power sector in thailand: from problematic planning and governance to feed-in tariffs chris greacen...
TRANSCRIPT
Power Sector in Thailand: from Problematic Planning and
Governance to Feed-in Tariffs
Chris GreacenPalang Thai
Helvetas seminarPower Sector Governance in the Mekong Region:
Challenges and Opportunities in Thailand and implications for Laos
1 March 2011 Vientienne, Laos
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
2550 2551 2552 2553 2554 2555 2556 2557 2558 2559 2560 2561 2562 2563 2564
MW
2550 – 2554 average increase
1,386 MW
2555 – 2559 average increase
1,877 MW
2560 – 2564 average
increase 2,315 MW
1,4441,268
1,410
1,361
1,629
1,759
1,832
2,035
2,131
2,178
2,235
2,287
2,399
2,477
Demand increase per year
1,449
27,996 MW
37,382 MW
48,958 MW
แผนพั�ฒนาฯ ฉบั�บัที่ � 10 แผนพั�ฒนาฯ ฉบั�บัที่ � 11 แผนพั�ฒนาฯ ฉบั�บัที่ � 12
In Thailand the dominant narrative concerning Lao hydropower goes more or less like this…
ที่��มา กฟผ.
1. “Thai demand for electricity will rise a lot”2. “Thailand needs to diversify its fuel sources from natural gas”3. “Thai people don't want any more dams”4. “Lao people will benefit from sale of hydro-electricity to Thailand”5. “Therefore, Laos should build dams and Thailand should buy from dams in Laos.”
“Thailand’s electricity demand is projected to increase over 34,000 MW (2.5 times) by 2030”.
Outline• Where Thailand’s electricity comes from• Structure of Thai power sector• Centralization and its problems• Governance issues in Thai power sector• Thai electricity consumption patterns• Planning
– Load forecast– Power Development Plan (PDP),– Over-investment
• Decentralized generation alternatives• Renewable energy
– Target– Very Small Power Producer (VSPP) regulations
• Some Thai clean community energy examples
Generation by sourcesGeneration by fuel
type
EGAT, 13,615 MW (48%)
IPP 12,151 MW (43%)
Import & Exchange 640 MW (2%)
SPP 2,073 MW (7%)
Total: 28,482 MW
Oil,0.1%
Natural Gas,
70%
Hydro,6%Coal &
Lignite, 21%
Import &
Others, 3%
Power generation (May 2009)
ที่��มา: EPPO Aug 2009
• Thailand has cooperated in hydropower development with neighboring countries, on a bilateral basis.
• MOUs on power purchase have been signed with Laos, China and Myanmar, with a total power purchase of 11,500 MW.
MOUs on Power Purchase Signed
Country Signing Date Purchase Cap. (MW)
Within Year
LPDR 22 Dec 2007 7,000 2015
Myanmar 14 Jul 1997 1,500 2010
PR China 12 Nov 1998 3,000 2017
• Imported power being supplied to Thailand’s Grid: LPDR 313 MW Malaysia 300 MW [High Voltage Direct Current (HVDC)]
Power Purchase from Neighboring Countries
ที่��มา: EPPO Aug 2009
Project Sale to Thailand (MW) COD
1) Currently supplying power to Thailand
1.1 Nam Theun-Hinboun 187 31 Mar 1998 1.2 Houay Hoa 126 3 Sep 1999
Sub-total 313
2) PPA signed but not yet supplied power to Thailand
2.1 Nam Theun 2 920 Dec 2009
2.2 Nam Ngum 2 615 Mar 2011
2.3 Theun-Hinboun Expansion 220 Mar 2012
Sub-total 1,755
3) Tariff MOU signed
3.1 Hongsa Lignite 1,473 2013
Sub-total 1,473
GRAND TOTAL 3,541
Power Purchase from LPDR
Status as at Jun09.
ที่��มา: EPPO Aug 2009
Import(2%)
EGAT(50%)
IPPs(41%)
Generation(% share)
Transmission
Distribution
EGAT (100%)
PEA(67%)
MEA(31%)
Direct Customers(2%)
Users Users
Remarks: - Figure of % Share in 2008- ERC = Energy Regulatory
Commission
VSPPs(<<1%)
SPPs(7%)
Govt.
ERC
Structure of Thai power sector
ที่��มา: EPPO Aug 2009
Customers
Large power plant
Centralized Power
Electricity flow
Money F
low
Centralized decision-making
Government and utilities
Citizens and consumers
&
(all of the) supply options considered in the PDP by EGAT
700 MW Coal-fired power plant
700 MW gas-fired combined cycle plant
230 MW gas-fired open cycle plant
1,000 MW nuclear plant
Hydro imports are politically negotiated outside of PDP processDSM/EE, RE, Distributed generation not considered as supply options
Problems with Centralized Power
• (more costly)• Separation of consumption and
production leads to inefficient consumption– “Out of sight, out of mind”
• Loss of livelihood/health/forests for local people for the benefits of others, mainly urban commercial and industrial interests– Generate at large power plants
hundreds of km from commerce and industry that uses power
Problems with centralized decision-making
• Lack of accountability, transparency, participation in centralized planning processes– Political decisions masked in technical language– Social and environmental concerns are ignored
• “Cost plus” incentive structure– passes risks to consumers– “Overcapacity worth 400 billion Baht” (from total assets
of 700 billion Baht and annual turnover of 240 billion Baht)
– Prime Minister Thaksin Shinwatra
Governance issues
ชื่�� อ ตำ�าแหน�ง กรรมการบัร�ษั�ที่ ผลตำอบัแที่น ปี� 2549 นายพรชั�ย ร�จิ�ประภา ปลั�ดกระที่รวงพลั�งงาน ประธานกรรมการ บมจิ. ปตที่ .^ 219,863.01 *
ประธานกรรมการ กฟผ.^ 37500 (เฉพาะ เบ��ยประชั�ม) กรรมการ ปตที่ . เคม�คอลั 865,560
ประธานกรรมการ บมจิ. โ รงกลั��นน#�าม�นระยอง^ ย�งไ ม%ม�ข้'อม(ลั นายณอค�ณ สิ�ที่ธ�พงศ์, รองปลั�ดกระที่รวงพลั�งงาน กรรการ บมจิ. ไ ที่ยออยลั, 85,000 ***
นายค�ร�จิ�ต นาครที่รรพ รองปลั�ดกระที่รวงพลั�งงาน กรรมการ บมจิ. ผลั�ตไ ฟฟ-าราชับ�ร�โ ฮลัด��ง^ ย�งไ ม%ม�ข้'อม(ลั (1,600,000
หากครบป0) นายไ กรฤที่ธ�2 น�ลัค(หา อธ�บด�กรมเชั3� อเพลั�งธรรมชัาต� กรรมการ บมจิ. ปตที่ .สิผ. 2,289,344
นายเมตตา บ�นเที่�งสิ�ข้ อธ�บด�กรมธ�รก�จิพลั�งงาน กรรมการ บมจิ. ปตที่ . 2,640,000
นายพาน�ชั พงศ์,พ�โ รดมอธ�บด�พ�ฒนาพลั�งงานที่ดแที่นแลัะอน�ร�กษ์,พลั�งงาน กรรมการ บมจิ. ผลั�ตไ ฟฟ-าราชับ�ร�โ ฮลัด��ง
368,000 **** (~2,000,000 หากครบป0)
นายว�ระพลั จิ�รประด�ษ์ฐ์,ก�ลัผ('อ#านวยการสิ#าน�กงานนโ ยบายแลัะแผนพลั�งงาน กรรมการ บมจิ. ปตที่ .สิผ.^
ย�งไ ม%ม�ข้'อม(ลั (~2,000,000 หากครบป0)
นายสิ�ชัาต� จิ�นลัาวงศ์,ห�วหน'าผ('ตรวจิราชัการกระที่รวงพลั�งงาน กรรมการ บมจิ. อะ โ รเมต�กสิ,^
ย�งไ ม%ม�ข้'อม(ลั (~2,000,000 หากครบป0)
นายนเรศ์ สิ�ตยาร�กษ์,ผ('ตรวจิราชัการกระที่รวงพลั�งงาน กรรมการ บมจิ. บางจิาก 360,000
นายพ�ระพลั สิาคร�นที่ร, กรรมการ บมจิ. ผลั�ตไ ฟฟ-าราชับ�ร�โ ฮลัด��ง^ ย�งไ ม%ม�ข้'อม(ลั (1,600,000
หากครบป0) กรรมการ บจิ. ผลั�ตไ ฟฟ-าราชับ�ร� ไ ม%ม�ข้'อม(ลั
ที่��มา: รายงานประจิ#าป0 2549 ^ เร��มด#ารงต#าแหน%งชั%วง รมต.พน. ป8ยสิว�สิด�2* ด#ารงต#าแหน%งกรรมการ 31 ว�น *** ด#ารงต#าแหน%งกรรมการ 10 ว�น** ด#ารงต#าแหน%งครบ 12 เด3อน **** ด#ารงต#าแหน%งกรรมการ 8 เด3อน
ผ('ตรวจิราชัการกระที่รวงพลั�งงาน
Conflict of interest : policy v business
Permanent secretary of ministry of energy
Board of directors
Chairman of PTTChairman of EGATBoard member of PTT chemicalChairman of Rayong refinery
Dep. permanent secretary Board member of Thai oil
Board member of RATCH
Board member of RATCH
Board member of Aromatics PLC
Board member of PTTEP
Director general,Energy fuel
Board member of PTTEP
Director general of energy business Board member of PTTDirector general of Department of Alternative Energy Development and Efficiency energy
Director of Energy Policy and Planning official
Senior official of ministry of energy
Senior official of ministry of energy
Senior official of ministry of energy
Board member of RATCHBoard member of Ratchaburi generation company
Board member of Bang chak
Dep. permanent secretary
Dep. permanent secretary
Performance of high-level energy officials in serving the government vs.
PTT Plc. (Thai gas/oil utility, the largest list company in Thailand)Attendance of
PTT board meetings*
Attendance of Automatic tariff (Ft) mechanism
mtgs**Permanent secretary
13/13 4/6
Director of EPPO
8/9 5/6*จิากรายงานประจิ#าป0บมจิ. ปตที่. ป0 2546** ต��งแต%ม�การปร�บองค,ประกอบคณะอน�กรรมการ Ft โดยแต%งต��งให'นายเชั�ดพงษ์,เป:นประธาน แลัะนายเมตตาเป:นรองประธาน( ปลัายป0 46)
Government officials serve energy companies better than the Thai public?
100%
90%
67%
83%
Consumption patterns
Industrial 49%
Commercial
25%
Residential 21%
Others 5%
การใชื่ พัล�งงานไฟฟ#าแยกตำามปีระเภที่ผ( ใชื่ 133,132 GWh
Electrical consumption by sector in 2007
ที่��มา กฟผ.
การกระจิายต�วข้องการใชั'ไฟฟ-าแยกตามพ3�นที่��Distribution of electricity consumption by
region
ภาคกลาง75.14%
ใตำ 7.84%เหน�อ
8.11%
อ�สาน8.92%
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
Central
South
North
Northeast
Comparison of electricity consumption of three big malls vs. 16 provinces
278GWh
GWhSiam Paragon
MBK
Central World
ที่��มา: การไฟฟ-านครหลัวง 2549 ที่��มา: พพ. รายงานการใชั'ไฟฟ-า ป0 2549
แม%ฮ%องสิอน 65อ#านาจิเจิร�ญ 110ม�กดาหาร 128หนองบ�วลั#าภ( 148น%าน 175ยโ สิธร 188อ�ที่�ยธาน� 193พะเยา 211ม�กดาหาร 219สิต(ลั 230สิม�ที่รสิงคราม 237เลัย 246แพร% 254พ�ที่ลั�ง 258นราธ�วาสิ 278ระนอง 278
123
81
75
Electricity productionand consumption(GWh)
1700 families relocated
Loss of livelihood for >6200 families
Loss of 116 fish species (44%)
Fishery yield down 80%
65MaeHongSong
Sou
rce: M
EA
, EG
AT, S
earin
, Gra
ph
ic: Gre
en
World
Fou
nd
atio
n
Dams Malls Province
Pak
Mun
Impacts of Pak Mun Dam alone
MBK
123
81
75
Siam Paragon
Central World
การกระจิายข้องจิ#านวนผ('ใชั'ไฟแลัะปร�มาณการใชั'ไฟฟ-าDistribution of number of power users & energy
consumed
73%
8%
19%
13%
7%
10%
0%
22%
0%
40%
0%
3%
1%4%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
лѼѥьњьяѬҖѲнҖѳђ юі ѧєѥц дѥі ѲнҖѳђђґѥ
юқҠєьѸѼѥѯёѪѷѠдѥіѯдќші
ўьҕњѕкѥьіѥндѥі
ыѫідѧлѯмёѥѣѠѕҕѥк
ыѫідѧл/ѠѫшѢеьѥчѲўр ҕ
ыѫідѧл/ѠѫшѢеьѥчдј ѥк
ыѫідѧлеьѥчѯј Ѷд
эҖѥьѠѕѬҕѠѥћѤѕ (>150 ўьҕњѕ/ѯчѪѠь)
эҖѥьѠѕѬҕѠѥћѤѕ (<150 ўьҕњѕ/ѯчѪѠь)
ที่��มา : รายงานการปร�บโครงสิร'างอ�ตราค%าไฟฟ-า (มต� ค.ร.ม. ว�นที่�� 3 ต�ลัาคม 2543)
Small houses (<150 kWh/mo)
Large houses (>150 kWh/mo)
Small industrial/commercial
Small industrial/commercial
Large industrial/commercial)
Specific businesses
Government
Agricultural pumping
Number of customers Electricity consumption
"Nature has enough for our need,but not enough for our greed."
- Gandhi
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000hours
MW
2001 PEAK = 16,126 MW
Thai load duration curve (2002)
15100
15300
15500
15700
15900
16100
16300
0
12
24
36
48
60
> 1,000 MW in 66 hours
Source: EPPO, 2007.
Load profile on the day of annual highest consumption
Notice the rise of air-conditioning load
0
5000
10000
15000
20000
25000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
พัล�งไ
ฟฟ#า
(เมก
ะวั�ตำตำ
,)
เวัลา (ชื่��วัโมง)
2532
25332534
25492550
2548
2551
Thai power sector planning:
Demand Forecast,Power Development Plan (PDP),
Over-investment
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
2550 2551 2552 2553 2554 2555 2556 2557 2558 2559 2560 2561 2562 2563 2564
MW
2550 – 2554 average increase
1,386 MW
2555 – 2559 average increase
1,877 MW
2560 – 2564 average
increase 2,315 MW
1,4441,268
1,410
1,361
1,629
1,759
1,832
2,035
2,131
2,178
2,235
2,287
2,399
2,477
Demand increase per year
1,449
27,996 MW
37,382 MW
48,958 MW
Economic Development Plan
(years)
Average GDP growth rate/year
Average demand growth rate/year
10th plan (2550-2554)
5.0 5.86
11th plan (2555-2559)
5.6 5.95
12th plan (2560-2564)
5.6 5.54
แผนพั�ฒนาฯ ฉบั�บัที่ � 10 แผนพั�ฒนาฯ ฉบั�บัที่ � 11 แผนพั�ฒนาฯ ฉบั�บัที่ � 12
Power demand projection Sep 2007(PDP 2007 revision 1)
ที่��มา กฟผ.
Planning of capacity additions(Total capacity requirement = peak demand + 15% reserve margin)
Power Demand: Projections vs. Actual 1992 – 2008If no systemic bias, the
chance of over-projecting demand 12 times in a row
should be 1/4096!!MW
8,000
12,000
16,000
20,000
24,000
28,000
32,000
36,000
40,000
44,000
48,000
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020
ม�.ย.-93
ธ.ค.-94
ต.ค.-95
เม.ย.-96
ต.ค.-96
ม�.ย.-97
ก.ย.-97
Sep-98(MER)
ก.พ.-01
สิ.ค.-02
Jan-04(LEG)
Jan-04(MEG)
Apr-06 (MEG)
ม�.ค.-07
ACTUAL
ธ.ค.-08
• Financial criteria for utilities link profits to investments– Thailand uses outdated
return-based regulation• ROIC (Return on Invested
Capital means: the more you invest, the more (absolute) profits you get
Incentive structure for utilities:the more expansion, the more
profits
ROIC = Net profit after tax Invested capital EGAT 8.4% MEA PEA
4.8%
Result : Demand forecast have systemic bias toward over-
projections Too many expensive power projects get built
Cycle of over-expansion under the centralized monopoly system
Power demand (over-)projections
Deterministic planning basedon demand forecast leads
to over-investmentin capital-intensive
power projects
Tariff structure that allows pass-through of unnecessary investments
Utilities’Profits
12
3
Comparison of trend lines with historical peak consumption
y = 4E-60e0.0731x
R2 = 0.9433
0
10,000
20,000
30,000
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
MW
Historic peak demand เอ<กซ์, โ พเนนเชั�ยลั (Historic peak demand)
y = 831.43x - 2E+06
R2 = 0.9894
0
10,000
20,000
30,000
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
MW
Historic peak demand เชั�งเสิ'น (Historic peak demand)
Exponential Linear
Past demand trajectory was linear but how come the official demand projections have
always assumed exponential trend and over-estimated?
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,00019
85
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
Pea
k d
eman
d (
MW
)
Dec-2008 Forecast Historic peak demand
The government forecast was based on the assumption of
exponential growth
21 power plants
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
2552
2553
2554
2555
2556
2557
2558
2559
2560
2561
2562
2563
2564
โ ครงการที่�� ไ ม%จิ#า เป:นถ่%านห�นก?าซ์พลั�งน#�าน#า เข้'าโ คเจินฯพลั�งงานหม�นเว�ยนการประหย�ดพลั�งงานน#�าม�น/ก?าซ์
พลั�งน#�า กฟผ.
อ3�นๆก#าลั�งผลั�ตข้��นต#�า
หากปร�บค%าพยากรณ,+สิ%งเสิร�มการประหย�ดพลั�งงาน+ สิน�บสิน�น RE ตามแผนพลั�งงานที่ดแที่นฯMW
หมายเหต� 1. ใชั'สิมมต�ฐ์านว%าต'นที่�นร'อยลัะ 12.4 ข้องค%าไฟฟ-ามาจิากธ�รก�จิสิายสิ%ง 2. ใชั'สิมมต�ฐ์านว%าต'นที่�นร'อยลัะ 14.5 ข้องค%าไฟฟ-ามาจิากธ�รก�จิจิ#าหน%าย 3. ค%า CO2 ที่�� 10 ย(โร/ต�น
4. ค%า Externality ตามการศ์Bกษ์า Extern E ข้องสิหภาพย�โรป แลัะน#ามาปร�บลัดตามค%า GDP ต%อห�วข้องไที่ย 5. 5. The World Bank, Impact of Energy Conservation, DSM and Renewable Energy Generation on EGAT’s PDP, 2005. 6. ตามระเบ�ยบ SPP 7. ที่��มา : กฟผ. 8. California Public Utilities Commission (CPUC), 2050 Multi-Sector CO2 Emissions Abatement Analysis Calculator, 2009 9. Cost of liability protection, Journal “Regulation” 2002 – 2003.
Supply options
Cost estimate (Baht/kWh)
Generation
Transmission1
Distributio
n2
CO2 3 Other
envi impacts
4
Social impact
s
Total
DSM 0.50 – 1.505 - - - - - 0.50 -1.50
SPPcogeneration(PES > 10%)
2.60 6 - 0.44 0.08 0.71 - 3.83
VSPP(Renewable)
Bulk supply tariff
(~ 2.62) +Adder
(0.3 – 8)
- 0.44 - 0 – 0.63 0 – low 2.92 – 10.62
gas CC 2.25 7 0.37 0.44 0.09 0.79 low – medium
3.93
Coal 2.11 7 0.37 0.44 0.15 2.76 High 5.82
Nuclear 2.087–7.308 0.37 0.44 - 0.15 + 1.009
High – very high
4.04-9.26
Office of the National Economic and Social Development Board
O F F I C E O F T H E P R I M E M I N I S T E R
Low Quality
EducationLow Quality labour
Insu
fficient in
R&
D In
vestmen
t
Slow Technology Development
Lo
w Q
ual
ity
for
Raw
-
mat
eria
l, m
ach
iner
y an
d
equ
ipm
ent
(Low margin/return)
Low
Bas
ic
infr
astr
uctu
re a
nd
Logi
stic
dev
elop
men
t
Enabling factors:MACROECONOMICMANAGEMENT
No
im
mu
nit
y/
Hig
h v
ola
tili
ty
Fin
anci
al S
yste
m
La
ck o
f Sa
vin
g
Lack of regulation on
industrial product’s
quality control
Macroeconomic Analysis
Decentralized generation
• Decentralized generation: generation of electricity near where it is used
Energy efficient end-use
Solar
Wind power
BiomassCustomers
Power plant
Old way New way
Power plant
Biomass
Energy waste in a typical pumping system
Sankey Energy Flow Diagram
CogenerationCombined Heat and Power (CHP)
Centralized energy is more costly
Thailand
PDP 2007 requires 2 trillion baht to implement, comprising:
million B
• generation 1,482,000
• transmission 595,000
Transmission adds 40% to
generation costs
Decentralized generation brings down costs
Ireland – retail costs for new capacity to 2021
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
100% Central / 0% DE 75% / 25% 50% / 50% 25% / 75% 0% Central / 100% DE
% DE of Total Generation
Eu
ro C
en
ts /
KW
h
O&M of New Capacity Fuel
Capital Amorization + Profit On New Capacity T&D Amorization on New T&D
Source: World Alliance for Decentralized Energy, April 2005
Very Small Power Producer (VSPP)
$
Technical regulations:• Allowable voltage,
frequency, THD variations
• Protective relays– 1-line diagrams for all
cases:• Induction• Synchronous• Inverters• Single/multiple• Connecting at different
voltage levels (LV or MV)
• Communication channels
Commercial regulations:
• Definitions of renewable energy, and efficient cogeneration
• Cost allocation• Principle of
standardized tariff determination
• Invoicing and payment arrangements
• Arbitration
$
Evolution of Thai VSPP regulations
• 2002– VSPP regulations drafted, approved by Cabinet– Up to 1 MW export, renewables only– Tariffs set at avoided cost (bulk supply tariff + FT)
• 2006– Up to 10 MW export, renewables + cogeneration– Feed-in tariff “adder” – If > 1 MW then utility only pays for 98% of energy
• 2009– Tariff adder increase, more for projects that offset
diesel
http://www.eppo.go.th/power/vspp-eng/ for English version of regulations, and model PPA
Thai VSPP feed-in tariffs
Assumes exchange rate 1 Thai baht = 0.029762 U.S. dollars
Fuel Adder Additional for diesel offsetting areas
Additional for 3 southern provinces
Years effective
Biomass Capacity <= 1 MW $ 0.015 $ 0.030 $ 0.030 7 Capacity > 1 MW $ 0.009 $ 0.030 $ 0.030 7
Biogas <= 1 MW $ 0.015 $ 0.030 $ 0.030 7 > 1 MW $ 0.009 $ 0.030 $ 0.030 7
Waste (community waste, non-hazardous industrial and not organic matter)
Fermentation $ 0.074 $ 0.030 $ 0.030 7 Thermal process $ 0.104 $ 0.030 $ 0.030 7
Wind <= 50 kW $ 0.134 $ 0.045 $ 0.045 10 > 50 kW $ 0.104 $ 0.045 $ 0.045 10
Micro-hydro 50 kW - <200 kW $ 0.024 $ 0.030 $ 0.030 7 <50 kW $ 0.045 $ 0.030 $ 0.030 7
Solar $ 0.238 $ 0.045 $ 0.045 10
Tariff = adder(s) + bulk supply tariff + FT chargeBiomass tariff = $0.009 + $0.049 + $0.027 = $0.085/kWh
July 2010
Thailand VSPP Status
847 MW online
PPAs signed for additional 4283 MW
• Uses waste water from cassava to make methane
• Produces gas for all factory heat (30 MW thermal) + 3 MW of electricity
• 3 x 1 MW gas generators
Korat Waste to Energy – biogas… an early Thai VSPP project
Biogas from Pig Farms
Reduces air and water pollution
Produces fertilizer
Produces electricity
8 x 70 kW generator
Ratchaburi
Biomass Gasification
Rice mill in Nakorn Sawan400 kW
• 40 kW• Mae Kam Pong, Chiang Mai,
Thailand
Micro hydropower
Rice husk-fired power plant• 9.8 MW• Roi Et, Thailand
Bangkok Solar 1 MW PV
• Project size: 1 MW• Uses self-manufactured a-Si
Saving electricity is cheaper than generating it
Source: The World Bank (1993)
2.12.6
4.04.9 5.0 5.1 5.2 5.5
8.2
-
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
DSM Hydro fromLaos
Gascombined
cycle
Lignite withFGD
Low-sulphurcoal w/o
FGD
Low-sulphur fuel
oil w/oFGD
LNG Low-sulphur
coal withFGD
Nuclear
Type of Power Plant
Co
st
of
En
erg
y (
US
ce
nts
/kW
H)
Demand Side Management (saving electricity)
Actual 10-year DSM average cost!!!
1.5
The Arun-3 story
• Planned 201 MW hydro in Nepal• Sell electricity to India, rural electrification• Nepalese NGOs and small business:
“Micro-hydropower cheaper, better for local economy”
• World Bank pulled out of project, project cancelled
• 10 years later…the Nepali power system has seen the addition of:– over a 1/3 more capacity than the Arun-3– at ½ the cost– In ½ the time it would have taken to complete Arun-3
Summary:
• Key tenets of Thailand’s narrative about dams in Laos are flawed:– Thailand’s demand is increasing more slowly than advertised– Thailand has plenty of clean alternatives
• Thailand’s excessively centralized electricity structure leads:– to investments that are more costly– conflicts between those that benefit (industry, commerce) and
villagers who suffer impacts to health and livelihoods
• Thai utilities are perversely incentivized to build, build, build
However…• Decentralized generation has been helped significantly
by VSPP regulations, which Thai utilities have done a good job implementing.
Thank you
For more information, please contact [email protected]
This presentation available at:
www.palangthai.org/docs