หน้าหลัก > โรงไฟฟ้าขนอม  >  โครงสร้างระบบไฟฟ้าของประเทศไทย
 
     

กฟผ. เป็นผู้รับผิดชอบในการผลิตและส่งกระแสไฟฟ้า เพื่อสนองความต้องการไฟฟ้าของทั้งประเทศ โดยมีแหล่งผลิต คือโรงไฟฟ้าต่างๆ กระจายทั่วไปรวมทั้งรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศลาว และมาเลเซีย หลังจากนั้นจึงขายไฟฟ้าให้แก่ผู้ซื้อคือ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ลูกค้าตรง (โรงงานอุตสาหกรรมบางแห่งที่กำหนดโดยพระราชกฤษฎีกา) และประเทศเพื่อนบ้าน (ลาว และมาเลเซีย) ทั้งนี้ กฟผ. จะทำการส่งพลังงานไฟฟ้าผ่านสถานีไฟฟ้าแรงสูงต่างๆ ซึ่งตั้งกระจายอยู่ทั่วไป โดย กฟน. และ กฟภ. จะเป็นหน่วยงานที่รับผิดชอบในการขายปลีกให้แก่ประชาชนทั่วไป โดยรับซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ที่จุดเชื่อมต่อ และส่งเข้าสถานี ไฟฟ้าย่อยเพื่อกระจายให้ผู้ใช้ไฟฟ้า

ปัจจุบันโรงไฟฟ้าและกำลังผลิตติดตั้งของ กฟผ. ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2552 มีทั้งสิ้น 128 เครื่อง กำลังผลิตติดตั้ง 14,328.125 เมกะวัตต์  เป็นโรงไฟฟ้าที่กระจายตามภาคต่างๆ ทั่วประเทศ โดยเป็นโรงไฟฟ้าประเภทพลังน้ำมากที่สุด รองลงมาคือ พลังความร้อนร่วม และพลังความร้อน แต่ประเภทพลังความร้อนมีกำลังการผลิตติดตั้งสูงที่สุดของ กฟผ.   ส่วนของโรงไฟฟ้าและกำลังผลิตติดตั้งของ IPP,  SPP จำนวน 45 เครื่อง กำลังผลิตติดตั้ง 14,224.39 เมกะวัตต์  และเมื่อรวมที่รับจากต่างประเทศคือ เขื่อนและสายส่งเชื่อมโยงอีก 640 เมกะวัตต์  เป็นกำลังผลิตติดตั้งทั้งสิ้น 29,192.5158 เมกะวัตต์

 
 
 
 
 
 
 
   
 

กำลังผลิตติดตั้งของประเทศ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2552 มีทั้งสิ้น 29,192.5158 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้า  กฟผ. 14,328.1258 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 49.08) โดยจำแนกเป็นกำลังผลิตตามโรงไฟฟ้า  ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังน้ำ  3,424.18 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 11.73)  โรงไฟฟ้าพลังความร้อน 4,699.00 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 16.10 )  โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม  6,196.00 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 21.25) โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส, ดีเซลและอื่นๆ 8.9458 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 0.03)  และรับซื้อจากเอกชนในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านจำนวน 14,864.39 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 50.92) จำแนกเป็น ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ 12,151.59 เมกะวัตต์(ร้อยละ 41.63)   ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก 2,072.80 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 7.10) สายส่งเชื่อมโยงไทย-มาเลเซีย ระยะที่ 2  300.00 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 1.03) และผู้ผลิตจาก สปป. ลาว (เทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ)  340  เมกะวัตต์ (ร้อยละ 1.17 )

 
 
 
   
 

ในช่วงปี 2553 – 2563 ประกอบด้วยโครงการขนาดใหญ่ที่ก่อสร้างโดย กฟผ.  4,821 เมกะวัตต์, โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายใหญ่ (IPP)  4,400 เมกะวัตต์, โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายเล็ก (SPP) 3,539 เมกะวัตต์  โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) 2,335 เมกะวัตต์   โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมใหม่เพื่อการสนับสนุนการผลิต LPG ที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอม  800 เมกกะวัตต์ และรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน  5,669 เมกกะวัตต์

 
     
 
 
 
 
 
   
 
    ในช่วงปี 2564 – 2573 ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างโดย กฟผ.   20,897 เมกะวัตต์(ก๊าซธรรมชาติ 10,400 เมกกะวัตต์, ถ่านหินสะอาด 6,400 เมกะวัตต์  นิวเคลียร์ 4,000 เมกะวัตต์,  พลังงานหมุนเวียน 97 เมกกะวัตต์),  โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายเล็ก(SPP) 3,800 เมกะวัตต์  โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมาก(VSPP) 1,745 เมกะวัตต์ และรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านจำนวน 6,000 เมกะวัตต์
 
 
 
 
 
 
 
 
   
 

กำลังผลิตสำรองเกิดจากการที่กำลังผลิตพึ่งได้ของระบบมากกว่าความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) หรืออีกนัยหนึ่งกำลังผลิตสำรอง คือผลต่างระหว่างกำลังผลิตพึ่งได้กับความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของระบบต่อปี   หารด้วยความต้องการไฟฟ้าสูงสุด โดยแสดงเป็นอัตราร้อยละ โดยทั่วๆ ไป กฟผ. ต้องการรักษาระดับกำลังผลิตสำรองที่อัตราร้อยละ 15  เพื่อให้เกิดความมั่นใจว่า กฟผ. มีกำลังการผลิตเพียงพอ และโอกาสที่จะเกิดไฟฟ้าดับมีไม่เกิน 1 วันต่อปี

 
     
   
 

ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ของประเทศไทย  เป็นปริมาณไฟฟ้าที่ผู้บริโภคใช้รวมกันทั้งระบบสูงสุด       ณ วันใดวันหนึ่งของแต่ละปี ขึ้นอยู่กับ สภาวะอากาศ ช่วงเวลาที่ใช้ไฟฟ้า จำนวนของผู้ใช้ไฟฟ้า ภาวะเศรษฐกิจ เป็นต้น
นับตั้งแต่เกิดวิกฤตเศรษฐกิจในปี 2540 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในปี 2541 และ 2542 ลดลงร้อยละ 2.25 และ 3.30 ตามลำดับ  หลังจากนั้นเศรษฐกิจเริ่มฟื้นตัวขึ้นโดยความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดในปี  2548  ปี 2549   ปี 2550 ที่เพิ่มขึ้นร้อยละ  6.27,  2.56  และ  7.23  ตามลำดับ แต่ปี 2551 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดลดลงร้อยละ  0.08  โดยความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดปี 2551 เท่ากับ 22,017.00 เมกะวัตต์ ซึ่งความต้องการไฟฟ้าสูงสุดดังกล่าวเกิดขึ้นเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2551  โดยลดลงจากความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของปี 2550 จำนวน 19 เมกะวัตต์ หรือลดลงร้อยละ 0.08  ปี 2552 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเท่ากับ 22,044.90 เมกะวัตต์ เกิดขึ้นเมื่อวันที่ 24 เมษายน 2552 ซึ่งสูงกว่าปี 2551 จำนวน 27.9 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นร้อยละ 0.13  และคาดว่าความต้องการไฟฟ้ามีแนวโน้มจะสูงขึ้นอีกเนื่องจากมาตรการของรัฐบาล

 
     
   
 

จากผลการศึกษาค่าพยากรณ์เศรษฐกิจไทยระยะยาวเบื้องต้น โดย สศช. ร่วมกับสถาบันบัณฑิตพัฒนบริหารศาสตร์ ได้มีการจัดทำค่าพยากรณ์ GDP ในระยะยาว(เบื้องต้น) ไว้ 3 กรณี คือ กรณีสูง กรณีฐาน และกรณีต่ำ คณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย จึงพิจารณาให้ใช้ GDP กรณีฐาน เป็นเกณฑ์ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสำหรับจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย PDP 2101 โดยค่าพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้าสูงสุดเมื่อสิ้นปี 2564 มีค่าประมาณ 37,718 เมกะวัตต์ ลดลงจากค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ประมาณ 6,563 เมกะวัตต์  ในขณะที่ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเมื่อสิ้นสุดแผน PDP 2010 ในปี 2573 มีค่าประมาณ 52,691 เมกะวัตต์

 
     
   
 

ในช่วงปีงบประมาณ 2535 - 2546 ที่ผ่านมา เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าจะมีก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก รองลงมา ได้แก่  น้ำมันเตา และลิกไนต์  โดยในปีงบประมาณ 2546 มีการผลิตพลังงานไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากปี 2545 คือ 108,389.24  ล้านกิโลวัตต์-ชั่วโมง เป็น 116,669.98 ล้านกิโลวัตต์-ชั่วโมง  หรือมีอัตราเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.64  โดยมีสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติ ลิกไนต์  พลังน้ำ  ถ่านหินนำเข้า  น้ำมันเตา  น้ำมันดีเซล และซื้อเป็นร้อยละ 71.53  14.68  8.72 2.16   1.84  0.04 และ 1.03 ตามลำดับ และในปี 2552 สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงเป็น 72.9   11.0   5.8   8.2   0.2  และ  0.0 (มีพลังงานทดแทน ร้อยละ1.6) โดยการซื้อพลังงานไฟฟ้าจากภาคเอกชนเริ่มทวีความสำคัญมากขึ้น ในขณะที่ก๊าซธรรมชาติจะยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า ขณะที่ในการจัดทำแผนการใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าเพิ่มการผลิตโดยพลังน้ำ(ซื้อจากต่างประเทศ)   ถ่านหินนำเข้า  และนิวเคลียร์ในปี 2563 และ 2564

 
     
   
 

กฟผ. เป็นผู้รับผิดชอบในการควบคุมระบบส่งไฟฟ้าทั่วประเทศ โดยในปัจจุบันไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโรงไฟฟ้าของ  กฟผ.  ทุกโรงจะถูกส่งผ่านสายส่งไฟฟ้าแรงสูงไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงของ  กฟผ. เพื่อจ่ายไฟฟ้าให้  กฟน.,  กฟภ. และลูกค้ารายอื่นๆ ของ  กฟผ. ดังที่ได้กล่าวมาแล้ว  ระบบส่งของ   กฟผ. นี้มีศูนย์ควบคุมใหญ่ 5 แห่ง คือ ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติที่สำนักงานใหญ่ อ.บางกรวย จ.นนทบุรี และศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าเขตอีก 4 ศูนย์ ซึ่งตั้งอยู่ที่ภาคกลาง ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ  ภาคเหนือ และภาคใต้ ณ สิ้นสุดเดือนธันวาคม 2552  กฟผ. ควบคุมสายส่งยาว 30,445.221 วงจร-กิโลเมตร (circuit-kilometers) มีจำนวนสถานีไฟฟ้าแรงสูง (Substation) 209 สถานี โดยมีพิกัดของหม้อแปลงที่ 72,787.69 MVA ระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ.    แบ่งออกเป็น 4 เขต แต่ละภาคจะเชื่อมต่อกัน ด้วยสายส่งไฟฟ้าขนาดแรงดันไฟฟ้าที่ 500 กิโลโวลต์ 230 กิโลโวลต์ 115 กิโลโวลต์ และ 69 กิโลโวลต์

กฟผ. มีหน้าที่รับผิดชอบในการวางแผนระบบส่งไฟฟ้า โดยประสานงานกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย เพื่อให้สามารถจ่ายไฟฟ้าได้เพียงพอแก่ความต้องการที่เพิ่มขึ้นในแต่ละภูมิภาค ทำให้นอกจากจะต้องจัดทำโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าตามแหล่งผลิตของ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้นแล้ว ยังมีการขยายระบบส่งไฟฟ้า และเสริมความมั่นคงของระบบโดยจัดทำโครงการเป็นระยะๆ รวมทั้งโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้ารอบกรุงเทพฯ และปริมณฑลระยะที่ 1 และ 2   โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 10  และ 11   โครงการขยายระบบส่ง 500 KV สำหรับรับไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชน ระยะที่ 1 และเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำงึม 2   โครงการระบบส่งเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำงึม 3 และน้ำเทิน 1 เขื่อนเทินหินบุนส่วนขยาย  และโรงไฟฟ้าพลังความร้อน บริษัท เก็คโก้วัน จำกัด(GHO)

 
     
 
 
 

 

หน้าหลัก   :   ข้อมูลองค์กร   :   การกำกับดูแลกิจการ   :   โรงไฟฟ้าขนอม   :   ความรับผิดชอบต่อสังคม   :   ข้อมูลทางการเงิน   :   ข่าวและความเคลื่อนไหว   :   ติดต่อเรา   :    ผังเว็บไซต์