Transcript Thailand’s Power Development Plan (PDP)

Thailand’s Power
Development Plan (PDP)
... Steps involved to deliver
electricity to end-users
Fuel
procurement
Power
Transmission Distribution
Generation
Retail, Meter
Reading,
Billing &
settlement
Centralized generation
Cogeneration
Problem analysis
of current unsustainable
energy practices
Problems of “Development”
•
•
•
•
“Growth” ≠ “Prosperity”
GDP ≠ well-being
Economic vs Environmental & Social goals
Boundless economic expansion with no
heeds to natural limits and violence
against fellow human beings
• Lack of democratic political processes
• Lack of local access and control of
resources
Need paradigm change, political reform
Problems of Current Power Systems
•
Decision making process
–
–
–
•
I
ndustry structure
–
–
–
–
•
•
•
Centralized, monopoly (central planners have power and force to appropriate resources nation-wide and beyond to serve the urban, industrial
and commercial consumers)
Consumers are captive customers but have no say
Bound to expand (financial criteria such as SFR, ROIC tie profits to boundless expansion)
Lack of proper checks and balances (weak regulatory framework)
Planning objectives
–
Narrow objectives (energy security, least-cost), environmental and social goals not considered
–
Role of electricity/energy poorly defined (shifting from a public service (serving basic needs) to a commodity) – and this gets worse when utilities
are corporatized and privatized
Over-consumption of electricity and energy
–
Excessive consumption not addressed and even subsidized through lack of proper pricing structure (generation cost subsidized, marginal
costing not used for new gas)
–
Out of sight, out of mind (consumers are disconnected and removed from impacts of their own consumption)
Demand forecast (over projections)
–
–
–
–
–
•
Centralized planning
Not participatory (affected communities have no say, no right/access to local resources)
Lack of information, transparency
Linking of power demand and GDP growth
Deterministic model (top-down), politically driven
Distorted incentives to over-forecast
Lack of accountability
Annual peak = basis for planning but no sufficient incentives/measures to cut peak
PDP process
–
–
–
–
–
–
Use of Reserve Margin, not LOLP, as a main planning criteria arbitrary, wasteful
Focusing on large-scale, capital intensive supply options
Hydropower imports politically driven
DSM/EE, RE, discentralized generation not considered as supply options
Alternative PDPs not considered, discussed
Arbitrary methodology with bias towards large-scale, non-renewable options (unrealistically low fuet cost assumptions
Cost structure
–
–
–
–
–
•
Residential, rural customers forced to pay for same costs for high reliability standards set by commercial and industrial consumers
Cost used in planning not reflective of cost of serving new demand (use of avg gas cost instead of marginal costs)
Unlevel playing field for comparing costs of different resource options (only generation cost considered but not T & D)
Externality costs not considered
Favorable treatment of nuclear compared to RE
Governance
–
–
Conflict of interests
Trans-national private capital (e.g. powerful Chinese energy firms) not accountable to local people
Problems of current power systems
(1)
• Decision making process
– Centralized planning
– Not participatory (affected communities have no say, no
right/access to local resources)
– Lack of information, transparency
• Industry structure
– Centralized, monopoly (central planners have power and force to
appropriate resources nation-wide and beyond to serve the
urban, industrial and commercial consumers)
– Consumers are captive customers but have no say
– Lack of proper checks and balances (weak regulatory
framework)
– Bound to expand (financial criteria such as SFR, ROIC tie profits
to boundless expansion)
Current Electricity Supply Industry
Generation
SPPs
IPPs
R
E
EGAT Power Plants
Power Purchaser,
System Operation,
and Transmission
EGAT
Power Purchase
System Operation
Transmission
Bulk Power Supply
G
U
L
A
T
Distribution/
Retail Supply
O
PEA
End Users
MEA
End Users
R
Direct
Customers
E
P
P
O
Power Grid
& Pipelines
are
analogous to
a monster’s
arms
reaching and
grabbing
resources to
feed its
bottomless
appetite.
Cross-border
exploitation
is often
facilitated by
IFIs such as
ADB.
Problems of current power systems
(1)
• Decision making process
– Centralized planning
– Not participatory (affected communities have no say, no
right/access to local resources)
– Lack of information, transparency
• Industry structure
– Centralized, monopoly (central planners have power and force to
appropriate resources nation-wide and beyond to serve the
urban, industrial and commercial consumers)
– Consumers are captive customers but have no say
– Lack of proper checks and balances (weak regulatory
framework)
– Bound to expand (financial criteria such as
SFR, ROIC tie profits to boundless expansion)
Incentive structure for utilities:
the more expansion, the more profits
• Financial criteria for utilities link
profits to investments
– Thailand uses outdated returnbased regulation
– WB’s promoted financial criteria
such as self financing ratio (SFR)
also have similar effects
• ROIC (Return on Invested
Capital means: the more you
invest, the more profits
ROIC = Net profit after tax
Invested capital
EGAT 8.4%
MEA
4.8%
PEA
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
Deterministic planning based
on demand forecast leads
to over-investment
in capital-intensive
power projects
2
1
Power demand
(over-)projections
Utilities’
Profits
3
Tariff structure that allows pass-through
of unnecessary investments
Problems of current power systems
(2)
• Planning objectives
– Narrow objectives (energy security, least-cost), environmental
and social goals not considered
– Role of electricity/energy poorly defined (shifting from a public
service (serving basic needs) to a commodity) – and this gets
worse when utilities are corporatized and privatized
• Over-consumption of electricity and energy
– Excessive consumption not addressed and even subsidized
through lack of proper pricing structure (generation cost
subsidized, marginal costing not used for new gas)
– Out of sight, out of mind (consumers are disconnected and
removed from impacts of their own consumption)
The Champagne Glass
UNDP, Human Development Report, 1998
Unlimited living?
http://www.soho-properties.com/condobangkok-leraffine31/
Siam Paragon
Electricity production
and consumption
(GWh)
123
1700 families
relocated
MBK
81
Loss of 116
fish species (44%)
Fishery yield
down 80%
Pak Mun
Loss of livelihood
for >6200 families
Dams
Central World
Mae
75
Hong
Song
Malls
65
Province
Source: MEA, EGAT, Searin, Graphic: Green World Foundation
Impacts of Pak
Mun Dam alone
Nam Theun 2
•
•
•
•
1000 MW
Mainly to serve Thailand
6,200 people in Laos resettled
Dam will dry Nam Theun
River and swell Xe Bung Fai
River
• Endangered species,
elephant habitat to be flooded
Problems of current power systems
(3)
• Demand forecast (over projections)
– Linking of power demand and GDP growth
– Deterministic model (top-down), politically
driven
– Distorted incentives to over-forecast
– Lack of accountability
– Annual peak = basis for planning but no
sufficient incentives/measures to cut peak
International Comparison of
Power Generation per GDP
Electric Power Generation per GDP
Canada
1,000
kWh/US$, 1995 Price
United States
900
United Kingdom
800
Germany
700
Taiwan
600
Singapore
500
Thailand
400
Australia
300
Malaysia
200
South Korea
100
Japan
1971
1973
1980
1985
1990
1995
1999
Peru
Gov’t gives subsidy to polluting industries with low
value added to economy and lowด ัชนีcompetitiveness
ความ
ั ว่ นความ
ั ว่ น
สดส
สดส
ได้เปรียบ
เข้มข้นของ
มูลค่าเพิม
่
ทางการแข่งข ัน
้ ล ังงาน ต่อผลผลิต
กลุม
่ อุตสาหกรรม High Energy, Low VA, Low RCA การใชพ
(RCA)
อุตสาหกรรมเหล็
Steel
industry กและเหล็กกล้า
0.331
ี า น้ ามันชก
ั เงา
การผลิตสท
0.183
การผลิตผลิตภัณฑ์พลาสติก
High energy intensity
0.18
การผลิตผลิตภัณฑ์อโลหะอืน
่ ๆ
0.178
การฟอก การพิมพ์ การย ้อม
0.177
การผลิตเครือ
่ งยนต์และกังหัน
Low value added
0.15
การผลิตเครือ
่ งเรือนทีท
่ าด ้วยโลหะ
0.146
แบตเตอรีแ
่ ละหม ้อเก็บประจุไฟฟ้ า
0.142
การผลิตเครือ
่ งจักรและอุปกรณ์ทางเกษตร
Low competitiveness 0.131
การผลิตอุปกรณ์รถไฟ
0.126
้
เครือ
่ งมือเครือ
่ งใชไฟฟ้
าอืน
่ ๆ
0.125
การผลิตผลิตภัณฑ์ทางเคมีอน
ื่ ๆ
0.122
อุตสาหกรรม
ถ่านหิ
น
การผลิตเครือ
่ งจักรและอุปกรณ์พเิ ศษ
0.116
การผลิตผลิตภัณฑ์จากกระดาษ อาหารและเครือ
0.115
่ งดืม
่
17
ิ ค ้าอุตสาหกรรมอืน
การผลิตสน
่ ๆ
0.101
่
ิ
ส
ง
ทอ
ิ
การผลิตนาฬกา
8
0.085
การผลิตเครือ
่ งดนตรีและเครือ
่ งกีฬาไม ้และเครือ
่ งเรือน
0.078
การบรรจุกระป๋ อง และการเก็บรักษาผัก ผลไม ้ น้ าผลไม ้
0.074
กระดาษ
การผลิตผลิตภัณฑ์จากไม ้และไม ้ก๊อก
424
0.074
การผลิตรองเท ้า ยกเว ้นรองเท ้ายางเคมี
0.072
592
การผลิตเครือ
่ งเรือนเครือ
่ งตกแต่งทีท
่ าด ้วยไม ้
อโลหะ
0.072
5,062
การผลิตผลิตภัณฑ์อาหารอืน
่ ๆ
0.071
โลหะขนมู
ั้ ลฐาน
408
การผลิตอุปกรณ์การถ่ายภาพและสายตา
0.071
การทาเนือ
้ กระป๋ อง
ผลิตภัณฑ์โลหะ
0.064
การผลิตผลิตภัณฑ์หนั งสัตว์
0.064
อื
น
่
การอบ การบ่มใบยาสูบ
978
0.061
รวม และน้าอัดลม
อุตสาหกรรมเครือ
่ งดืม
่ ทีไ่ ม่มแ
ี อลกอฮอล์
0.059
7,489
ื ก
อุตสาหกรรมเกีย
่ วกับผลิตภัณฑ์เชอ
0.051
โรงงานทาน้ าตาล และผลิตภัณฑ์อน
ื่ ๆ
0.151
0.323
0.3
0.336
0.27
0.24
0.253
0.264
0.33
0.276
0.313
นา้ 0.319
ม ัน
0.246
0.172
683
0.346
266
0.415
0.345
33
0.341
191
0.358
0.388
465
0.507
310
0.478
324
0.428
0.392
137
0.445
869
0.404
0.426
3,278
0.418
0.19
ก๊าซ
76
4
504
1,243
-
325
2,152
BOI investment
privileges should
take into
account energy
and
environmental
considerations
0.25
0.91
0.5
0
0.21
0.56
0.59
0.08
0.01
0.95
0.41
ไฟฟ้า
0.27
0.72
857
1.24
1.74665
1.87135
2.26
2.83187
1.94806
1.82605
1.85555
1.52
1.02
1,095
2.57
1.22 48
1.08
4,953
1.11
รวม
1,633
943
168
802
2,367
7,220
9.1%
5.3%
0.9%
4.5%
13.2%
40.4%
1,557
1,895
17,872
8.7%
10.6%
100.0%
1,287
7.2%
Power demand projection Sep 2007
(PDP 2007 revision 1)
MW
55,000
50,000
45,000
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
37,382 MW
40,000
2,178
48,958 MW
2,477
2,399
2,23
5
2,28
7
2,131
35,000
27,996 MW
1,832
2,03
5
1,759
30,000
1,629
1,361
1,410
25,000
1,444
20,000
15,000
10,000
ที่มา กฟผ.
1,26
8
1,449
2550 – 2554
average increase
1,386 MW
แผนพ ัฒนาฯ ฉบ ับที่ 10
2555 – 2559
average increase
1,877 MW
2560 – 2564
average increase
2,315 MW
แผนพ ัฒนาฯ ฉบ ับที่ 11
แผนพ ัฒนาฯ ฉบ ับที่ 12
2550 2551 2552 2553 2554 2555 2556 2557 2558 2559 2560 2561 2562 2563 2564
Why assume exponential growth?
Linear vs. exponential extrapolation
50000
24 power plants
45000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
2007 Forecast
Historic peak demand trend
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
0
1985
Peak demand (MW)
40000
Power Demand: Projections vs. Actual 1992 – 2008
If no systemic bias, the chance of over-projecting
demand 12 times in a row should be 1/4096!!
MW
48,000
44,000
40,000
36,000
32,000
28,000
24,000
มิ.ย.-93
ธ.ค.-94
ต.ค.-95
เม.ย.-96
ต.ค.-96
มิ.ย.-97
ก.ย.-97
Sep-98(MER)
ก.พ.-01
ส.ค.-02
Jan-04(LEG)
Jan-04(MEG)
Apr-06 (MEG)
มี.ค.-07
ACTUAL
ธ.ค.-08
20,000
16,000
12,000
8,000
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
Cycle of over-expansion
under the centralized
system with return-based regulation
Deterministic planning based
on demand forecast leads
to over-investment
in capital-intensive
power projects
2
1
Power demand
(over-)projections
Utilities’
Profits
3
Tariff structure that allows pass-through
of unnecessary investments
Lack of accountability in demand overprojection and over-investment made of possible
by guaranteed rate of return for utilities
• ROIC (Return on Invested
Capital means: the more
you invest, the more
profits
ROIC = Net profit after tax
Invested capital
EGAT 8.4%
MEA
4.8%
PEA
Guaranteed rate of return means central planners
are rewarded, not held accountable, for their
repeated errors in demand forecast
A look at load duration curve:
Only the absolute peak of the year
is used as the basis for planning
MW
> 1,000 MW in
66 hours
16300
16000
16100
14000
15900
12000
15700
15500
10000
2001 PEAK = 16,126 MW
15300
8000
60
48
36
24
12
0
15100
6000
4000
2000
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
hours
Problems of current power systems
(4)
• PDP process
– Use of Reserve Margin, not LOLP, as a main planning
criteria arbitrary, wasteful
– Focusing on large-scale, capital intensive supply
options
– Hydropower imports politically driven
– DSM/EE, RE, decentralized generation not
considered as supply options
– Alternative PDPs not considered, discussed
– Arbitrary methodology with bias towards large-scale,
non-renewable options (unrealistically low fuet cost
assumptions
Planning of capacity additions
(Total capacity requirement = peak demand + 15% reserve margin)
Loss of Load Probability (LOLP)
• LOLP is the probability that generation will be
insufficient to meet demand at some point over
some specific time window.
• It is a method to calculate power system
(electrical network) reliability. It combines the
probability that certain load could occur with the
probability that certain amount of generation
could deliver it.
• Thailand: LOLP < 24 hours in a year (0.27%)
• India (Andra Pradesh 2002): LOLP < 1.14%
• USA (Texas): LOLP < 1 day in 10 yrs (0.03%)
A Few Definitions
• EUE – Expected Unserved Energy – the expected
number of megawatt-hours of load that will not be served
in a given year
• LOLP – Loss of Load Probability – the probability that
there will be a loss of load event in a given year
• LOLE – Loss of Load Events – the number of events in
which some system load is not served in a given year. A
Loss of Load Event can last for one hour or for several
contiguous hours, and can involve the loss of one
megawatt of load or several hundred megawatts of load.
• Generally-accepted criteria: a target
reserve margin that results in an
agreed level/number of LOLP or LOLE
Reserve Margin Simulation Results
Reserve
Margin
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
0
0
0.000%
18.00%
0
0
0
0.000%
20.00%
0
0
0
0.000%
* ENS = Energy not served
Data from ERCOT (Texas, USA)
Reserve Margin Simulation Results
# of LOL Events in 10 Years
6
5
4
3
2
1
0
10
11
12
13
14
15
Reserve Margin (%)
Generic Gas Additions
Series2
LOL = Loss of Load
Generic Coal Additions
Data from ERCOT (Texas, USA)
Problems of current power systems
(4)
• PDP process
– Use of Reserve Margin, not LOLP, as a main planning
criteria arbitrary, wasteful
– Focusing on large-scale, capital intensive supply
options
– Hydropower imports politically driven
– DSM/EE, RE, decentralized generation not
considered as supply options
– Alternative PDPs not considered, discussed
– Arbitrary methodology with bias towards large-scale,
non-renewable options (unrealistically low fuet cost
assumptions
Choice of 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 process
DSM/EE, RE, Distributed generation not considered as supply options
Centralized & decentralized generation
Cogeneration
Gasifier
Centralized & decentralized generation
Cogeneration
Gasifier
Many questions for PDP 2007
New
capacity
toใthe
2007
PDP2007
นแผนPDP
ู บรรจุ
ทถี่ ก
ตใหม่added
กาลงั การผลิ
(MW)
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
L1
SPP
B1
Nuclear
H1
Gas
L2
B2
Coal
H2
L3
B3
Gas Turbine
H3
Import
L = low case B = base case H = high case
1=“lowest cost” 2=“as much coal as acceptable” 3=“LNG + imports”
• Why only 1700 MW of
distributed generation
allowed?
• Why 4000 MW of nuclear
in all options?
• Why DSM/energy
efficiency not
considered as an
option?
Centralized energy is also more costly
Decentralized generation brings down costs
Thailand
Ireland – retail costs for new capacity
to 2021
8 .0 0
7 .0 0
6 .0 0
Euro Ce nts / KW h
PDP 2007 requires 2
trillion baht to
implement,
comprising:
million B
• generation 1,482,000
• transmission
595,000
5 .0 0
4 .0 0
3 .0 0
2 .0 0
1 .0 0
0 .0 0
Transmission adds
40% to generation
costs
1 0 0 % C e n t ra l / 0 % D E
75%
/ 25%
50% / 50%
25% / 75%
0 % C e n t ra l / 1 0 0 % D E
% DE of Tota l Ge ne r a tion
O & M o f N e w C a p a c ity
Fuel
C a p ita l Am o riz a tio n + P ro fit O n N e w C a p a c ity
T & D Am o riz a tio n o n N e w T & D
Source: World Alliance for Decentralized Energy, April 2005
Centralized generation wastes a lot of energy
(~70% of heat value is lost & adds to climate change problem)
Total at end of 2007
Hydro
28,530.3 MW
import
Combined cycle
13,540 MW
47.5 %
Hydro
3,424.2 MW
12.0 %
Thermal
9,666.6 MW
33.9 %
1.2 %
Import from
Malaysia
1.0 %
Gas turbines, diesel
971.4 MW
3.4 %
Installed capacity
by types of
generation in
2007
Renewables
288.1 MW
1.0 %
Loss in conversion process
61%
Station use (in power plants)
1%
Loss in transmission
3%
Loss in distribution
Useful electricity to end-users
5-8%
<30%
Problems of current power systems
(4)
• PDP process
– Use of Reserve Margin, not LOLP, as a main planning
criteria arbitrary, wasteful
– Focusing on centralized, large-scale, capital intensive
supply options
– Hydropower imports politically driven
– DSM/EE, RE, decentralized generation not
considered as supply options
– Alternative PDPs not considered, discussed
– Arbitrary methodology with bias towards large-scale,
non-renewable options (unrealistically low fuet cost
assumptions
Energy waste in a typical pumping
system
Very Small Power Producers (VSPP)
(Status as of December 2008)
Applications submitted
Fuel/technology
Number
Installed
capacity
(MW)
Accepted applications
Capacity export
Number
to grid
(MW)
Installed
capacity
(MW)
Projects already selling electricity
Capacity export
Number
to grid
(MW)
Installed
capacity
Capacity
export to grid
(MW)
(MW)
Commercial fuel
coal
6
159.57
41.00
4
130.07
26.00
2
19.00
6.00
natural gas
4
30.05
14.60
3
26.69
12.40
0
-
-
sub-total
10
189.62
55.60
7
156.76
38.40
2
19
6
Alternative fuels
1 Solar
355
1,755.55
1,681.62
116
365.26
362.82
45
1.83
1.75
2 Biogas
78
163.36
143.20
60
96.21
79.90
18
20.29
12.52
3 Biomass
175
1,716.93
1,050.10
140
1,369.36
808.85
47
533.29
216.15
4 Waste
24
137.71
121.76
16
96.68
84.86
2
2.04
1.60
5 Hydro
9
6.90
6.86
4
5.160
5.130
2
0.08
0.06
6 Wind
89
796.34
791.13
7
11.23
10.93
1
0.08
0.08
7 Used cooking oil*
1
0.03
0.03
1
0.03
0.03
1
0.03
0.03
sub-total alternative fuels
731
4,576.80
3,794.69
344
1,943.92
1,352.51
116
557.63
232.18
TOTAL
741
4,766.42
3,850.29
351
2,100.68
1,390.91
118
576.63
238.18
Source: www.eppo.go.th/power.html
Source: The 5th NW Electric Power and ConservationPlan
Supply options in NW USA
Source: The 5th NW Electric Power and ConservationPlan
Supply options in NW USA
Supply curve of Pacific NW
Real Levelized Cost (Cents/kWh - 2000$)
12
EE
10
Renewables
Coal
8
Gas turbines
6
Combined cycle
4
2
0
245
514
1598
2202
2560
3444
4934
6735
Cumulative Resource Potential (Average Megawatts)
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
8945
Thai civil society created an alternative PDP that meets govt’
objectives, is more economic and cleaner. But it was not
considered by the government
The Comparison of Installed Capacity
in Two PDP Options
70,000
60,000
302
2,254
50,000
4,000
14,804
40,000
3,424
MW
8,117
30,000
5,200
DSM
6,410
Nuclear
4,553
Renewable
7,800
Cogen-SPP
3,424
4,117
Import
Hydro
Oil
20,000
24,755
28,108
Natural gas
10,000
PDP2007
ที่มา มูลนิธินโยบายสุ ขภาวะ 2552
Coal
PDP-Renewables
Superior benefits of “PDP Renewable”
over Govt’s PDP 2007
Percentage
Create more job (x 1000 position)
Income generation
Decrease foreign import
Decrease societal economic cost
Decrease commercial cost
Decrease environmental cost
Decrease mercury emission
Decrease SO2 emission
Decrease CO2 emission
Source : Healthy public policy foundation 2009
Percentage
Job creation per $1 million
investment
Source: http://www.peri.umass.edu/green_recovery/
http://www.greenpeace.org/usa/assets/binaries/green-job-creation-table
Problems of current power systems
(4)
• PDP process
– Use of Reserve Margin, not LOLP, as a main planning
criteria arbitrary, wasteful
– Focusing on centralized, large-scale, capital intensive
supply options
– Hydropower imports politically driven
– DSM/EE, RE, decentralized generation not
considered as supply options
– Alternative PDPs not considered, discussed
– Arbitrary methodology with bias towards large-scale,
non-renewable options (unrealistically low fuet cost
assumptions
Fuel price forecast (In current term)
year
Natural gas
power plant average cost
$ /million
BTU
Baht /million
BTU
%
increase
Natural gas
(Kanorm power plant)
$ /million
BTU
Baht /million
BTU
%
increase
Natural gas
(Lankabuer power plant)
$ /million
BTU
Baht /million
BTU
%
increase
Natural gas
(Nampong power plant)
$ /million
BTU
Baht /million
BTU
%
increase
Excess natural gas
For new power plant
$ /million
BTU
Baht /million
BTU
%
increase
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
year
Fuel oil
(2% of sulphur)
$ /million
BTU
Baht
(liters)
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Source: EGAT, PDP 2007
Lignite
(Mae Moh power plant)
Diesel oil
%
increase
$ /million
BTU
Baht
(liters)
%
increase
$ /million
BTU
Baht (ton)
%
increase
Imported coal
(Australia)
Nuclear
$ /million
BTU
Baht /million
BTU
%
increase
$ /million
BTU
Baht (ton)
%
increase
Problems of current power systems
(5)
• Cost structure
– Unlevel playing field for comparing costs of different resource
options (only generation cost considered but not T & D)
– Externality costs not considered
– Residential, rural customers forced to pay for same costs for
high reliability standards caused by commercial and industrial
consumers
– Favorable treatment of nuclear compared to RE
• Governance
– Conflict of interests
– Trans-national private capital (e.g. powerful Chinese energy
firms) not accountable to local people
EGAT’s cost assumptions in PDP
Sources
Cost (B/kWh)
Nuclear
2.08
Coal
2.12
Gas combined cycle
2.29
Fuel oil (thermal)
4.12
Gas open cycle
7.93
PV
20.20
Wind
5.98
Waste
4.63
Biomass
2.63
EGAT “Power Development Plan” presentation
at public hearing at Military club, April 3 2007
• ไม่มท
ี ม
ี่ าทีไ่ ปของการ
คานวณ
• ต ้นทุนนิวเคลียร์ขาด
ื่ ถือและไม่
ความน่าเชอ
สอดคล ้องกับข ้อมูลจาก
ต่างประเทศ
• ไม่รวมต ้นทุนอืน
่ ๆ อีก
มากมาย
Cost of delivery kWh (not including externalities)
ที่มา AMORY B. LOVINS AND IMRAN SHEIKH “The Nuclear Illusion” 2008
Supply
options
Cost estimate (Baht/kWh)
Generation
Trans
missio
n1
Distrib
ution2
CO2 3
Other
envi
impacts
Social
impacts
Total
4
DSM
0.50 – 1.505
-
-
-
-
-
0.50 1.50
SPP
cogeneration
(PES > 10%)
2.60 6
-
0.44
0.08
0.71
-
3.83
VSPP
(Renewable)
Bulk supply
tariff
(~ 3) +
Adder
(0.3 – 8)
-
0.44
-
0 – 0.63
0 – low
3.3 –
11.0
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
2.08 7
0.37
0.44
-
0.15 +
1.008
High –
very high
4.04
หมายเหตุ
1. ใช ้สมมติฐานว่าต ้นทุนร ้อยละ 12.4 ของค่าไฟฟ้ ามาจากธุรกิจสายส่ง
2. ใช ้สมมติฐานว่าต ้นทุนร ้อยละ 14.5 ของค่าไฟฟ้ ามาจากธุรกิจจาหน่าย
3. ค่า CO2 ที่ 10 ยูโร/ตัน
4. ค่า Externality ตามการศึกษา Extern E ของสหภาพยุโรป และนามาปรับลดตามค่า GDP ต่อหัวของไทย
5. การศึกษาของ World Bank 2005
6. ตามระเบียบ SPP
7. ทีม
่ า : กฟผ.
8. Cost of liability protection, Journal “Regulation” 2002 – 2003
Problems of current power systems
(5)
• Cost structure
– Unlevel playing field for comparing costs of different resource
options (only generation cost considered but not T & D)
– Externality costs not considered
– Residential, rural customers forced to pay for same costs for
high reliability standards caused by commercial and industrial
consumers
– Favorable treatment of nuclear compared to RE
• Governance
– Conflict of interests
– Trans-national private capital (e.g. powerful Chinese energy
firms) not accountable to local people
Load profile on the day of annual
highest consumption
พลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์ )
Notice
the rise of air-conditioning load
25000
2551
2550
2549
2548
20000
15000
10000
2534
2533
2532
5000
เวลา (ชั่วโมง)
0
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
่
1. 1 Load Profile
บ้
า
นอยู
อ
าศั
ย
ขนาดเล็
ก
มิ.ย.51
พลังไฟฟ้า (MW)
160
วันทางาน
140
วันเสาร์
วันอาทิตย์
วันทีม่ กี ารใช้ ไฟสู งสุ ด
120
100
80
60
40
20
เวลา (ชั่ วโมง)
23:15
22:15
21:15
20:15
19:15
18:15
17:15
16:15
15:15
14:15
13:15
12:15
11:15
10:15
9:15
8:15
7:15
6:15
5:15
4:15
3:15
2:15
1:15
0:15
0
่
1. 2 Load Profile
บ้
า
นอยู
อ
าศั
ย
ขนาดใหญ่
มิ.ย.51
พลังไฟฟ้า (MW)
2,500
วันทางาน
วันเสาร์
วันอาทิตย์
วันทีม่ กี ารใช้ ไฟสู งสุ ด
2,000
1,500
1,000
500
เวลา (ชั่ วโมง)
23:15
22:15
21:15
20:15
19:15
18:15
17:15
16:15
15:15
14:15
13:15
12:15
11:15
10:15
9:15
8:15
7:15
6:15
5:15
4:15
3:15
2:15
1:15
0:15
0
3 Load Profile
Medium-sized
มิ.ย.51
พลังไฟฟ้า (MW)
2,000
วันทางาน
1,800
วันเสาร์
วันอาทิตย์
วันทีม่ กี ารใช้ ไฟสู งสุ ด
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
เวลา (ชั่ วโมง)
23:15
22:15
21:15
20:15
19:15
18:15
17:15
16:15
15:15
14:15
13:15
12:15
11:15
10:15
9:15
8:15
7:15
6:15
5:15
4:15
3:15
2:15
1:15
0:15
0
4 Load Profileมิ.ย.51
Large Customers
พลังไฟฟ้า (MW)
3,000
วันทางาน
วันเสาร์
วันอาทิตย์
วันทีม่ กี ารใช้ ไฟสู งสุ ด
2,500
2,000
1,500
1,000
500
เวลา (ชั่ วโมง)
23:15
22:15
21:15
20:15
19:15
18:15
17:15
16:15
15:15
14:15
13:15
12:15
11:15
10:15
9:15
8:15
7:15
6:15
5:15
4:15
3:15
2:15
1:15
0:15
0
6 Load Profile
Government offices, universities, etc.
พลังไฟฟ้า (MW)
มิ.ย.51
600
วันทางาน
วันเสาร์
วันอาทิตย์
วันทีม่ กี ารใช้ ไฟสู งสุ ด
500
400
300
200
100
เวลา (ชั่ วโมง)
23:15
22:15
21:15
20:15
19:15
18:15
17:15
16:15
15:15
14:15
13:15
12:15
11:15
10:15
9:15
8:15
7:15
6:15
5:15
4:15
3:15
2:15
1:15
0:15
0
Problems of current power systems
(5)
• Cost structure
– Unlevel playing field for comparing costs of different resource
options (only generation cost considered but not T & D)
– Externality costs not considered
– Residential, rural customers forced to pay for same costs for
high reliability standards caused by commercial and industrial
consumers
– Favorable treatment of nuclear compared to RE
• Governance
– Conflict of interests
– Trans-national private capital (e.g. powerful Chinese energy
firms) not accountable to local people
Problems of current power systems
(5)
• Cost structure
– Unlevel playing field for comparing costs of different resource
options (only generation cost considered but not T & D)
– Externality costs not considered
– Residential, rural customers forced to pay for same costs for
high reliability standards caused by commercial and industrial
consumers
– Favorable treatment of nuclear compared to RE
• Governance
– Conflict of interests
– Trans-national private capital (e.g. powerful Chinese energy
firms) not accountable to local people
Energy policy and its impacts on share prices of
energy companies in the stock market
• The coup-installed government announced its policy on
energy investment opportunities on 3 Oct 2006
• Energy policy, PDP approval and IPP bidding resulted in
significant windfall benefits for selected companies
• 1 year later, the share prices of companies benefiting from
the PDP jumped 66% (other companies had a 8.7% rise)
3-Nov-06
Index
SET index
Energy - total
Energy - PDP-related
Energy- PTT-related*
Energy - PDP/PTT-related
Energy-non-PDP/PTT
Non-energy SET index
732.3
Market Cap.
(M Baht)
5,398,975
1,549,720
1,189,947
1,178,612
1,379,886
25,212
3,849,255
2-Nov-07
Index
894.34
Market Cap.
(M Baht)
6,902,455
2,416,915
1,975,093
1,946,230
2,259,729
22,126
4,485,540
*"PTT-related" = PTT having more than 25% shares (voting rights) in the company
Share value
increase in 1
year (%)
22.1%
55.4%
66.0%
65.1%
63.8%
-13.2%
8.7%
Change in energy companie’s share prices within 1 yr
S ecurity
Bus ines s
Clos e
Price
3/11/2006
Related to PDP
BANPU
coal
LANNA
coal
PTT
gas
PTTEP
gas-PTT subsidiary
EGCO
power
RATCH
power
GLOW
power
Unrelated to PDP
RRC
oil-refine PTT subsidiary
BCP
oil-refine/retail PTT subsidiary
TOP
oil-refine PTT subsidiary
RPC
oil-refine/retail
SUSCO oil-retail
AI
other-insulator
BAFS
other-plane fuel
AKR
other- PV transformer
EASTW other-water
PICNI
LPG-retail
SOLAR
other- PV
Uncomparable
TPI
oil-refine
IRPC
oil-refine PTT subsidiary
MDX
power
STRD
other
SCG
power-SPP
161
11.9
226
108
89.5
42.75
30.25
19.2
9.35
61
4.46
0.48
9.5
11.2
2.62
5.6
0.38
7.3
Market Cap.
3/11/2006
(M Baht)
1,189,947
43,751
4,165
633,840
354,833
47,119
61,988
44,252
215,152
55,035
10,464
124,442
2,332
571
4,750
4,760
2,070
7,415
1,123
2,190
7.2
140,400
3.92
298
180
3,744
Clos e
Price
2/11/2007
Market Cap.
2/11/2007
428
20.6
404
159
119
52
35.5
25.75
14.3
95.5
3.96
0.45
7.1
11.1
2.16
5
0.29
2.86
6.6
4.3
-
Price change
(M Baht)
%
1,975,093
66.0%
116,308
165.8%
7,210
73.1%
1,137,525
78.8%
524,070
47.2%
62,649
33.0%
75,400
21.6%
51,932
17.4%
41.7%
306,762
73,809
34.1%
16,004
52.9%
194,823
56.6%
2,084
-11.2% 536
-6.2% 3,550
-25.3% 5,661
-0.9%
1,707
-17.6% 6,874
-10.7% 857
-23.7% 858
-60.8% 128,700
2,045
132
4,183
Mkt cap
change
(M Baht)
72,557
3,045
503,685
169,237
15,531
13,413
7,680
18,775
5,540
70,381
248
36
1,200
901
363
541
266
1,332
Conflict of interest : policy v business
ื่
ชอ
ั รุจป
นายพรชย
ิ ระภา
ตาแหน่ง
ปลั
ดกระทรวงพลั
งงาน
Permanent
secretary
of ministry of energy
Board of directors
กรรมการบริษ ัท
ประธานกรรมการ
Chairman of PTTบมจ. ปตท.^
ประธานกรรมการ
กฟผ.^fuel
Chairman
of EGAT
Director
general,Energy
Board
member
of
PTT
chemical
กรรมการ ปตท. เคมิ
คอล
Chairman of Rayong
ประธานกรรมการ
บมจ.refinery
โรงกลัน
่ น้ ามันระยอง^
Board member
of Thai oil
กรรการ
บมจ. ไทยออยล์
ิ ธิพงศ ์
นายณอคุณ สท
Dep. permanent
secretary
รองปลั
ดกระทรวงพลั
งงาน
นายคุรจ
ุ ต
ิ นาครทรรพ
นายไกรฤทธิ์ นิลคูหา
นายเมตตา บันเทิงสุข
Board member
of RATCH
Dep. permanent
secretary
รองปลั
ดกระทรวงพลั
งงาน
กรรมการ
บมจ. ผลิ
ตไฟฟ้ าราชบุรโี ฮลดิง้ ^
Dep.
ื้ เพลิsecretary
Board member
of PTTEP
อธิ
บดีกpermanent
รมเชอ
งธรรมชาติ กรรมการ
บมจ. ปตท.สผ.
อธิบดีกgeneral
รมธุรกิจofพลั
งงานbusiness กรรมการ
บมจ. ปตท.
Director
energy
Board member
of PTT
์ โิ รดม
นายพานิช พงศพ
นายวีระพล จิรประดิษฐ์กล
ุ
นายสุชาติ จันลาวงศ ์
นายนเรศ สัตยารักษ์
นายพีระพล สาครินทร์
ผลตอบแทน ปี 2549
219,863.01 *
37500 (เฉพาะเบีย
้ ประชุม)
865,560
ยังไม่มข
ี ้อมูล
85,000 ***
ยังไม่มข
ี ้อมูล (1,600,000
หากครบปี )
2,289,344
2,640,000
Director
of Department
อธิ
บดีพgeneral
ัฒนาพลั
งงาน of
Alternative Energy Development and Board member of RATCH
ทดแทนและอนุ
ี ฮลดิง้
Efficiency energy รักษ์ พลังงาน กรรมการ บมจ. ผลิตไฟฟ้ าราชบุรโ
ผูDirector
้อานวยการส
านั ก
งาน
of Energy
Policy
Board member
of PTTEP
and
Planning
official
นโยบายและแผนพลังงาน
กรรมการ
บมจ. ปตท.สผ.^
368,000 **** (~2,000,000
หากครบปี )
ยังไม่มข
ี ้อมูล (~2,000,000
หากครบปี )
of ministry
หัSenior
วหน ้าผูofficial
้ตรวจราชการ
of
energy
กระทรวงพลังงาน
official of ministry
ผูSenior
้ตรวจราชการกระทรวง
of งenergy
พลั
งาน
ยังไม่มข
ี ้อมูล (~2,000,000
หากครบปี )
Senior
official of ministry
ผู ้ตรวจราชการกระทรวง
of energyพลังงาน
ทีม
่ า: รายงานประจาปี 2549
* ดารงตาแหน่งกรรมการ 31 วัน
** ดารงตาแหน่งครบ 12 เดือน
Board member
of Aromatics
กรรมการ
บมจ. อะโรเมติ
กส^์ PLC
Board member
Bang chak
กรรมการ
บมจ.ofบางจาก
Board member of RATCH
Board member
Ratchaburi
generation
กรรมการ
บมจ. ofผลิ
ตไฟฟ้ าราชบุ
รโี ฮลดิง้ ^
company
กรรมการ บจ. ผลิตไฟฟ้ าราชบุร ี
^ เริม
่ ดารงตาแหน่งชว่ ง รมต.พน. ปิ ยสวัสดิ์
*** ดารงตาแหน่งกรรมการ 10 วัน
**** ดารงตาแหน่งกรรมการ 8 เดือน
360,000
ยังไม่มข
ี ้อมูล (1,600,000
หากครบปี )
ไม่มข
ี ้อมูล
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*
Permanent
secretary
Director of
EPPO
Attendance of
Automatic tariff (Ft)
mechanism mtgs**
13/13 100%
4/6
67%
8/9
90%
5/6
83%
*จากรายงานประจาปี บมจ. ปตท. ปี 2546
**ตั้งแต่มีการปรับองค์ประกอบคณะอนุกรรมการ Ft โดยแต่งตั้งให้นายเชิดพงษ์เป็ นประธาน และนายเมตตาเป็ นรองประธาน (ปลายปี 46)
Government officials serve energy companies
better than the Thai public?
Problems of current power systems
(5)
• Cost structure
– Unlevel playing field for comparing costs of different resource
options (only generation cost considered but not T & D)
– Externality costs not considered
– Residential, rural customers forced to pay for same costs for
high reliability standards caused by commercial and industrial
consumers
– Favorable treatment of nuclear compared to RE
• Governance
– Conflict of interests
– Trans-national private capital (e.g. powerful Chinese energy
firms) not accountable to local people
Thank you
www.palangthai.org
Questions and discussion
Marginal Generation Costs
(cont.)
• Capacity cost* 36 US$/kW/Year (1,290
Baht/kW/Year)
• Energy cost 2.36 US cents/kWh ( 0.85
Baht/kWh)
• Total
2.89 US cents/kWh ( 1.04
Baht/kWh)
* Capacity cost is low because of capacity surplus
US$ 1 = Baht 36
Marginal Transmission Costs
(PwC, Jan. 2000)
LRAIC results
Per kW per year
Baht
US$
Per kWh in peak hours*
Baht
US cents
Generator to exit 500:230kV
939
26.10
0.36
0.99
Exit 500:230kV to exit 230:115/69kV
747
20.75
0.28
0.79
1,173
32.59
0.45
1.24
573
15.91
0.22
0.61
Exit 230:115 kV to end-115kV lines
End 115kV lines to exit 115: MV
*Ratio of kWh sales to kW peak demand
Energy sales (GWh) during system peak (0900-2200 Mon-Fri)
Demand at system peak (GW)
Ratio of kW to kWh
34,271
13
0.000380
หากไม่ปรับแผน PDP2007
เราจะมีไฟฟ้ าสารองล้นเกินในระบบ
ร้อยละของกาล ังการผลิตสารอง
หากไม่มก
ี ารปร ับแผนพ ัฒนากาล ังการผลิตไฟฟ้า
ภาระการลงทุน
ส่วนเกิน
400,000 ล้านบาท
50.00
45.00
40.00
35.00
30.00
25.00
Reserve
Margin
20.00
15.00
10.00
5.00
ปี
ที่มา มูลนิธินโยบายสุ ขภาวะ 2552
2563
2562
2561
2560
2559
2558
2557
2556
2555
2554
2553
2552
2551
2550
2549
Year
-
Levelized Cost of different options
Plant Type
Capacity Factor
(%)
Levelized
Capital Cost
Fixed O&M
Variable O&M
(including fuel)
Total Levelized
Generation Cost
Conventional Coal
85
64.5
3.7
23
91.2
Advanced Coal
85
75.6
5.2
19.3
100.1
- Conventional Combined
Cycle
87
23
1.6
55.7
80.3
- Conventional
Combustion Turbine
30
41.3
4.6
83.6
129.5
Advanced Nuclear
90
84.2
11.4
8.7
104.3
Wind
35.1
122.7
10.3
0
133
Solar PV
21.7
376.6
6.2
0
382.8
Solar Thermal
31.2
232.1
21.3
0
253.4
Geothermal
90
86
20.7
0
106.7
Biomass
83
71.7
8.9
23
103.6
Hydro
52
97.2
3.3
6.1
106.6
Natural Gas-fired
Source: Energy Information Administration, Annual Energy Outlook 2009 (revised), April 2009, SR-OIAF/2009-03, eia.doe.gov