บ 2 · ค่าไฟฟ้าเพิ่ม = kWh/ปีที่มาตรการใช้เพิ่ม (เช่น พัดลม economizer, ปั๊ม heat recovery)
ผลประหยัดรวมหลังแก้ผลซ้อน
เทียบคิดเดี่ยว vs หลังแก้ผลซ้อน (รายมาตรการ)
คิดเดี่ยวหลังแก้ผลซ้อน
สมดุลพลังงานราย pool (ลำดับการคิด)
ภาพรวมพอร์ตมาตรการ
เศรษฐศาสตร์รายมาตรการ
เลือกวิธีจัดหาเงินและแรงจูงใจรายมาตรการ — ค่าพารามิเตอร์ (%, เพดาน, ดอกเบี้ย) ตั้งที่แท็บ 0
กระแสเงินสดสะสมของพอร์ต
Marginal Abatement Cost Curve (MACC)
ความกว้างแท่ง = tCO₂e/ปี ที่ลดได้ · ความสูง = ต้นทุนลดก๊าซ (฿/tCO₂e) — ค่าติดลบ = ลดก๊าซแล้วยังได้กำไร ควรทำก่อน
ต้นทุนลดก๊าซ (฿/tCO₂e) = [CRF × (เงินลงทุน − เงินสนับสนุน) + O&M − ผลประหยัดปีแรก] ÷ tCO₂e/ปี
CRF = r(1+r)ⁿ / ((1+r)ⁿ − 1) ; r = อัตราคิดลด, n = อายุมาตรการ
การลดก๊าซเรือนกระจกและพลังงาน
CO₂ จากชีวมวล (biogenic) ไม่นับรวมตาม ISO 14064-1/TGO — EF ชีวมวลในตารางเชื้อเพลิงจึงรวมเฉพาะ CH₄/N₂O
แผนตรวจวัดและพิสูจน์ผลประหยัด (IPMVP)
โปรแกรมแนะนำ Option ตามชนิดมาตรการ แก้ได้ทุกช่อง · กรอก "ผลจริง" หลังติดตั้งเพื่อติดตามอัตราการบรรลุผล (realization rate)
หลักเลือก Option
| Option | ขอบเขตวัด | เหมาะกับ | เครื่องมือ Triple E ที่ใช้ต่อ |
|---|---|---|---|
| A Retrofit isolation — วัดพารามิเตอร์หลัก | อุปกรณ์ที่ปรับปรุง วัดบางค่า ประมาณบางค่า | LED, มอเตอร์ประสิทธิภาพสูง, ซ่อมรั่ว, ฉนวน (โหลดคงที่) | Motor/VFD Audit, Distribution Loss, Equipment Heat Loss |
| B Retrofit isolation — วัดทุกพารามิเตอร์ | อุปกรณ์ที่ปรับปรุง วัดต่อเนื่อง | VSD ปั๊ม/พัดลม/คอมเพรสเซอร์, economizer, chiller | Pump/Fan Audit, Compressed Air, Boiler Efficiency |
| C Whole facility — มิเตอร์รวม | ทั้งโรงงาน/อาคาร หรือมิเตอร์ย่อยทั้งระบบ | หลายมาตรการซ้อนกัน, ผลประหยัด > ~10 % ของมิเตอร์ | MLR & CUSUM Dashboard, Thailand CDD Analyzer |
| D Calibrated simulation | แบบจำลองที่สอบเทียบ | อาคารใหม่/ไม่มีข้อมูลฐาน, ระบบเปลี่ยนทั้งระบบ | Steam Master, Cooling Load Selector |
ทำไมต้องแก้ผลซ้อน (interactive effects)
เครื่องมือแต่ละตัวคำนวณผลประหยัดแบบคิดเดี่ยว — สมมุติว่าระบบอื่นเหมือนเดิม เมื่อทำหลายมาตรการพร้อมกัน ผลประหยัดรวมน้อยกว่าผลบวกตรง ๆ เช่น หุ้มฉนวนท่อไอน้ำทำให้ผลิตไอน้ำน้อยลง ผลจากการเพิ่มประสิทธิภาพหม้อไอน้ำจึงคิดบนไอน้ำที่น้อยลงด้วย
ลำดับการคิดในแต่ละ pool (ลดการใช้ก่อน แล้วจึงเพิ่มประสิทธิภาพ — ASHRAE Guideline 14 / IPMVP)
Q₀ = ปริมาณทุติยภูมิฐาน (ตันไอน้ำ, Nm³, RTh) f₀ = พลังงานปฐมภูมิต่อหน่วย (GJ/t, kWh/Nm³)
1) มาตรการ demand : ΔQᵢ (ตัดไม่ให้เกิน Q ที่เหลือ) ผลประหยัด = ΔQᵢ × f₀
Q₁ = Q₀ − ΣΔQᵢ
2) มาตรการ conversion (เรียงตามลำดับ) : ผลประหยัด_j = Q₁ × f_(j−1) × s_j ; f_j = f_(j−1) × (1 − s_j)
3) พลังงานปฐมภูมิหลังทำ = Q₁ × f_สุดท้าย ผลรวม = Q₀f₀ − Q₁f_สุดท้าย (ปิดสมดุลพอดี ไม่นับซ้ำ)
4) มาตรการ direct : บวกตรง (ตรวจไม่ให้รวมเกินการใช้ฐาน) − ไฟฟ้าที่มาตรการใช้เพิ่ม
ตัวอย่างความต่าง
ไอน้ำ 42,000 t/ปี × 3.14 GJ/t = 131,880 GJ · ซ่อมกับดัก 1,800 t + ฉนวน 1,200 t + economizer 4.5 % → คิดเดี่ยว = 9,420 + 5,935 = 15,355 GJ · หลังแก้ผลซ้อน = 9,420 + (39,000 × 3.14 × 4.5 %) = 9,420 + 5,511 = 14,931 GJ (นับเกินไป 424 GJ ≈ 2.8 %) — ยิ่งมีมาตรการ conversion หลายตัวในระบบเดียวกัน ความต่างยิ่งมาก
เศรษฐศาสตร์
ปีที่ 0 : −(เงินลงทุน − ส่วนที่กู้ − เงินสนับสนุน พพ.) [ESCO: 0]
ปีที่ t : ผลประหยัด×(1+e)^(t−1) + เครดิตคาร์บอน − O&M − ค่า M&V − ค่างวดเงินกู้ − ส่วนแบ่ง ESCO − ภาษี
ภาษี (โหมดหลังภาษี) = CIT × (กำไรเพิ่ม − ค่าเสื่อม − ดอกเบี้ย) ; BOI ยกเว้นได้ไม่เกิน %BOI × เงินลงทุน ภายใน N ปี
NPV = Σ CFₜ/(1+r)ᵗ ; IRR: NPV = 0 ; Simple payback = (เงินลงทุน − เงินสนับสนุน) ÷ ผลได้สุทธิปีแรก
ข้อจำกัด
ผลซ้อนข้าม pool ที่ไม่ได้ผ่านพลังงานทุติยภูมิ (เช่น ลดภาระความร้อนในห้องทำให้ chiller ทำงานน้อยลง) ต้องสะท้อนด้วยการกรอกเป็นมาตรการ demand ของ pool น้ำเย็น · ราคาไฟเฉลี่ยไม่แยกผล Demand charge/TOU — ใช้ Tariff Analyzer ประกอบ · เงื่อนไขเงินสนับสนุน พพ./BOI/T-VER เปลี่ยนตามประกาศ ต้องตรวจฉบับปัจจุบันทุกครั้ง