Transcript ภาพนิ่ง 1 - Palang Thai

Power Sector in Thailand: from
Problematic Planning and
Governance to Feed-in Tariffs
Chris Greacen
Palang Thai
Helvetas seminar
Power Sector Governance in the Mekong Region:
Challenges and Opportunities in Thailand and
implications for Laos
1 March 2011
Vientienne, Laos
In Thailand the dominant narrative concerning Lao
hydropower goes more or less like this…
MW
55,000
50,000
45,000
48,958 MW
“Thailand’s electricity demand is
projected to increase over
34,000 MW (2.5 times) by 2030”.
2,477
2,399
37,382 MW
40,000
2,178
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
่ กฟผ.
ทีมา
1,26
8
1,449
1. “Thai demand for electricity will rise a lot”
2550 – 2554
– 2559
2560 – 2564
2. “Thailand
needs to diversify its fuel2555
sources
from natural gas”
average increase
average increase
average increase
3. “Thai1,386
people
don't want any more dams”
MW
1,877 MW
2,315 MW
4. “Lao people will benefit from sale of hydro-electricity to Thailand”
5. แผนพ
 “Therefore,
dams
andฉบ
Thailand
fromัฒนาฯ
damsฉบ
inับที
Laos.”
ัฒนาฯ ฉบ ับที่ Laos
10 should build
แผนพ
ัฒนาฯ
ับที่ 11 should buy
แผนพ
่ 12
2550 2551 2552 2553 2554 2555 2556 2557 2558 2559 2560 2561 2562 2563 2564
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
Power generation (May 2009)
Generation by fuel type
Generation by sources
IPP 12,151 MW
(43%)
Coal &
Lignite,
21%
EGAT,
13,615 MW
(48%)
Hydro, Import &
Others,
Oil,
6%
0.1%
3%
SPP 2,073 MW
(7%)
Import & Exchange
640 MW (2%)
Total: 28,482 MW
ทีม
่ า: EPPO Aug 2009
Natural Gas,
70%
Power Purchase from Neighboring Countries
• 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)]
ทีม
่ า: EPPO Aug 2009
Power Purchase from LPDR
Project
Sale to Thailand (MW)
COD
187
126
313
31 Mar 1998
3 Sep 1999
1) Currently supplying power to Thailand
1.1 Nam Theun-Hinboun
1.2 Houay Hoa
Sub-total
2) PPA signed but not yet supplied power to Thailand
2.1 Nam Theun 2
920
Dec 2009
2.2 Nam Ngum 2
2.3 Theun-Hinboun Expansion
615
220
Mar 2011
Mar 2012
Sub-total
1,755
3) Tariff MOU signed
1,473
3.1 Hongsa Lignite
Status as at Jun09.
ทีม
่ า: EPPO Aug 2009
Sub-total
1,473
GRAND TOTAL
3,541
2013
Structure of Thai power sector
Generation
(% share)
SPPs
(7%)
(50%)
IPPs
(41%)
Import
(2%)
VSPPs
(<<1%)
Govt.
EGAT (100%)
Transmission
Distribution
EGAT
PEA
(67%)
MEA
(31%)
Users
Users
Direct Customers
(2%)
Remarks: - Figure of % Share in 2008
- ERC = Energy Regulatory Commission
ทีม
่ า: EPPO Aug 2009
ERC
&
Centralized
decision-ma
Centralized Power
Large power plant
Money Flow
Electricity flow
Government
and utilities
Customers
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 process
DSM/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
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 ^
ื้ เพลิsecretary
Board member
of PTTEP
อธิ
บดีกpermanent
รมเชอ
งธรรมชาติ กรรมการ
บมจ. ปตท.สผ.
Dep.
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
้ มก
้ ้นายเชิดพงษ ์เป็ นประธาน และนายเมตตาเป็ นรองประธาน
**ตังแต่
ี ารปร ับองค ์ประกอบคณะอนุ กรรมการ Ft โดยแต่งตังให
(ปลายปี 46)
Government officials serve energy companies
better than the Thai public?
Consumption patterns
Electrical consumption by sector in
2007 Others
5%
Industrial
49%
Residential
21%
Commercial
25%
้ ล ังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทผูใ้ ช ้
การใชพ
่ กฟผ.
ทีมา
133,132
GWh
้
การกระจายตัวของการใชไฟฟ้
าแยกตามพืน
้ ที่
Distribution of electricity consumption by region
South
North
เหนือ
8.11%
ใต้
7.84%
Northeast อืสาน
8.92%
Central
ภาคกลาง
75.14%
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
Comparison of electricity consumption of three big
malls vs. 16 provinces
Siam Paragon
GWh
123
MBK
81
278
GWh
Central World
75
ทีม
่ า: การไฟฟ้ านครหลวง 2549
่ งสอน
แม่ฮอ
อานาจเจริญ
มุกดาหาร
หนองบัวลาภู
น่าน
ยโสธร
อุทัยธานี
พะเยา
มุกดาหาร
สตูล
สมุทรสงคราม
เลย
แพร่
พัทลุง
นราธิวาส
ระนอง
65
110
128
148
175
188
193
211
219
230
237
246
254
258
278
278
้
ทีม
่ า: พพ. รายงานการใชไฟฟ้
า ปี 2549
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
้
้
การกระจายของจานวนผู ้ใชไฟและปริ
มาณการใชไฟฟ้
า
Distribution of number of power users & energy consumed
100%
Agricultural pumping
1%
0%
0%
4%
3%
7%
90%
80%
ปมน้าเพื่อการเกษตร
Government
หน่วยงานราชการ
19%
40%
70%
Specific businesses
ธุรกิจเฉพาะอย่าง
Large industrial/commercial)
60%
ธุรกิจ/อุต ขนาดใหญ่
50%
Small industrial/commercial
22%
40%
73%
ธุรกิจ/อุต ขนาดกลาง
Small industrial/commercial
ธุรกิจขนาดเลก
30%
10%
Large houses (>150 kWh/mo)
บ้านอยู่อาศัย (>150 หน่วย/เดือน)
20%
13%
10%
Small houses (<150 kWh/mo)
8%
บ้านอยู่อาศัย (<150 หน่วย/เดือน)
0%
าน นผู้ใช้ไฟ
Number of customers
ปริมา
การใช้ไฟฟา
Electricity consumption
่ : รายงานการปร ับโครงสร ้างอัตราค่าไฟฟ้ า (มติ ค.ร.ม. วันที่ 3 ตุลาคม 2543)
ทีมา
"Nature has enough for our need,
but not enough for our greed."
- Gandhi
Thai load duration curve (2002)
MW
> 1,000 MW in
66 hours
16300
16100
16000
15900
14000
15700
12000
15500
10000
15300
2001 PEAK = 16,126 MW
60
48
36
24
0
8000
12
15100
6000
4000
2000
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
hours
Load profile on the day of annual
highest consumption
พลังไฟฟ้า (เมกะวัตต ์)
Notice
the rise of air-conditioning load
25000
20000
2551
25
2549
50
2548
15000
10000
2534
2533
25
32
5000
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
เวลา
่
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Thai power sector planning:
Demand Forecast,
Power Development Plan (PDP),
Over-investment
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
1,26
8
1,449
2550 – 2554
average increase
1,386 MW
15,000
แผนพ ัฒนาฯ ฉบ ับที่ 10
10,000
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
ทีม
่ าdกฟผ.
Planning of capacity additions
capacity requirement = peak demand + 15% reserve
Actual 1992 – 2008
If no systemic bias, the chance of
MW over-projecting demand 12 times
in a row should be 1/4096!!
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
Incentive structure for utilities:
the more expansion, the more profits
• Financial criteria for utilities link
profits to investments
– Thailand uses outdated returnbased regulation
• ROIC (Return on Invested
Capital means: the more you
invest, the more (absolute)
profits you get
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
Comparison of trend lines with
historical peak consumption
MW
Exponential
MW
30,000
Linear
30,000
y = 4E-60e
0.0731x
y = 831.43x - 2E+06
2
R = 0.9433
2
R = 0.9894
10,000
10,000
0
0
Historic peak demand
เอ กซ์โพเนนเชียล (Historic peak demand)
19
85
19
87
19
89
19
91
19
93
19
95
19
97
19
99
20
01
20
03
20
05
20
07
20
09
20,000
19
85
19
87
19
89
19
91
19
93
19
95
19
97
19
99
20
01
20
03
20
05
20
07
20
09
20,000
Historic peak demand
เชิงเส ้น (Historic peak demand)
Past demand trajectory was linear but how come
the official demand projections have always
assumed exponential trend and over-estimated?
The government forecast was based on
the assumption of exponential growth
50,000
45,000
21 power plants
35,000
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
Dec-2008 Forecast
Historic peak demand
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
0
1985
Peak demand (MW)
40,000
MW
60,000
หากปรับค่าพยากรณ์+สง่ เสริมการประหยัดพลังงาน
+ สนับสนุน RE ตามแผนพลังงานทดแทน
โครงการทีไ่ ม่จาเปน
ถ่านหิน
50,000
ก๊าซ
พลั งน้ า นาเข ้า
โคเจน
40,000
พลั งงานหมุนเวียน
การประหยัดพลั งงาน
30,000
น้ า มัน/ก๊าซ
พลั งน้ า กฟผ.
อืน
่ ๆ
20,000
กาลั งผลิตขัน
้ ตา่
10,000
64
25
63
25
62
25
61
25
60
25
59
25
58
25
57
25
56
25
55
25
54
25
53
25
25
52
0
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
(~ 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
4.049.26
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. 5. The World Bank, Impact of Energy Conservation, DSM and Renewable Energy Generation on EGAT’s PDP, 2005.
6. ตามระเบียบ SPP
7. ทีม
่ า : 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.
Office of the National Economic and Social Development Board
OFFIC E
OF THE
PRIME
MINISTER
Macroeconomic Analysis
(Low margin/return)
Low
Value Creation
High
Import Contents
& Sheer size of
export to GDP
High
Energy Intensity
& Low Efficiency
& Unsustainable
structure
Slow Technology
Development
Lack of Saving
No immunity/
High volatility
Financial System
Enabling factors:
MACROECONOMIC
MANAGEMENT
Decentralized generation
• Decentralized generation: generation of
electricity near where it is used
Old way
Power plant
New way
Power plant
Biomass
Wind power
Customers
Biomass Solar
Energy efficient end-use
Energy waste in a typical pumping
system
Sankey Energy Flow Diagram
Cogeneration
Combined Heat and Power (CHP)
Centralized energy is 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
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
Fuel
Adder
Additional for Additional for Years effective
diesel offsetting 3 southern
areas
provinces
Biomass
Capacity <= 1 MW
$ 0.015
$
0.030
$
0.030
Capacity > 1 MW
$ 0.009
$
0.030
$
0.030
Biogas
<= 1 MW
$ 0.015
$
0.030
$
0.030
> 1 MW
$ 0.009
$
0.030
$
0.030
Waste (community waste, non-hazardous industrial and not organic matter)
Fermentation
Thermal process
Wind
<= 50 kW
> 50 kW
Micro-hydro
50 kW - <200 kW
<50 kW
Solar
7
7
7
7
$ 0.074
$ 0.104
$
$
0.030
0.030
$
$
0.030
0.030
7
7
$ 0.134
$ 0.104
$
$
0.045
0.045
$
$
0.045
0.045
10
10
$ 0.024
$ 0.045
$ 0.238
$
$
$
0.030
0.030
0.045
$
$
$
0.030
0.030
0.045
7
7
10
Assumes exchange rate 1 Thai baht = 0.029762 U.S. dollars
Tariff
=
Biomass tariff =
adder(s) + bulk supply tariff + FT charge
$0.009 + $0.049
+ $0.027
= $0.085/kWh
July 2010
PPAs signed
for additional
4283 MW
847 MW online
Thailand VSPP Status
Korat Waste to Energy – biogas
… an early Thai VSPP project
• 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
Reduces air and water pollution
Biogas from
Pig Farms
Produces fertilizer
Produces electricity
8 x 70 kW generator
Ratchaburi
Biomass Gasification
Rice mill in Nakorn Sawan
400 kW
Micro hydropower
•40 kW
•Mae Kam Pong, Chiang Mai,
Thailand
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
Cost of Energy (US cents/kWH)
Saving electricity is cheaper than
generating it
10.0
8.2
Demand Side Management (saving electricity)
8.0
6.0
4.9
5.0
5.1
5.2
Lowsulphur
coal w/o
FGD
Lowsulphur fuel
oil w/o
FGD
LNG
5.5
4.0
4.0
2.6
2.1
2.0
1.5
DSM
Hydro from
Gas
Lignite with
Laos
combined
FGD
cycle
Actual 10-year DSM
average cost!!!
Lowsulphur
coal with
FGD
Nuclear
Type of Power Plant
Source: The World Bank (1993)
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