ความมั่นคงเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า

กฟผ. มุ่งพัฒนาการเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้า คงไว้ซึ่งความเพียงพอและประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าที่ดี ผ่านการดำเนินงานภายใต้นโยบายภาครัฐและแนวปฏิบัติของมาตรฐานสากล รวมถึงมีการบริหารค่าพลังงานไฟฟ้าส่วนของต้นทุนที่เหมาะสม เพื่อให้เกิดการเข้าถึงพลังงานไฟฟ้าที่คลอบคลุมทุกภาคส่วนในสังคมและเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ

เป้าหมายปี 2568	ผลการดำเนินงาน
● ดัชนีแสดงความมั่นคงในการส่งมอบไฟฟ้า (Energy Not Served: ENS) ไม่มากกว่าค่าเฉลี่ยแบบเคลื่อนที่ 5 ปีย้อนหลัง	● ค่า ENS เป็นไปตามเป้าหมาย
● ค่าเฉลี่ยของระยะเวลาที่ไฟฟ้าดับต่อจุดจ่ายไฟ (System Average Interruption Duration Index: SAIDI) ไม่มากกว่า ค่าเฉลี่ยแบบเคลื่อนที่ 5 ปีย้อนหลัง	● ค่า SAIDI เป็นไปตามเป้าหมาย
● ค่าเฉลี่ยจำนวนครั้งที่ไฟฟ้าดับต่อจุดจ่ายไฟ (System Average Interruption Frequency Index: SAIFI) ไม่มากกว่าค่าเฉลี่ยแบบเคลื่อนที่ 5 ปีย้อนหลัง	● ค่า SAIFI เป็นไปตามเป้าหมาย
● ค่าความพร้อมจ่าย (Availability FactorOEE: AFOEE) ไม่ต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของผลการดำเนินงานของกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) 5 ปีย้อนหลัง	● ค่า AFOEE เป็นไปตามเป้าหมาย

แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ

กฟผ. ร่วมเป็นผู้แทนในคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (Power Development Plan: PDP) มีหน้าที่จัดทำการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวของประเทศ ซึ่งใช้เป็นข้อมูลพื้นฐานในการวางแผนและกำหนดนโยบายด้านไฟฟ้า รายงานสถานการณ์ความต้องการไฟฟ้า รวมถึงวิเคราะห์และเสนอข้อคิดเห็นข้อมูลทางเทคนิคที่เกี่ยวข้องกับการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้การจัดหาไฟฟ้าของประเทศไทยในระยะยาวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศและการลงทุนขยายกิจการไฟฟ้า

นอกจากนี้ กฟผ. ยังมีหน้าที่ดำเนินการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่บรรจุในแผน PDP ให้แล้วเสร็จตามกำหนด และรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในประเทศ ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ประกาศรับซื้อ และรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนต่างประเทศที่คณะรัฐมนตรีรับทราบ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)

ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ

ภารกิจหลักของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ (National Control Center: NCC) ภายใต้ กฟผ. คือ การควบคุมกำลังไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าต่าง ๆ (Generation) ที่ทำสัญญาขายไฟกับ กฟผ. ได้แก่ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และการซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ให้มีความสมดุลกับความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load) และยังมีหน้าที่ในการควบคุมการไหลของกำลังไฟฟ้า เพื่อให้สามารถส่งผ่านพลังงานไฟฟ้าจากผู้ผลิตไปสู่ผู้ใช้ไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่องและมีเสถียรภาพ รองรับเหตุการณ์ผิดปกติ (Trip) ของอุปกรณ์ในระบบโครงข่ายไฟฟ้า รวมถึงมีหน้าที่ให้ความเห็นชอบการปลดหรือนำเข้าใช้งานอุปกรณ์ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าเพื่อการบำรุงรักษาอีกด้วย

การควบคุมการจ่ายกำลังไฟฟ้าของ NCC เริ่มจากกระบวนการวางแผนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ อันมีหลักการเรียงตามลำดับความสำคัญ ดังนี้

1. ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า: ต้องผ่านมาตรฐาน Contingency N-1 Criteria กล่าวคือ หากอุปกรณ์ระบบส่งจ่ายไฟฟ้าหรือโรงไฟฟ้าใดหลุดออกจากระบบ ระบบไฟฟ้าต้องยังสามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่อง และมีคุณภาพไฟฟ้าทั้งแรงดันและความถี่อยู่ในเกณฑ์มาตรฐานสากล
2. การปฏิบัติตามข้อตกลง: ต้องปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและนโยบายต่าง ๆ เช่น การรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนขนาดเล็กประเภท Non-firm ตามความพร้อมที่โรงไฟฟ้าแจ้งขาย รวมถึงการสนับสนุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในอนาคต
3. การควบคุมต้นทุน: เมื่อ NCC ดำเนินการตามข้อ 1-2 แล้ว จะดำเนินการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามต้นทุนค่าไฟฟ้าให้เหมาะสม

เพื่อให้การวางแผนการเดินเครื่องมีประสิทธิภาพ กฟผ. ให้ความสำคัญกับการมีเครื่องมือและข้อมูลที่ครบถ้วนและแม่นยำ โดยเฉพาะข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า ซึ่งเป็นข้อมูลตั้งต้นสำคัญในการวางแผนผลิตไฟฟ้าให้มีความสมดุลระหว่าง Generation และ Load รวมถึงมีการเตรียมความพร้อมของโรงไฟฟ้าและระบบโครงข่ายไฟฟ้า ซึ่งครอบคลุมถึงการวางแผนหยุดเดินเครื่องเพื่อบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าให้เหมาะสมกับสภาพระบบไฟฟ้า การเตรียมกำลังผลิตสำรองให้เพียงพอและเป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐาน และการวางแผนงานปลดอุปกรณ์เพื่อปรับปรุงระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่สอดคล้องกับเงื่อนไขการควบคุมระบบไฟฟ้าและแผนการผลิต รวมถึงมีการประเมินสถานการณ์ความเปลี่ยนแปลงที่เกิดในระบบ และทำการปรับปรุงข้อมูลที่เกิดขึ้นและที่ต้องคาดการณ์ล่วงหน้า ทั้งในระยะยาวและระยะสั้น เพื่อจัดทำแผนการผลิตให้ใกล้เคียงกับสิ่งที่กำลังจะเกิดขึ้นจริงให้มากที่สุด

ในกรณีที่ระบบไฟฟ้ามีเหตุการณ์ฉุกเฉินที่รุนแรงมากกว่าเกณฑ์ที่ดำเนินการควบคุม ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า กฟผ. มีการบริหารจัดการความเสี่ยงโดยการจัดทำคู่มือรองรับเหตุการณ์ฉุกเฉินร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ทั้งภาครัฐและเอกชน รวมถึงมีการทบทวนและซักซ้อมแผนเพื่อเตรียมความพร้อมรองรับเหตุการณ์ต่าง ๆ ครอบคลุมกิจกรรมทั้งหมดในห่วงโซ่อุปทานตั้งแต่การผลิตและส่งจ่ายไฟฟ้า อาทิ แผนรองรับเหตุฉุกเฉินกรณีระบบผลิตหรือระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยขัดข้อง โดยร่วมมือกับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และหน่วยงานของกระทรวงพลังงาน อีกทั้งยังมีแผนรองรับเหตุการณ์ด้านระบบส่งไฟฟ้าที่ไม่สามารถควบคุมหรือส่งจ่ายไฟฟ้าได้ โดย กฟผ. ได้จัดทำ ทบทวน และซักซ้อมแผน Blackout Restoration เพื่อนำระบบกลับคืนสู่สภาวะปกติโดยเร็วที่สุด และแผนรองรับภัยพิบัติในรูปแบบต่าง ๆ เช่น อัคคีภัยและอุทกภัย

โครงการพัฒนาระบบผลิตและส่งไฟฟ้าของ กฟผ.

โครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน

โครงการ	วัตถุประสงค์	รายละเอียด	การดำเนินงานในปี 2568
โโครงการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังน้ำท้ายเขื่อนชลประทาน
โรงไฟฟ้าพลังน้ำ เขื่อนลำปาว	ใช้ทรัพยากรน้ำให้เกิดประโยชน์สูงสุด รวมถึงสามารถบริหารจัดการทรัพยากรน้ำสำหรับการเกษตรและการชลประทานให้แก่ผู้อยู่อาศัยบริเวณท้ายเขื่อนชลประทานได้อย่างเหมาะสม	มีกำลังผลิตตามสัญญา ขนาด 2.5เมกะวัตต์ และมีกำหนดจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบในเดือนพฤศจิกายน 2569	โครงการฯ ได้รับอนุมัติจาก ครม. เมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2567 ปัจจุบันได้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้า รวมถึงดำเนินการขออนุญาตต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องแล้วเสร็จ และอยู่ระหว่างดำเนินก่อสร้าง
โรงไฟฟ้าพลังน้ำ เขื่อนลำตะคอง		มีกำลังผลิตตามสัญญา ขนาด 1.5 เมกะวัตต์ และมีกำหนดจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบในเดือนธันวาคม 2572	โครงการฯ ได้รับอนุมัติจาก ครม. เมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2567 และดำเนินการขายเอกสารประกวดราคาแล้วเสร็จ โดยมี Bidder จำนวน 4 ราย รวมถึงมีกำหนดลงนามสัญญาจ้างที่ปรึกษาจัดทำรายงานสิ่งแวดล้อมภายในเดือนมกราคม 2569
โรงไฟฟ้าพลังน้ำ เขื่อนห้วยแม่ท้อ		มีกำลังผลิตตามสัญญา ขนาด 1.25 เมกะวัตต์ และมีกำหนดจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบในเดือนกุมภาพันธ์ 2570	โครงการฯ ได้รับอนุมัติจาก ครม. เมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2567 และดำเนินการออก Letter of Intent (LOI) ให้กับคู่สัญญาแล้วเสร็จ เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2568
โรงไฟฟ้าพลังน้ำ เขื่อนกระเสียว		มีกำลังผลิตตามสัญญา ขนาด 1.5 เมกะวัตต์ และมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในเดือนกุมภาพันธ์ 2570	โครงการฯ ได้รับอนุมัติจาก ครม. เมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2567 และดำเนินการออก Letter of Intent (LOI) ให้กับคู่สัญญาแล้วเสร็จ เมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2568

โครงการรับซื้อไฟฟ้า

แหล่ง	การดำเนินงานในปี 2568
ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP)	ระหว่างปี 2562-2568 มีโครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับ กฟผ. ตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ ระยะที่ 3 รวมกำลังผลิตตามสัญญา 5,000 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) โรงไฟฟ้า กัลฟ์ เอสอาร์ซี มีกำลังผลิตตามสัญญา ชุดละ 625 เมกะวัตต์ จำนวน 4 ชุด รวมกำลังผลิตตามสัญญา 2,500 เมกะวัตต์ ซึ่งจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ครบแล้วในปี 2565 และ (2) โรงไฟฟ้า กัลฟ์ พีดี มีกำลังผลิตตามสัญญา ชุดละ 625 เมกะวัตต์ จำนวน 4 ชุด รวมกำลังผลิตตามสัญญา 2,500 เมกะวัตต์ โดยชุดที่ 1 และ 2 จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์แล้วในปี 2566 และชุดที่ 3 และ 4 จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์แล้วเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2567 และ 1 ตุลาคม 2567 ตามลำดับ นอกจากนี้ ยังมีโรงไฟฟ้าหลักตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าหินกอง (โรงไฟฟ้าทดแทน ภาคตะวันตก) กำลังผลิตตามสัญญา ชุดละ 700 เมกะวัตต์ จำนวน 2 ชุด รวมกำลังผลิตตามสัญญา 1,400 เมกะวัตต์ โดยชุดที่ 1 จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์แล้วเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2567 และชุดที่ 2 จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์แล้วเมื่อวันที่ 1 มกราคม 2568 และ (2) โรงไฟฟ้าบูรพา เพาเวอร์ กำลังผลิตตามสัญญา 540 เมกะวัตต์ มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2570
ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer: SPP)	มีกำลังผลิตตามสัญญารวมทั้งสิ้น 9,333.685 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นปริมาณรับซื้อไฟฟ้าระบบการผลิตพลังงานความร้อนและไฟฟ้าร่วมกัน (Cogeneration) จำนวน 5,780.000 เมกะวัตต์ (ประเภท Firm จำนวน 5,502.000 เมกะวัตต์ ประเภท Non-Firm จำนวน 278.00 เมกะวัตต์) และปริมาณรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จำนวน 3,553.685 เมกะวัตต์ (ประเภท Firm จำนวน 638.03 เมกะวัตต์ ประเภท Non-Firm จำนวน 2,915.655 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ ปัจจุบัน กฟผ. อยู่ระหว่างการรับซื้อไฟฟ้าตามผลการพิจารณาของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ประกอบด้วย (1) การจัดหาไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2565 จำนวน 34 โครงการ รวมกำลังผลิตตามสัญญา 282.98 เมกะวัตต์ โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังผลิตตามสัญญา 98.00 เมกะวัตต์ (2) การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565-2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 จำนวน 175 โครงการ รวม 4,852.26 เมกะวัตต์ โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) จำนวน 83 โครงการ รวม 4,346.22 เมกะวัตต์ (3) การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565-2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 (เพิ่มเติม) พ.ศ. 2567 จำนวน 72 โครงการ รวม 2,145.40 เมกะวัตต์ โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) จำนวน 35 โครงการ รวม 1,914.15 เมกะวัตต์
ประเทศเพื่อนบ้าน	มีกำลังผลิตตามสัญญารวม 6,234.9 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ใน สปป. ลาว จำนวน 5,934.9 เมกะวัตต์ โดยระหว่างปี 2565-2566 กฟผ. ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนหลวงพระบาง กำลังผลิตตามสัญญา 1,400 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนปากลาย กำลังผลิตตามสัญญา 763 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนปากแบง กำลังผลิตตามสัญญา 897 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนเซกอง 4A และ 4B กำลังผลิตตามสัญญา 347.3 เมกะวัตต์ (รวมกำลังการผลิตตามสัญญาที่รับซื้อเพิ่มเติม 3,407.3 เมกะวัตต์) และระบบส่งกระแสตรงแรงดันสูง HVDC ไทย-มาเลเซีย จำนวน 300 เมกะวัตต์

โครงการก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า

กฟผ. ดำเนินการก่อสร้างและขยายระบบส่งไฟฟ้าครอบคลุมทั่วประเทศ จำนวน 18 โครงการ ดังนี้

ลำดับ	ชื่อโครงการ	วัตถุประสงค์	ความก้าวหน้าการดำเนินงาน (ร้อยละ)	กำหนดแล้วเสร็จ
1	โครงการระบบส่งเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPPP)	พัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าเอกชนในประเทศและต่างประเทศ	78.30	ธันวาคม 2570
2	โครงการปรับปรุงระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ระยะที่ 1 (SPP1)		11.51	พฤษภาคม 2569
3	โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดน่าน แพร่ และอุตรดิตถ์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (โครงการ NPUP)		–	ธันวาคม 2571
4	แผนงานปรับปรุงสถานีไฟฟ้าแรงสูงเพื่อรองรับการเชื่อมต่อตามข้อกำหนดเกี่ยวกับการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. (SICC)	พัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าในอนาคตและรองรับโรงไฟฟ้าเอกชนในประเทศ	11.65	ธันวาคม 2572
5	โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 3 (GBA3)	พัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น	78.97	ธันวาคม 2571
6	โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้า ระยะที่ 12 (TS.12)		90.95	ธันวาคม 2569
7	โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (TIPE)	พัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าในอนาคต	65.65	ธันวาคม 2571
8	โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (TIWS)		79.71	ธันวาคม 2571
9	โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือตอนล่าง ภาคกลาง และกรุงเทพมหานคร เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (TIEC)		40.52	ตุลาคม 2574
10	โโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคใต้ตอนล่างเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (TILS)		46.20	ธันวาคม 2575
11	โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคเหนือตอนบน เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (TIPN)		82.75	ธันวาคม 2569
12	แผนงานปรุงสถานีไฟฟ้าแรงสูงในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อป้องกันการเกิดวินาศกรรมและอุทกภัย (HSIS)		4.31	พฤษภาคม 2571
13	โครงการพัฒนาระบบเคเบิ้ลใต้ทะเลไปยังบริเวณอำเภอเกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (SPSS)		0.32	มิถุนายน 2572
14	แผนงานปรับปรุงรูปแบบการจ่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีไฟฟ้าแรงสูง เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงเชื่อถือได้ของระบบส่ง (IETS)		–	มิถุนายน 2571
15	โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งานระยะที่ 1: ส่วนสถานีไฟฟ้าแรงสูง (RSP1)	ปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน	100.00	ธันวาคม 2568
16	โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งานระยะที่ 1: ส่วนสายส่งไฟฟ้าแรงสูง (RLP1)		100.00	ธันวาคม 2568
17	โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งานระยะที่ 2 (RTS2)		95.01	มีนาคม 2570
18	แผนลงทุนระยะยาวเพื่อรองรับกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดใหญ่ ระหว่างปี 2569 – 2571 (LPLC)	เพื่อรองรับกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดใหญ่	–	ธันวาคม 2571

หมายเหตุ ความก้าวหน้าการดำเนินงาน ณ วันที่ 29 ธันวาคม 2568

การแลกเปลี่ยนซื้อขายพลังงานไฟฟ้าในระดับภูมิภาค

กฟผ. สนับสนุนการดำเนินการแลกเปลี่ยนซื้อขายพลังงานในระดับภูมิภาค (Grid Connectivity) ซึ่งเป็นไปตามมติ ยุทธศาสตร์ และนโยบายดังนี้

• มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่ 16) ในการศึกษาและจัดทำแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ เพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและเพิ่มประสิทธิภาพของระบบส่งไฟฟ้าของประเทศในการเป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid Connection)
• ยุทธศาสตร์ของ กฟผ. ในการเป็นผู้บริหารจัดการดำเนินการตลาดไฟฟ้าในระดับภูมิภาค จึงต้องมีการศึกษาความเป็นไปได้ในการเชื่อมต่อระบบไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อต่อยอดไปสู่การพัฒนาธุรกิจ Energy Trading ในอนาคต
• นโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) กำหนดให้จัดหาพลังงานไฟฟ้าโดยการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมการเข้าถึงไฟฟ้า รองรับปริมาณพลังงานหมุนเวียนในระบบไฟฟ้า ลดเงินลงทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าในประเทศ และการจัดสรรทรัพยากรระหว่างกันอย่างมีประสิทธิภาพ

กฟผ. มีการแลกเปลี่ยนซื้อขายพลังงานไฟฟ้าในระดับภูมิภาคแบบทวิภาคี (Bilateral Power Trade) กับประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่ สปป.ลาว และมาเลเซีย ซึ่งเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าในรูปแบบกระแสสลับและกระแสตรง ตามลำดับ รวมถึงมีการแลกเปลี่ยนซื้อขายพลังงานไฟฟ้าแบบพหุภาคี (Multilateral Power Trade) กับกลุ่มประเทศในระดับภูมิภาค โดยมีโครงการที่สามารถจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ได้สำเร็จ คือ โครงการซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง สปป.ลาว-ไทย-มาเลเซีย (Lao PDR-Thailand-Malaysia Power Integration Project: LTM-PIP) ซึ่ง สปป. ลาว ได้ขายไฟฟ้าให้กับมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่แล้วในประเทศไทย และจากความสำเร็จของโครงการดังกล่าว ประเทศสมาชิกโครงการเห็นชอบให้ยกระดับการซื้อขายไฟฟ้าไปยังสิงคโปร์ ภายใต้โครงการ Lao PDR, Thailand, Malaysia and Singapore – Power Interconnection Project (LTMS-PIP) ซึ่งโครงการฯ ระยะที่ 1 (เดือนมิถุนายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2567) ได้ดำเนินการแล้วเสร็จและมีการซื้อขายไฟฟ้าไปแล้วทั้งสิ้นกว่า 266 ล้านหน่วย สำหรับการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 ที่มีการซื้อขายไฟฟ้าปริมาณสูงสุดที่ 200 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 2 ปี มีการซื้อขายไฟฟ้าจาก 2 เส้นทาง ได้แก่

เส้นทางที่ 1: ไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานสะอาด (Green Source) ปริมาณสูงสุดไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ จาก สปป.ลาว ไปยังสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่แล้วของประเทศไทยและมาเลเซีย ปัจจุบันอยู่ระหว่างหารือการซื้อขายไฟฟ้า

เส้นทางที่ 2: ไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล (Brown Source) จากมาเลเซียไปยังสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่แล้วของมาเลเซียและสิงคโปร์ เพื่อเติมเต็มไฟฟ้าของโครงการ LTMS-PIP ระยะที่ 2 ให้ถึงที่ปริมาณสูงสุดไม่เกิน 200 เมกะวัตต์ โดยเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2567 Tenaga Nasional Berhad (TNB) ของมาเลเซียและ SP Group ของสิงคโปร์ ได้ลงนาม Cross-Border Power Trade Interconnection Agreement (CBPTIA) เพื่อส่งผ่านพลังงานจากมาเลเซียไปยังสิงคโปร์ และถือเป็นการริเริ่มโครงการ LTMS-PIP ระยะที่ 2 โดยมีการซื้อขายไฟฟ้าครั้งแรกเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2567 ในปริมาณไม่เกิน 30 เมกะวัตต์

เมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2567 ในการประชุมคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ครั้งที่ 2/2567 ที่ประชุมมีมติเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ LTMS-PIP ระยะที่ 2 และรับทราบอัตราค่าบริการในการใช้หรือการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าเมื่อมีการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า (Wheeling Charge) ของไทย สำหรับโครงการ LTMS-PIP ระยะที่ 2 ตามข้อเสนอของ กฟผ. และมอบหมายให้ กฟผ. เจรจาอัตราค่า Wheeling Charge รวมทั้งจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Energy Wheeling Agreement: EWA) ต่อไป

ในการประชุม LTMS-PIP Working Group ครั้งที่ 30 เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2568 ที่ประชุมได้รายงานข้อมูลปริมาณการส่งผ่านพลังงานไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซียไปยังประเทศสิงคโปร์ ที่ปริมาณ 13,230 ล้านหน่วย ต่อมาเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2568 ได้มีการประชุมระหว่างรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) กฟผ. และ TNB เพื่อหาข้อสรุปร่างสัญญา EWA ซึ่งมีการแจ้งอัตราค่า Wheeling Charge สำหรับโครงการ LTMS-PIP ระยะที่ 2 โดยที่ประเทศไทยและมาเลเซียมีการเพิ่มอัตราค่า Wheeling Charge จากโครงการ LTMS-PIP ระยะที่ 1 เนื่องจากค่าสูญเสียไฟฟ้า (Loss) และราคาเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้น

เมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2568 กฟผ. ได้จัดทำหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เรื่อง ร่างระเบียบวาระร่างสัญญา EWA ของโครงการ LTMS-PIP ระยะที่ 2 พร้อมทั้งเอกสารที่เกี่ยวข้องกับการประชุม เพื่อให้ สนพ. พิจารณาบรรจุเป็นระเบียบวาระการประชุมคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และวันที่ 27 ตุลาคม 2568 ที่ประชุม กพช. ครั้งที่ 3/2568 ได้เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge และร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS-PIP ระยะที่ 2 และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามสัญญา EWA ต่อมาร่างเอกสารดังกล่าวได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากอัยการสูงสุดแล้ว เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2568

การปรับปรุงโรงไฟฟ้าและระบบส่งให้มีความทันสมัย

การเปลี่ยนแปลงทางเทคโนโลยีในการผลิตและใช้ไฟฟ้า ประกอบกับนโยบาย 4D1E (Digitalization, Decarbonization, Decentralization, De-Regulation และ Electrification) และนโยบายการนำประเทศไทยไปสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ในปี 2593 จะทำให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กกระจายไปทั่วทุกพื้นที่มากขึ้น ทั้งในรูปแบบผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผันตัวไปเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าใช้เอง (Prosumer) และการใช้รถยนต์ไฟฟ้าที่มีแนวโน้มสูงขึ้น ส่งผลให้พฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าจากระบบไฟฟ้าหลัก (EGAT System) มีความผันผวนและเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว ซึ่งเครื่องมือและอุปกรณ์ต่าง ๆ ในระบบไฟฟ้าที่มีอยู่อาจไม่สามารถรองรับและตอบสนองต่อการเปลี่ยนแปลงดังกล่าวได้ทันการณ์ กฟผ. ในฐานะผู้ดูแลรักษาความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศ จึงต้องปรับปรุงระบบไฟฟ้าให้มีความทันสมัย (Grid Modernization) มีระบบบริหารจัดการที่ชาญฉลาด พร้อมทั้งสนับสนุนและให้ความเห็นต่อภาครัฐเพื่อให้เกิดการปรับปรุงกฎระเบียบและนโยบายที่เป็นข้อจำกัดต่อการบริหารระบบไฟฟ้า เพื่อให้สามารถบริหารจัดการและควบคุมระบบไฟฟ้าให้มีความมั่นคงเชื่อถือได้ สามารถรองรับโครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนแปลงในอนาคต

การปรับปรุงระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ให้มีความทันสมัยและตอบสนองอย่างรวดเร็วมากขึ้น ที่เรียกว่า EGAT Grid Modernization มีองค์ประกอบ 5 ด้าน ดังนี้

1. ด้าน Digital Control Platform คือ แพลตฟอร์มสำหรับใช้ในการบริหารจัดการและควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า ตั้งแต่การวิเคราะห์ข้อมูลเพื่อพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า การพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การวิเคราะห์ความพร้อมจ่ายของโรงไฟฟ้าและต้นทุนการผลิตไฟฟ้า รวมถึงกระบวนการคัดเลือกโรงไฟฟ้าหรือเครื่องมือที่เหมาะสม สำหรับสั่งการให้ตอบสนองทันต่อการเปลี่ยนแปลง เพื่อรักษาสมดุลอุปสงค์และอุปทาน ภายใต้ข้อจำกัดต่าง ๆ ในรูปแบบอัตโนมัติ
2. ด้าน Infrastructure Expansion Planning and Development คือ การวางแผนและพัฒนาเพื่อจัดหาโครงสร้างพื้นฐาน ซึ่งประกอบด้วย โรงไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า ระบบกักเก็บพลังงาน รวมถึงเทคโนโลยีต่าง ๆ สำหรับใช้เป็นเครื่องมือของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ (National Control Center: NCC) และศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าระดับภูมิภาค (Regional Control Center: RCC) ในการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพของระบบไฟฟ้าในอนาคต
3. ด้าน Transmission Protection Control Monitoring and Asset Management คือ การเพิ่มความสามารถในการตรวจจับความผิดปกติเพื่อป้องกันความเสียหายที่จะเกิดขึ้นในระบบไฟฟ้า และ
   การใช้เทคโนโลยีเพื่อการดูแลบำรุงรักษาโครงข่ายระบบไฟฟ้าให้มีความพร้อมในการส่งจ่ายไฟฟ้า และสามารถใช้งานได้อย่างคุ้มค่า
4. ด้าน New Agreement and New Business คือ การแก้ไขปรับเปลี่ยนข้อกำหนดและสัญญาต่าง ๆ ของ กฟผ. เพื่อลดข้อจำกัดและเพิ่มความยืดหยุ่นในการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า
5. ด้าน Support คือ ส่วนงานสนับสนุน โดยการพัฒนาระบบรวบรวมข้อมูล ระบบสื่อสาร และระบบรักษาความปลอดภัยทางไซเบอร์ เพื่อให้ระบบไฟฟ้าในอนาคตสามารถเชื่อมโยงการทำงานแบบ
   ไร้รอยต่อ มีความปลอดภัย และทำงานอย่างอัตโนมัติ

ในปี 2568 กฟผ. มีแผนงานสำหรับการปรับปรุงระบบไฟฟ้าให้มีความทันสมัยและมีการตอบสนองที่รวดเร็วมากขึ้นใน 5 ด้าน ดังนี้

โครงการย่อย	รายละเอียด
ด้าน Digital Control Platform
Modernized National Control Center and Reginal Control Center	ปรับปรุงระบบคอมพิวเตอร์ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพ รองรับระบบไฟฟ้ารูปแบบใหม่ที่มีความผันผวนมากขึ้น สามารถวิเคราะห์ข้อมูลเพื่อพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ความพร้อมจ่ายของโรงไฟฟ้า โดยมีเครื่องมือสำหรับการคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการสั่งการโรงไฟฟ้าให้ตอบสนองทันต่อการเปลี่ยนแปลง เพื่อรักษาสมดุลด้านอุปสงค์และอุปทาน ภายใต้ข้อจำกัดต่าง ๆ ในรูปแบบอัตโนมัติ
Renewable Energy Forecast แบบ Ensemble	ยกระดับระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทลมและแสงอาทิตย์ ให้มีความเป็นสากลมากขึ้น เพื่อรองรับการเข้ามาที่มากขึ้นของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และเพื่อดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565-2574
Electric Vehicle Forecast	ศึกษาลักษณะการชาร์จของผู้ใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (Electric Vehicle: EV) วิเคราะห์ความเป็นไปได้ของการพัฒนาโมเดลพยากรณ์การใช้ไฟฟ้าจากการอัดประจุของ EV พัฒนาโมเดลพยากรณ์การใช้ไฟฟ้าจากการอัดประจุของ EV และนำผลการพยากรณ์ไปใช้ประกอบการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
Virtual Power Plant Platform	พัฒนาแพลตฟอร์มที่มีระบบเชื่อมโยงและวิเคราะห์ข้อมูลรองรับการเพิ่มขึ้นของแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (Distributed Energy Resources: DERs) เช่น แหล่งผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ระบบกักเก็บพลังงาน การตอบสนองด้านโหลด ยานยนต์ไฟฟ้า เพื่อให้ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติควบคุมสั่งการได้อย่างมีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
ด้าน Infrastructure Expansion Planning and Development
EGAT Energy Management System Master Control and Master Controller Solution	พัฒนา Master Software และ Master Controller Hardware ของระบบจัดการพลังงาน (Energy Management System: EMS) ในการควบคุมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ และโรงไฟฟ้าพลังน้ำ จากศูนย์ควบคุมฯหรือสถานีไฟฟ้าแรงสูงของ กฟผ. รวมถึงพัฒนาบุคลากรของ กฟผ. ให้เป็น EGAT EMS Expert (Programmers)
แผนงาน Grid Scale Battery Energy Storage System (Grid Scale BESS)	ติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานแบบแบตเตอรีขนาดใหญ่ร่วมกับโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Scale BESS) ในระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ให้สามารถรองรับนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย
แผนงาน Pumped Storage Hydropower (PSH)	พัฒนาโรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ (Pumped Storage Hydropower: PSH) ที่เขื่อนจุฬาภรณ์ 800 เมกะวัตต์ เขื่อนวชิราลงกรณ 900 เมกะวัตต์ และเขื่อนกะทูน 780 เมกะวัตต์ เพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและเป็นแหล่งกักเก็บพลังงาน รองรับแผนการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนและแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย
ด้าน Transmission Protection Control Monitoring and Asset Management
EGAT SCADA – X	ขยายผลการติดตั้งและนำเข้าใช้งานโปรแกรม EGAT SCADA X ในสถานีไฟฟ้าแรงสูงของ กฟผ. เพื่อเพิ่มสมรรถนะของระบบควบคุม และใน Operation and Maintenance Workstation เพื่อการบำรุงรักษาสินทรัพย์ให้มีความพร้อมในการส่งจ่ายกำลังไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ มีอายุการใช้งานที่ยาวนาน และใช้ประโยชน์ได้สูงสุด
แผนงานระบบตรวจจับเหตุการณ์บริเวณกว้าง (Wide Area Monitoring System, Protection and Control: WAMPAC	พัฒนาและนำระบบตรวจจับเหตุการณ์บริเวณกว้าง (Wide Area Monitoring System: WAMS) เข้าใช้งานร่วมกับระบบจัดการพลังงาน (Energy Management System: EMS) ของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าใหม่ เพื่อช่วยควบคุมและป้องกันระบบไฟฟ้าในภาพรวม รองรับการเพิ่มของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแบบเรียลไทม์ โดยมีเป้าหมายให้สามารถสั่งการไปยังโรงไฟฟ้าหรือจุดโหลดเพื่อการบริหารจัดการระบบอย่างมีประสิทธิภาพ รักษาความมั่นคงและเสถียรภาพของระบบไฟฟ้าในภาพรวม
ด้าน New Agreement and New Business
ระบบคาดการณ์สุขภาพอุปกรณ์ระบบส่ง	เพื่อจัดทำระบบคาดการณ์สุขภาพอุปกรณ์ระบบส่ง เช่น หม้อแปลงและ Circuit Breaker สำหรับประเมินสภาพและความพร้อมในการใช้งาน รวมถึงสามารถวางแผนงานบำรุงรักษาอุปกรณ์ตามสภาพการใช้งานได้อย่างเหมาะสม ซึ่งสามารถลดต้นทุนการบำรุงรักษาในระยะยาวและยืดอายุการใช้งานอุปกรณ์ระบบส่งให้ยาวนานที่สุด
Grid Code	ปรับปรุงและจัดทำร่างข้อกำหนดเกี่ยวกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 3 ฉบับ ได้แก่ ข้อกำหนดเกี่ยวกับการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า ข้อกำหนดเกี่ยวกับการใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้า และข้อกำหนดเกี่ยวกับการปฏิบัติการระบบโครงข่ายไฟฟ้า
ด้าน Support
Data Driven for Grid Modernization	สนับสนุนและขับเคลื่อนการดำเนินงานแผน Grid Modernization ด้วยข้อมูลบน EGAT Data Platform 1. พัฒนาระบบเชื่อมโยงและแลกเปลี่ยนข้อมูลของระบบไฟฟ้า (EGAT’s Grid Data Exchange) เพื่อสร้างมาตรฐานการเชื่อมโยงข้อมูลและแลกเปลี่ยนข้อมูลภายในระบบไฟฟ้า กฟผ. และข้อมูลภายนอก กฟผ. ให้สามารถบูรณาการข้อมูลจากทุกส่วนงานได้อย่างถูกต้อง ครบถ้วน ปลอดภัย และยั่งยืน 2. ปรับปรุง EGAT Data Platform ซึ่งเป็นศูนย์กลางการให้บริการเครื่องมือด้านข้อมูลอย่างครบวงจร ครอบคลุมการรวบรวมและวิเคราะห์ข้อมูลร่วมกับการกำกับดูแลและการบริหารจัดการข้อมูลรองรับงาน Grid Modernization

การเข้าถึงพลังงานไฟฟ้า

ประเทศไทยยังคงพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า และต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวแบบสัญญาจร (Spot LNG) เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่เพิ่มขึ้น
จากสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติที่มีความผันผวนในปัจจุบัน ภาครัฐจึงมีนโยบายลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน โดยให้การคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติเปลี่ยนไปใช้ราคา Pool Gas ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มาตรการ Single Pool ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นมา รวมถึงประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เรื่อง หลักเกณฑ์การกำกับดูแลผู้รับใบอนุญาตบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Pool Manager) ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2567 ซึ่งราคา Pool Gas จะเป็นราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยยกเว้นก๊าซธรรมชาติในส่วนที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จากการนำเข้าของผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) โดยนโยบายดังกล่าวจะช่วยลดราคาก๊าซธรรมชาติและบรรเทาภาระค่าใช้จ่ายด้านค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในระยะยาว พร้อมทั้งส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2
อีกด้วย

ในส่วนของการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (F_t) กกพ. ได้มีมติให้ กฟผ. รับภาระค่า F_t ค้างรับสะสมแทนผู้ใช้ไฟฟ้าไปพลางก่อน ตั้งแต่งวดเดือนกันยายน – ธันวาคม 2564 อีกทั้ง กฟผ. ยังร่วมกับภาครัฐในการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อลดภาระค่าเชื้อเพลิงและต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าอย่างเต็มกำลัง โดยนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 4 กลับมาเดินเครื่องผลิตไฟฟ้า และเลื่อน
การปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 8-11 ออกไปจนถึงเดือนธันวาคม 2568 คงไว้ซึ่งกำลังผลิตไฟฟ้าจากถ่านลิกไนต์ที่เป็นเชื้อเพลิงในประเทศและมีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำ เมื่อเทียบกับการนำเข้าเชื้อเพลิง Spot LNG จากต่างประเทศในช่วงที่มีแนวโน้มราคาสูง และยังเป็นการช่วยกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงเพื่อเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานให้กับประเทศได้อีกแนวทางหนึ่ง ถึงแม้ว่าในปี 2566 ถึงปี 2567 กกพ. ได้มีมติทยอยคืนภาระ F_t ค้างรับสะสมบางส่วนเพื่อบรรเทาสภาพคล่องให้กับ กฟผ. แต่ด้วยความผันผวนของราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราแลกเปลี่ยนที่มีโอกาสจะปรับตัวสูงขึ้น ยังคงเป็นความเสี่ยง
ที่จะส่งผลกระทบต่อสภาพคล่องทางการเงินของ กฟผ. หากไม่มีกำหนดการที่ชัดเจนในการคืนภาระค่า F_t ค้างรับสะสมให้แก่ กฟผ. อาจทำให้ กฟผ. มีความเสี่ยงต่อการถูกปรับลดอันดับความน่าเชื่อถือ (Credit Rating) ซึ่งจะกระทบต่อความสามารถในการจัดหาเงินทุนและต้นทุนทางการเงินที่เพิ่มสูงขึ้นของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและ กฟผ.

ทั้งนี้ กฟผ. เป็นองค์กรรัฐวิสาหกิจซึ่งดำเนินการภายใต้นโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงานของภาครัฐ ราคาค่าไฟฟ้าและกำไรของ กฟผ. ถูกกำกับโดย กกพ. ให้มีรายได้เพียงพอต่อการลงทุนและบริหารกิจการเท่านั้น ซึ่งกำไรของ กฟผ. นอกจากจะถูกนำส่งกระทรวงการคลังเป็นเงินรายได้แผ่นดินเพื่อนำไปใช้พัฒนาประเทศด้านอื่น ๆ แล้ว ยังนำมาใช้ขยายการลงทุน
ในระบบไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องกับการผลิตและส่งไฟฟ้าของประเทศให้มีความมั่นคงทางพลังงาน อาทิ โรงไฟฟ้า สถานีไฟฟ้าแรงสูง และสายส่งไฟฟ้า เพื่อลดค่าใช้จ่ายของรัฐบาลหรือลดภาระหนี้สาธารณะของประเทศมาตลอดระยะเวลากว่า 55 ปี นับตั้งแต่เริ่มก่อตั้งกิจการ เป็นกำไรสะสม ไม่สามารถนำกำไรสะสมดังกล่าวมาจ่ายชดเชยค่าเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นได้

ผลการดำเนินงานที่สำคัญ ^[EU10]

การพัฒนาระบบผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ในปี 2567 ในภาพรวมยังคงเป็นไปตามเกณฑ์ความมั่นคงตามแผน PDP2018 Revision1 ที่ได้รับมติเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และวันที่ 20 ตุลาคม 2563 ตามลำดับ อีกทั้งยังเป็นไปตามมติที่ประชุม กพช. ในคราวประชุมครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 165) เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566
ซึ่งเห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้ PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี 2564-2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) โดยใช้งบประมาณของโครงการที่ ครม. ได้อนุมัติแล้วและมีวัตถุประสงค์เพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งดำเนินการเพิ่มศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ (หากจำเป็น)

รายละเอียดการดำเนินงานเพื่อความพร้อมจ่ายและความมั่นคงเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้ามี ดังนี้

กำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญาและความต้องการไฟฟ้า

หมายเหตุ ค่าสถิติเบื้องต้น ณ เดือนธันวาคม 2567 อ้างอิงกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญาของระบบ กฟผ. จากการเข้าถึงข้อมูลจากเว็บไซต์ภายใน ฝ่ายควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า และข้อมูลกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญาจาก 1) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน 2) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และ 3) ผู้ผลิตเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) จากการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ณ เดือนธันวาคม 2567

เปรียบเทียบกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญาปี 2566 และ 2567 จำแนกตามประเภทผู้ผลิตไฟฟ้า

หมายเหตุ
1. ค่าสถิติ ณ เดือนธันวาคม 2566 อ้างอิงรายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2566 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
2. ค่าสถิติเบื้องต้น ณ เดือนธันวาคม 2567 อ้างอิงกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญาของระบบ กฟผ. จากการเข้าถึงข้อมูลจากเว็บไซต์ภายใน ฝ่ายควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า และข้อมูลกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญาจาก 1) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน 2) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และ 3) ผู้ผลิตเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) จากการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ณ เดือนธันวาคม 2567

เปรียบเทียบกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญาปี 2566 และ 2567 จำแนกตามประเภทผู้ผลิตไฟฟ้า

 หมายเหตุ 
– IPP (Independent Power Producer) มีขนาดกำลังผลิตมากกว่า 90 เมกะวัตต์
– SPP (Small Power Producer) มีขนาดกำลังผลิต 10-90 เมกะวัตต์
– VSPP (Very Small Power Producer) มีปริมาณพลังไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์
– ค่าสถิติ ณ เดือนธันวาคม 2565 และ 2566 อ้างอิงรายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2565 และ 2566 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
– ค่าสถิติเบื้องต้น ณ เดือนธันวาคม 2567 อ้างอิงกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญาของระบบ กฟผ. จากการเข้าถึงข้อมูลจากเว็บไซต์ภายใน ฝ่ายควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า และข้อมูลกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญาจาก 1) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน 2) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และ 3) ผู้ผลิตเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) จากการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ณ เดือนธันวาคม 2567

ค่าดัชนีสมรรถนะและความพร้อมในด้านต่าง ๆ ^{[EU28] [EU29]}

รายการ	ปี 2567	ปี 2566	ปี 2565
ดัชนีวัดจำนวนครั้งที่ไฟฟ้าดับต่อจุดจ่ายไฟ (SAIFI)	0.0994 ครั้ง/จุดจ่ายไฟ	0.0997 ครั้ง/จุดจ่ายไฟ	0.0904 ครั้ง/จุดจ่ายไฟ
ดัชนีวัดระยะเวลาไฟฟ้าดับต่อจุดจ่ายไฟ (SAIDI)	0.6532 นาที/จุดจ่ายไฟ	0.6397 นาที/จุดจ่ายไฟ	0.9041 นาที/จุดจ่ายไฟ
ความพร้อมในการให้บริการจ่ายไฟของระบบโดยรวม (SA)	ร้อยละ 99.92123	ร้อยละ 99.86473	ร้อยละ 99.89346
ความพร้อมใช้งานของสายส่งไฟฟ้า	ร้อยละ 99.97360	ร้อยละ 99.98458	ร้อยละ 99.98211
ความพร้อมใช้งานของหม้อแปลงไฟฟ้า	ร้อยละ 98.75818	ร้อยละ 98.90831	ร้อยละ 99.08563
แรงดันไฟฟ้าเบี่ยงเบน (VD)	ร้อยละ 0.015	ร้อยละ 0.012	ร้อยละ 0.040
ความถี่ไฟฟ้าเบี่ยงเบน (FD)	ร้อยละ 0.0000	ร้อยละ 0.0000	ร้อยละ 0.0000

หมายเหตุ ข้อมูลดัชนีมาตรฐานคุณภาพบริการ สำหรับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พิจารณาเฉพาะค่า Unplanned Outages ซึ่งเป็นค่าที่ใช้ประเมินผลการดำเนินงานของ กฟผ.

ความพร้อมใช้งานของโรงไฟฟ้าเฉลี่ย ^[EU30]

โรงไฟฟ้า จำแนกตามแหล่งพลังงานและพื้นที่	จำนวนชั่วโมงของ การหยุดทำงานตามแผน	จำนวนชั่วโมงของ การบังคับหยุดทำงาน	ความพร้อมใช้งานของโรงไฟฟ้าเฉลี่ย (ร้อยละ)
ฝ่ายปฏิบัติการภาคเหนือ
โรงไฟฟ้าพลังความร้อน 1 โรงไฟฟ้า	765.93	1,121.83	78.50
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (พลังน้ำ) 11 โรงไฟฟ้า	226.83	2.71	29.51
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (ลม แสงอาทิตย์ และความร้อนใต้พิภพ) 3 โรงไฟฟ้า	57.94	9.22	53.09
โรงไฟฟ้าดีเซล 1 โรงไฟฟ้า	2,603.55	161.11	1.68
ฝ่ายปฏิบัติการภาคกลาง
โรงไฟฟ้าพลังความร้อน 2 โรงไฟฟ้า	617.67	94.54	48.25
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (พลังน้ำ) 9 โรงไฟฟ้า	128.53	14.32	28.39
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (ลม แสงอาทิตย์ และความร้อนใต้พิภพ) 2 โรงไฟฟ้า	15.12	–	49.83
ฝ่ายปฏิบัติการภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
โรงไฟฟ้าพลังความร้อน 1 โรงไฟฟ้า	267.22	2.69	87.78
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (พลังน้ำ) 8 โรงไฟฟ้า	234.04	24.64	7.52
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (ลม แสงอาทิตย์ และความร้อนใต้พิภพ) 3 โรงไฟฟ้า	168.99	669.49	53.96
ฝ่ายปฏิบัติการเขตนครหลวง
โรงไฟฟ้าพลังความร้อน 2 โรงไฟฟ้า	957.07	201.18	76.24
ฝ่ายปฏิบัติการภาคใต้
โรงไฟฟ้าพลังความร้อน 2 โรงไฟฟ้า	205.23	118.09	49.01
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (พลังน้ำ) 3 โรงไฟฟ้า	139.92	43.11	28.25
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (ลม แสงอาทิตย์ และความร้อนใต้พิภพ) 1 โรงไฟฟ้า	3,413.92	–	58.60
รวม	547.31	248.50	54.19

หมายเหตุ
1. อ้างอิงข้อมูลจากระบบ GADS ณ วันที่ 20 มกราคม 2568
2. ระบบ GADS คือ ระบบฐานข้อมูลที่เก็บรวบรวมข้อมูลการผลิต เหตุการณ์เดินเครื่องของโรงไฟฟ้า และปริมาณเชื้อเพลิงที่ใช้ในกระบวนการผลิตของโรงไฟฟ้า กฟผ.
3. พิจารณาจัดกลุ่มโรงไฟฟ้า กฟผ. แยกตามเขตปฏิบัติการ (ไม่มีโรงไฟฟ้าในเขตภาคตะวันตก) อ้างอิงข้อมูลจากฝ่ายควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า
4. อ้างอิงคำนิยามและข้อมูลจากระบบฐานข้อมูล GADS
4.1 จำนวนชั่วโมงของการหยุดทำงานตามแผน คือ ผลรวมของจำนวนชั่วโมงหยุดเครื่องเพื่องานบำรุงรักษาตามวาระ (Planned Outage Hours) และจำนวนชั่วโมงหยุดเครื่องนอกแผนงานบำรุงรักษาตามวาระ โดยที่สามารถกำหนดวันหยุดเครื่องไว้ล่วงหน้าได้เกิน 7 วัน (Maintenance Outage Hours) [หน่วย ชั่วโมง]
4.2 จำนวนชั่วโมงของการบังคับหยุดทำงาน คือ จำนวนชั่วโมงหยุดเครื่องนอกแผนงานบำรุงรักษาตามวาระ โดยที่เป็นการหยุดเครื่องฉุกเฉินเมื่อมีสัญญาณเตือนหรือเครื่องหลุดออกจากระบบ (Forced Outage Hours) [หน่วย ชั่วโมง]
4.3 จากนิยามการคำนวณปัจจัยด้านความพร้อมใช้ของโรงไฟฟ้า (Availability Factor) ที่หน่วยงานกำหนดมานั้น เทียบเท่า ค่าอัตราส่วนชั่วโมงการเดินเครื่องต่อระยะเวลาที่พิจารณา (Service Factor) ของระบบฐานข้อมูล GADS โดยมีสูตรการคำนวณ คือ Service Factor = จำนวนชั่วโมงที่โรงไฟฟ้าเดินเครื่องและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (Service Hours) / จำนวนชั่วโมงที่พิจารณาทั้งหมด (Period Hours) x 100 [หน่วย ร้อยละ]
4.4 การคำนวณภาพรวมผลการดำเนินงาน คำนวณแบบ Time-based แล้วหาค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักด้วยกำลังการผลิต Gross Maximum Capacity (GMC) ของแต่ละหน่วยผลิตไฟฟ้า (Capacity Weighted Average)