(2) ความต้องการน้ำมันเชื้อเพลิงแยกตามภาคการผลิต
ภาคคมนาคมขนส่งใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมากที่สุด โดยในปี 2541 มีการใช้คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 63.8 ของการใช้น้ำมัน
เชื้อเพลิงทั้งหมดรองลงมาได้แก่ การใช้ในภาคอุตสาหกรรมและใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า คิดเป็นร้อยละ 12.4 และ 12.3
ตามลำดับ สำหรับการใช้ในภาคที่อยู่อาศัยและการพาณิชย์ และภาคเกษตรและเหมืองแร่นั้น มีสัดส่วนน้อยมากเมื่อเทียบกับภาคการผลิตอื่นๆ
ความต้องการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรมจะลดลงร้อยละ 0.8 ในช่วงแผนฯ 8 และความต้องการจะยังคงเพิ่มขึ้น
ไม่มากนักในช่วงแผนฯ 9 คือ เพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 3.4 ทั้งนี้ สาเหตุหลักมาจากมีการใช้ก๊าซธรรมชาติ ทดแทนน้ำมันเตาในภาค
อุตสาหกรรมมากขึ้น โดยเฉพาะในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลที่มีอุตสาหกรรมหนาแน่น อย่างไรก็ตาม คาดว่าความต้องการใน
ช่วงแผนฯ 10 จะสูงขึ้นร้อยละ 5.1
ความต้องการน้ำมันเชื้อเพลิงแยกตามภาคการผลิต
หน่วย : พันบาร์เรล/วัน
ภาคการผลิต 2540 2541 2544 2549 2554 อัตราเพิ่มเฉลี่ยต่อปี/(%)
2540-44 2545-49 2550-54
เกษตรกรรม 29.7 29 30.1 32.6 34.7 -3.3 1.7 1.3
เหมืองแร่ 0.9 0.7 0.6 0.5 0.4 -7.3 -4 -4.6
อุตสาหกรรม 85.9 79.1 89.5 106 135.6 -0.8 3.4 5.1
ไฟฟ้า 93.6 78.6 19.9 16.2 21.8 -30 -4 6.1
ก่อสร้าง 7.4 4.4 5.3 8.3 12.2 -3.3 9.4 7.9
ที่อยู่อาศัยและการพาณิขย์ 40.9 39.8 43.2 55.3 70.5 1.4 5.1 5
คมนาคมขนส่ง 447.5 406.9 451.4 587.1 766.5 1.4 5.4 5.5
รวม 705.7 638.2 640 806 1041.6 -2 4.7 5.3
3.3 ความต้องการไฟฟ้าและกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด
คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ได้ปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าใหม่ เมื่อเดือนกันยายน 2541
โดยจัดทำเป็น 3 กรณี คือ กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลาง (Moderate Economic Recovery : MER) กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวเร็ว
(Rapid Economic Recovery : RER) และกรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวช้า (Low Economic Recovery : LER) โดยในการจัดทำ
แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. (PDP 99-01) ได้ใช้ความต้องการชุดเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลางเป็นกรณีฐาน
ตามผลการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุด MER นั้น คาดว่าความต้องการพลังงานไฟฟ้าในช่วงแผนฯ 8 จะชะลอตัวลง
ค่อนข้างมากจากในช่วงแผนฯ 7 ซึ่งมีความต้องการเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 10.6โดยเฉพาะในช่วงปี 2540-41 ความต้องการไฟฟ้าจะ
ชะลอตัวลงมาก อย่างไรก็ตาม คาดว่าหลังจากปี 2543 ไปแล้วความต้องการจะเพิ่มขึ้นโดยจะเพิ่มจากระดับ 97,858 GWh
ในปี 2543 เป็น 141,300 และ 194,930 GWh ในปี 2549 และ 2554 หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 6.4 และ 6.7 ในช่วง
แผนฯ 9 และ 10 ตามลำดับ
ความต้องการไฟฟ้าในเขตภูมิภาคจะมีอัตราเพิ่มสูงกว่าในเขตนครหลวง โดยเฉพาะผู้ใช้ประเภทที่อยู่อาศัยรวมทั้ง
ภาคอุตสาหกรรม สาเหตุมาจากจำนวนผู้ใช้ไฟขนาดกลางและขนาดใหญ่มีจำนวนมากขึ้นตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจและการ
กระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค
ในช่วงแผนฯ 7 ความต้องการไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นสูงมาก กฟผ. ได้มีการปรับแผนการลงทุน โดยได้มีการก่อสร้างโรง
ไฟฟ้าของ กฟผ. เอง รวมทั้ง ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) ในช่วง
กลางแผนฯ 7 เป็นจำนวนมาก ประกอบกับในช่วงต้นแผนฯ 8 ความต้องการไฟฟ้าได้ลดลงอย่างรวดเร็ว กฟผ. ได้มีการปรับ
แผนการลงทุนใหม่โดยการยกเลิกและชะลอการก่อสร้างโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เอง รวมทั้งพยายามเลื่อนโครงการ IPP และ
SPP พร้อมทั้งชะลอการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ในส่วนที่ยังไม่ได้มีการเจรจาต่อรองราคา แต่กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด
ในช่วงแผนฯ 8 และ 9 ก็ยังคงสูงอยู่ในระดับ ร้อยละ 43-52 อย่างไรก็ตาม กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุดจะเริ่มลดลงตั้งแต่
ปลายแผนฯ 9 เป็นต้นไป ทำให้ ในช่วงปลายแผนฯ 10 กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุดจะลดลงมาอยู่ในระดับร้อยละ 25 ตาม
เป้าหมายที่กำหนดไว้
ความต้องการไฟฟ้าและกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด
ปีงบประมาณ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ความต้องการพลังงานไฟฟ้า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด
(เมกะวัตต์) (GWh) (%)
2540 14,506 92,725 8.4
2541 14,180 92,134 20.2
2544 16,214 103,685 50
2549 22,168 141,300 25.3
2554 30,587 194,930 25
อัตราเพิ่มขึ้นเฉลี่ยต่อปี เมกะวัตต์ % GWh %
2535-39 1,053 10.6 7,340 11.8
2540-44 581 4 3,552 3.8
2545-49 1,191 6.5 7,523 6.4
2550-54 1,684 6.7 10,726 6.7
ที่มา : แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2542-2554 (PDP 99-01 ฉบับปรับปรุง)
3.4 การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
3.4.1 กำลังการผลิตติดตั้งแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า
ในปี 2541 กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าแยกตามประเภทโรงไฟฟ้ามีจำนวนทั้งสิ้น 18,175 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้า
พลังความร้อนร่วม 6,980 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 38.4) พลังความร้อน 6,668 เมกะวัตต์(ร้อยละ 36.8) พลังน้ำ 2,874 เมกะวัตต์
(ร้อยละ 15.8) กังหันก๊าซและดีเซล 892 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 4.9) และซื้อจากผู้ผลิตขนาดเล็กและจาก สปป.ลาว จำนวน 762
เมกะวัตต์ (ร้อยละ 4.2)
เพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าได้เพียงพอกับความต้องการ กฟผ. มีแผนที่จะติดตั้งกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นสุทธิ (กำลังผลิตที่เพิ่ม
ใหม่ทั้งหมดลบด้วยกำลังผลิตที่ผลิตออกจากระบบ) ประมาณ 21,216 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2542-2554 และเมื่อรวมกำลังผลิตติดตั้ง
ในปัจจุบัน จำนวน 18,175 เมกะวัตต์ จะทำให้กำลังผลิตติดตั้งในปลายปี 2554 มีจำนวน 39,391 เมกะวัตต์ โดยจะมีการติดตั้ง
โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมเพิ่มขึ้นมากที่สุดคือ จากระดับ 6,980 เมกะวัตต์ ในปี 2541 เพิ่มขึ้นเป็น 15,701 เมกะวัตต์ ในปี
2554 หรือเพิ่มขึ้นจำนวน 8,721 เมกะวัตต์ รองลงมาได้แก่การติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังความร้อน โดยกำลังการผลิตติดตั้งจะเพิ่มจาก
ระดับ 6,668เมกะวัตต์ ในปี 2541 เพิ่มเป็น 12,476 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นจำนวน 5,808 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังการผลิต
ติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังน้ำ กังหันก๊าซและดีเซลจะค่อนข้างคงที่ในช่วงแผนฯ 8, 9 และ 10 ส่วนการซื้อไฟฟ้าของประเทศเพื่อนบ้าน
จะอยู่ในระดับ 1,733-2,723 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2542-2549 หลังจากนั้นจะเพิ่มขึ้นมาอยู่ในระดับ 6,023เมกะวัตต์ ในช่วงปี
2551-2554
3.4.2 การผลิตไฟฟ้าแยกตามชนิดของเชื้อเพลิง
ในปี 2541 ปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้ามีจำนวนทั้งสิ้น 91,241 Gwh ประกอบด้วย พลังงานไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ
46,319 Gwh (ร้อยละ 50.8) น้ำมันเตา 17,543 Gwh (ร้อยละ 19.2) ลิกไนต์ 16,475 Gwh (ร้อยละ 18.1) พลังน้ำ
5,089 Gwh (ร้อยละ 5.6) และอื่นๆ อีก 5,824 Gwh (ร้อยละ 6.4)
ในช่วงปี 2542-2554 เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าจะมีการกระจายชนิดของเชื้อเพลิงมากขึ้น โดยจะมีก๊าซธรรม
ชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก ลิกไนต์และน้ำมันเตาซึ่งเคยเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าจะลดบทบาทลง ถ่านหินนำเข้าจากโรงไฟฟ้า
IPP จะเริ่มเข้ามามีบทบาทมากขึ้นตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป และการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ซึ่งได้เริ่มตั้งแต่ปี 2541 นั้น
ปริมาณการรับซื้อจะเริ่มมากขึ้นตั้งแต่ปี 2551 เป็นต้นไป
สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มขึ้นสูงมาก ในช่วงปลายแผนฯ 8 และ แผนฯ 9 และจะลดลงเล็กน้อยใน
ช่วงแผนฯ 10 โดยสัดส่วนจะเพิ่มจากร้อยละ 50.8 ในปี 2541 เป็นร้อยละ 67.2 ในปี 2545 และจะลดลงมาอยู่ในระดับร้อยละ
59.1 และ 52.3 ในปี 2549 และ 2554 ตามลำดับ
สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากลิกไนต์จะลดลงตามลำดับ เพราะจะไม่มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่ แม่เมาะเพิ่มขึ้น โดยสัดส่วน
การผลิตจะลดลงจากระดับร้อยละ 18.1 ในปี 2541 เหลือร้อยละ 11.8 และ 8.4 ในปี 2549 และ 2554 ตามลำดับ ในขณะ
เดียวกันการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินนำเข้าของโครงการ IPP ซึ่งจะเริ่มตั้งแต่ปี 2546 จะเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วจากระดับร้อยละ 7.4
ในปี 2546 เพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 10.3 และ 17.2 ในปี 2549 และ 2554 ตามลำดับ
การผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำจะเพิ่มขึ้นเล็กน้อย โดยปริมาณการผลิตจะอยู่ในระดับ 3,925|5,972 Gwh ในช่วงแผนฯ 8-10
และปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว จะอยู่ในระดับ 2,374-2,863 Gwh ในปี 2542-2549 หลังจากนั้นปริมาณจะเพิ่มขึ้นมาอยู่
ในระดับ 17,700 Gwh ในช่วงปี 2552-2554
การผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามชนิดของเชื้อเพลิง
หน่วย : GWh
ปีงบประมาณ/ 2540 2541 2544 2549 2554 SHARE (%)
ชนิดเชื้อเพลิง 1997 1998 2001 2006 2011
พลังน้ำ 7,082 5,089 3,925 5,388 5,972 7.66 5.58 3.79 3.77 3.03
ก๊าซธรรมชาติ 42,768 46,319 65,676 84,440 103076 46.28 50.77 63.34 59.05 52.25
ลิกไนต์ 18,925 16,475 13,915 16,821 16,571 20.48 18.06 13.42 11.76 8.4
ถ่านหินนำเข้า 0 0 0 14,764 33,848 0 0 0 10.32 17.16
น้ำมันเตา 19,266 17,534 3,915 4,008 5,354 20.85 19.22 3.78 2.8 2.71
ดีเซล 1,441 989 542 0 0 1.56 1.08 0.52 0 0
ซื้อ - สปป.ลาว 746 1,623 2,863 2,863 17,733 0.81 1.78 2.76 2 8.99
- SPP 2,151 3,196 12,830 14,696 14,696 2.33 3.5 12.37 10.28 7.45
- พพ. และ อื่นๆ 29 16 18 23 23 0.03 0.02 0.02 0.02 0.01
รวมทั้งหมด 92407 91241 103684 143003 197273 100 100 100 100 100
ที่มา : แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2542-2554 (PDP99-01 ฉบับปรับปรุง)
3.4.3 การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตพลังงานไฟฟ้า
(1) ภาพรวมการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตพลังงานไฟฟ้าในช่วงแผนฯ 9 และ 10 จะมีการกระจายแหล่งและชนิดของพลังงานมากขึ้น
โดยเฉพาะจะเริ่มมีการใช้ถ่านหินนำเข้าตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป การพึ่งพาแหล่งพลังงานจากต่างประเทศจะอยู่ในระดับสูงขึ้น โดย
เฉพาะการนำเข้าถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ
ส่วนก๊าซธรรมชาติ และถ่านหิน/ลิกไนต์ยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า โดยสัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้า
จากก๊าซธรรมชาติจะสูงถึงร้อยละ 73.0 ในช่วงกลางแผนฯ 9 และสัดส่วนจะลดลงเล็กน้อยในช่วงแผนฯ 10
สำหรับถ่านหินนำเข้าจะเริ่มมามีบทบาทเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก
(SPP) โดยสัดส่วนจะเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วจากระดับร้อยละ 7.4 ในปี 2546 เป็นร้อยละ 17.2 ในปี 2554
ในขณะที่สัดส่วนการใช้น้ำมันเตาและดีเซลจะลดลงมากในช่วงตั้งแต่กลางแผนฯ 8 เป็นต้นไป โดยสัดส่วนจะลดลงมาก
เหลือร้อยละ 1.1-1.4 ในช่วงปี 2545-2548 เทียบกับร้อยละ 30.6 ในช่วงปลายแผนฯ 7 อย่างไรก็ตาม สัดส่วนการใช้น้ำมัน
เตาจะเพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ในระดับร้อยละ 2.7-2.9 ในช่วงแผนฯ 10 เมื่อโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรีก่อสร้างแล้วเสร็จ
(2) การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ.
การใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลในการผลิตไฟฟ้าจะลดลงมากหลังปี 2542 เป็นต้นไป เนื่องจากมีการทดแทนโดย
ก๊าซธรรมชาติ การใช้น้ำมันเตาจะลดลงจากระดับ 73.3 พันบาร์เรล/วัน ในปี 2541มาอยู่ในระดับ 5-6 พันบาร์เรล/วัน
ในช่วงปี 2545-2548 หลังจากนั้นการใช้จะเพิ่มขึ้นเล็กน้อยมาอยู่ในระดับ 16-21 พันบาร์เรล/วัน ในช่วงแผนฯ 10 ส่วนการ
ใช้น้ำมันดีเซลนั้นจะลดลงมากตั้งแต่ปี 2542 เป็นต้นไป และจะมีการใช้เล็กน้อยในระดับ 0.3 พันบาร์เรล/วัน ในช่วงปี
2547-2554 สำหรับการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. และบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด จะอยู่ใน
ระดับคงที่ 1,100 และ 280 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในช่วงปี 2543-2554
ส่วนการใช้ลิกไนต์ในการผลิตไฟฟ้าในปี 2542-2543 จะลดลงมาอยู่ในระดับ 11.4 ล้านตัน เมื่อเทียบกับจำนวน
19.0 และ 15.9 ล้านตัน ในปี 2540-2541 ทั้งนี้ เนื่องจากปัญหาด้านสิ่งแวดล้อมที่โรงไฟฟ้าแม่เมาะและการติดตั้งเครื่อง
กำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ที่โรงไฟฟ้ายังไม่เรียบร้อยทั้งหมดจนถึงต้นปี 2543 อย่างไรก็ตาม หลังจากการติดตั้งเครื่องกำจัด
ก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์เสร็จแล้ว คาดว่าจะมีการใช้ลิกไนต์ เพิ่มมากขึ้นมาอยู่ในระดับ 14-15 ล้านตัน/ปี ในช่วงปี 2544-2554
การใช้พลังน้ำในการผลิตไฟฟ้าจะอยู่ในระดับ 4,000-5,000 Gwh ในช่วงปี 2542-2554 หรือคิดเป็นร้อยละ 3-4
ของปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด
(3) การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชน (IPP)
การใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าเอกชน (IPP) จะเริ่มตั้งแต่ปลายปี 2542 เป็นต้นไปโดยโรงไฟฟ้า Independent
Power (Thailand) Co., Ltd. ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ หลังจากนั้นจะมีโรงไฟฟ้าอีก 3 โรง เริ่มการผลิตได้ตั้ง
แต่กลางปี 2543 ถึงต้นปี 2545 โดยมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 1,763 เมกะวัตต์ คาดว่าจะมีการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มจาก
ระดับ 113 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2543 เป็น 328 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2549 หลังจากนั้นคาดว่าจะมีการใช้ก๊าซ
ธรรมชาติเพิ่มขึ้นอีกเป็น 729 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2554
การนำถ่านหินเข้ามาใช้ในโรงไฟฟ้าเอกชนจะเริ่มตั้งแต่ปลายปี 2545 เป็นต้นไป เมื่อโรงไฟฟ้ายูเนียนเพาเวอร์
ดีเวลลอปเมนต์ จำกัด และโรงไฟฟ้ากัลฟ์ เพาเวอร์ เจนเนอเรชั่น จำกัด ซึ่งมีกำลังการผลิต 1,400 และ 734 เมกะวัตต์
ตามลำดับ ก่อสร้างแล้วเสร็จ โดยคาดว่าจะมีการใช้ถ่านหินประมาณ 7.4 ล้านตัน และในปี 2550 เมื่อโรงไฟฟ้า BLCP
ก่อสร้างแล้วเสร็จ การใช้ถ่านหินจะเพิ่มขึ้น 11.0 ล้านตัน ในช่วงปี 2550-2554
นอกจากนี้ ยังจะมีการใช้ถ่านหินในโรงไฟฟ้าทับสะแก กำลังการผลิต 2,000 เมกะวัตต์ซึ่งเดิม กฟผ. วางแผนจะ
เป็นผู้สร้างเอง แต่คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้เอกชนเป็นผู้สร้าง คาดว่าจะมีการใช้ถ่านหิน 1.2 ล้านตัน ในปี 2553 และเพิ่มเป็น
3.5 ล้านตัน ในปี 2554
(4) การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า SPP และ Cogeneration
ในปี 2541 มีโรงไฟฟ้า SPP ใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ 6 ราย จำนวน 142 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน คาดว่าจะมีการใช้ก๊าซ
ธรรมชาติเพิ่มขึ้นเป็น 349 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2546 และจะคงที่ไปจนถึงปี 2554
ส่วนโรงไฟฟ้า SPP ที่ใช้ถ่านหินและได้มีการลงนามในสัญญากับ กฟผ. แล้วในขณะนี้มี 8 ราย คาดว่าปริมาณการใช้
ถ่านหินจะเพิ่มจากระดับ 0.7 ล้านตันในปี 2541 เป็น 2.15 ล้านตัน ในปี 2543 และจะคงที่อยู่ในระดับนี้จนถึงปี 2554
การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
ชนิดเชื้อเพลิง 2540 2541 2544 2549 2554
ก๊าซธรรมชาติ (ล้าน ล.บ.ฟุต/วัน)
- กฟผ. 771 837 1,069 1,180 1,091
- EGCO 399 372 240 299 280
- IPP - - 180 328 729
- SPP1/ 87 142 324 349 349
ลิกไนต์ (ล้านตัน) 18 15.4 13.2 15 14.8
ถ่านหินนำเข้า (ล้านตัน)
- IPP และทับสะแก - - - 5.3 11.5
- SPP 0.68 0.7 2.15 2.15 2.15
น้ำมันเตา (พันบาร์เรล/วัน) 80.9 73.3 16.3 16 21.5
น้ำมันดีเซล (พันบาร์เรล/วัน) 12.7 5.3 3.6 0.2 0.3
1/ ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ใน SPP ทั้งหมด คือ SPP ที่ผลิตไฟฟ้าใช้เองและที่ขายไฟฟ้าให้ กฟผ
-ยังมีต่อ-
--กองนโยบายและแผนพลังงาน/สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ--
-ยก-
ภาคคมนาคมขนส่งใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมากที่สุด โดยในปี 2541 มีการใช้คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 63.8 ของการใช้น้ำมัน
เชื้อเพลิงทั้งหมดรองลงมาได้แก่ การใช้ในภาคอุตสาหกรรมและใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า คิดเป็นร้อยละ 12.4 และ 12.3
ตามลำดับ สำหรับการใช้ในภาคที่อยู่อาศัยและการพาณิชย์ และภาคเกษตรและเหมืองแร่นั้น มีสัดส่วนน้อยมากเมื่อเทียบกับภาคการผลิตอื่นๆ
ความต้องการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรมจะลดลงร้อยละ 0.8 ในช่วงแผนฯ 8 และความต้องการจะยังคงเพิ่มขึ้น
ไม่มากนักในช่วงแผนฯ 9 คือ เพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 3.4 ทั้งนี้ สาเหตุหลักมาจากมีการใช้ก๊าซธรรมชาติ ทดแทนน้ำมันเตาในภาค
อุตสาหกรรมมากขึ้น โดยเฉพาะในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลที่มีอุตสาหกรรมหนาแน่น อย่างไรก็ตาม คาดว่าความต้องการใน
ช่วงแผนฯ 10 จะสูงขึ้นร้อยละ 5.1
ความต้องการน้ำมันเชื้อเพลิงแยกตามภาคการผลิต
หน่วย : พันบาร์เรล/วัน
ภาคการผลิต 2540 2541 2544 2549 2554 อัตราเพิ่มเฉลี่ยต่อปี/(%)
2540-44 2545-49 2550-54
เกษตรกรรม 29.7 29 30.1 32.6 34.7 -3.3 1.7 1.3
เหมืองแร่ 0.9 0.7 0.6 0.5 0.4 -7.3 -4 -4.6
อุตสาหกรรม 85.9 79.1 89.5 106 135.6 -0.8 3.4 5.1
ไฟฟ้า 93.6 78.6 19.9 16.2 21.8 -30 -4 6.1
ก่อสร้าง 7.4 4.4 5.3 8.3 12.2 -3.3 9.4 7.9
ที่อยู่อาศัยและการพาณิขย์ 40.9 39.8 43.2 55.3 70.5 1.4 5.1 5
คมนาคมขนส่ง 447.5 406.9 451.4 587.1 766.5 1.4 5.4 5.5
รวม 705.7 638.2 640 806 1041.6 -2 4.7 5.3
3.3 ความต้องการไฟฟ้าและกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด
คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ได้ปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าใหม่ เมื่อเดือนกันยายน 2541
โดยจัดทำเป็น 3 กรณี คือ กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลาง (Moderate Economic Recovery : MER) กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวเร็ว
(Rapid Economic Recovery : RER) และกรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวช้า (Low Economic Recovery : LER) โดยในการจัดทำ
แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. (PDP 99-01) ได้ใช้ความต้องการชุดเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลางเป็นกรณีฐาน
ตามผลการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุด MER นั้น คาดว่าความต้องการพลังงานไฟฟ้าในช่วงแผนฯ 8 จะชะลอตัวลง
ค่อนข้างมากจากในช่วงแผนฯ 7 ซึ่งมีความต้องการเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 10.6โดยเฉพาะในช่วงปี 2540-41 ความต้องการไฟฟ้าจะ
ชะลอตัวลงมาก อย่างไรก็ตาม คาดว่าหลังจากปี 2543 ไปแล้วความต้องการจะเพิ่มขึ้นโดยจะเพิ่มจากระดับ 97,858 GWh
ในปี 2543 เป็น 141,300 และ 194,930 GWh ในปี 2549 และ 2554 หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 6.4 และ 6.7 ในช่วง
แผนฯ 9 และ 10 ตามลำดับ
ความต้องการไฟฟ้าในเขตภูมิภาคจะมีอัตราเพิ่มสูงกว่าในเขตนครหลวง โดยเฉพาะผู้ใช้ประเภทที่อยู่อาศัยรวมทั้ง
ภาคอุตสาหกรรม สาเหตุมาจากจำนวนผู้ใช้ไฟขนาดกลางและขนาดใหญ่มีจำนวนมากขึ้นตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจและการ
กระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค
ในช่วงแผนฯ 7 ความต้องการไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นสูงมาก กฟผ. ได้มีการปรับแผนการลงทุน โดยได้มีการก่อสร้างโรง
ไฟฟ้าของ กฟผ. เอง รวมทั้ง ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) ในช่วง
กลางแผนฯ 7 เป็นจำนวนมาก ประกอบกับในช่วงต้นแผนฯ 8 ความต้องการไฟฟ้าได้ลดลงอย่างรวดเร็ว กฟผ. ได้มีการปรับ
แผนการลงทุนใหม่โดยการยกเลิกและชะลอการก่อสร้างโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เอง รวมทั้งพยายามเลื่อนโครงการ IPP และ
SPP พร้อมทั้งชะลอการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ในส่วนที่ยังไม่ได้มีการเจรจาต่อรองราคา แต่กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด
ในช่วงแผนฯ 8 และ 9 ก็ยังคงสูงอยู่ในระดับ ร้อยละ 43-52 อย่างไรก็ตาม กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุดจะเริ่มลดลงตั้งแต่
ปลายแผนฯ 9 เป็นต้นไป ทำให้ ในช่วงปลายแผนฯ 10 กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุดจะลดลงมาอยู่ในระดับร้อยละ 25 ตาม
เป้าหมายที่กำหนดไว้
ความต้องการไฟฟ้าและกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด
ปีงบประมาณ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ความต้องการพลังงานไฟฟ้า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด
(เมกะวัตต์) (GWh) (%)
2540 14,506 92,725 8.4
2541 14,180 92,134 20.2
2544 16,214 103,685 50
2549 22,168 141,300 25.3
2554 30,587 194,930 25
อัตราเพิ่มขึ้นเฉลี่ยต่อปี เมกะวัตต์ % GWh %
2535-39 1,053 10.6 7,340 11.8
2540-44 581 4 3,552 3.8
2545-49 1,191 6.5 7,523 6.4
2550-54 1,684 6.7 10,726 6.7
ที่มา : แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2542-2554 (PDP 99-01 ฉบับปรับปรุง)
3.4 การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
3.4.1 กำลังการผลิตติดตั้งแยกตามประเภทโรงไฟฟ้า
ในปี 2541 กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าแยกตามประเภทโรงไฟฟ้ามีจำนวนทั้งสิ้น 18,175 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้า
พลังความร้อนร่วม 6,980 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 38.4) พลังความร้อน 6,668 เมกะวัตต์(ร้อยละ 36.8) พลังน้ำ 2,874 เมกะวัตต์
(ร้อยละ 15.8) กังหันก๊าซและดีเซล 892 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 4.9) และซื้อจากผู้ผลิตขนาดเล็กและจาก สปป.ลาว จำนวน 762
เมกะวัตต์ (ร้อยละ 4.2)
เพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าได้เพียงพอกับความต้องการ กฟผ. มีแผนที่จะติดตั้งกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นสุทธิ (กำลังผลิตที่เพิ่ม
ใหม่ทั้งหมดลบด้วยกำลังผลิตที่ผลิตออกจากระบบ) ประมาณ 21,216 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2542-2554 และเมื่อรวมกำลังผลิตติดตั้ง
ในปัจจุบัน จำนวน 18,175 เมกะวัตต์ จะทำให้กำลังผลิตติดตั้งในปลายปี 2554 มีจำนวน 39,391 เมกะวัตต์ โดยจะมีการติดตั้ง
โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมเพิ่มขึ้นมากที่สุดคือ จากระดับ 6,980 เมกะวัตต์ ในปี 2541 เพิ่มขึ้นเป็น 15,701 เมกะวัตต์ ในปี
2554 หรือเพิ่มขึ้นจำนวน 8,721 เมกะวัตต์ รองลงมาได้แก่การติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังความร้อน โดยกำลังการผลิตติดตั้งจะเพิ่มจาก
ระดับ 6,668เมกะวัตต์ ในปี 2541 เพิ่มเป็น 12,476 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นจำนวน 5,808 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังการผลิต
ติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังน้ำ กังหันก๊าซและดีเซลจะค่อนข้างคงที่ในช่วงแผนฯ 8, 9 และ 10 ส่วนการซื้อไฟฟ้าของประเทศเพื่อนบ้าน
จะอยู่ในระดับ 1,733-2,723 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2542-2549 หลังจากนั้นจะเพิ่มขึ้นมาอยู่ในระดับ 6,023เมกะวัตต์ ในช่วงปี
2551-2554
3.4.2 การผลิตไฟฟ้าแยกตามชนิดของเชื้อเพลิง
ในปี 2541 ปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้ามีจำนวนทั้งสิ้น 91,241 Gwh ประกอบด้วย พลังงานไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ
46,319 Gwh (ร้อยละ 50.8) น้ำมันเตา 17,543 Gwh (ร้อยละ 19.2) ลิกไนต์ 16,475 Gwh (ร้อยละ 18.1) พลังน้ำ
5,089 Gwh (ร้อยละ 5.6) และอื่นๆ อีก 5,824 Gwh (ร้อยละ 6.4)
ในช่วงปี 2542-2554 เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าจะมีการกระจายชนิดของเชื้อเพลิงมากขึ้น โดยจะมีก๊าซธรรม
ชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก ลิกไนต์และน้ำมันเตาซึ่งเคยเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าจะลดบทบาทลง ถ่านหินนำเข้าจากโรงไฟฟ้า
IPP จะเริ่มเข้ามามีบทบาทมากขึ้นตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป และการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ซึ่งได้เริ่มตั้งแต่ปี 2541 นั้น
ปริมาณการรับซื้อจะเริ่มมากขึ้นตั้งแต่ปี 2551 เป็นต้นไป
สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มขึ้นสูงมาก ในช่วงปลายแผนฯ 8 และ แผนฯ 9 และจะลดลงเล็กน้อยใน
ช่วงแผนฯ 10 โดยสัดส่วนจะเพิ่มจากร้อยละ 50.8 ในปี 2541 เป็นร้อยละ 67.2 ในปี 2545 และจะลดลงมาอยู่ในระดับร้อยละ
59.1 และ 52.3 ในปี 2549 และ 2554 ตามลำดับ
สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากลิกไนต์จะลดลงตามลำดับ เพราะจะไม่มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่ แม่เมาะเพิ่มขึ้น โดยสัดส่วน
การผลิตจะลดลงจากระดับร้อยละ 18.1 ในปี 2541 เหลือร้อยละ 11.8 และ 8.4 ในปี 2549 และ 2554 ตามลำดับ ในขณะ
เดียวกันการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินนำเข้าของโครงการ IPP ซึ่งจะเริ่มตั้งแต่ปี 2546 จะเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วจากระดับร้อยละ 7.4
ในปี 2546 เพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 10.3 และ 17.2 ในปี 2549 และ 2554 ตามลำดับ
การผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำจะเพิ่มขึ้นเล็กน้อย โดยปริมาณการผลิตจะอยู่ในระดับ 3,925|5,972 Gwh ในช่วงแผนฯ 8-10
และปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว จะอยู่ในระดับ 2,374-2,863 Gwh ในปี 2542-2549 หลังจากนั้นปริมาณจะเพิ่มขึ้นมาอยู่
ในระดับ 17,700 Gwh ในช่วงปี 2552-2554
การผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามชนิดของเชื้อเพลิง
หน่วย : GWh
ปีงบประมาณ/ 2540 2541 2544 2549 2554 SHARE (%)
ชนิดเชื้อเพลิง 1997 1998 2001 2006 2011
พลังน้ำ 7,082 5,089 3,925 5,388 5,972 7.66 5.58 3.79 3.77 3.03
ก๊าซธรรมชาติ 42,768 46,319 65,676 84,440 103076 46.28 50.77 63.34 59.05 52.25
ลิกไนต์ 18,925 16,475 13,915 16,821 16,571 20.48 18.06 13.42 11.76 8.4
ถ่านหินนำเข้า 0 0 0 14,764 33,848 0 0 0 10.32 17.16
น้ำมันเตา 19,266 17,534 3,915 4,008 5,354 20.85 19.22 3.78 2.8 2.71
ดีเซล 1,441 989 542 0 0 1.56 1.08 0.52 0 0
ซื้อ - สปป.ลาว 746 1,623 2,863 2,863 17,733 0.81 1.78 2.76 2 8.99
- SPP 2,151 3,196 12,830 14,696 14,696 2.33 3.5 12.37 10.28 7.45
- พพ. และ อื่นๆ 29 16 18 23 23 0.03 0.02 0.02 0.02 0.01
รวมทั้งหมด 92407 91241 103684 143003 197273 100 100 100 100 100
ที่มา : แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2542-2554 (PDP99-01 ฉบับปรับปรุง)
3.4.3 การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตพลังงานไฟฟ้า
(1) ภาพรวมการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตพลังงานไฟฟ้าในช่วงแผนฯ 9 และ 10 จะมีการกระจายแหล่งและชนิดของพลังงานมากขึ้น
โดยเฉพาะจะเริ่มมีการใช้ถ่านหินนำเข้าตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป การพึ่งพาแหล่งพลังงานจากต่างประเทศจะอยู่ในระดับสูงขึ้น โดย
เฉพาะการนำเข้าถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ
ส่วนก๊าซธรรมชาติ และถ่านหิน/ลิกไนต์ยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า โดยสัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้า
จากก๊าซธรรมชาติจะสูงถึงร้อยละ 73.0 ในช่วงกลางแผนฯ 9 และสัดส่วนจะลดลงเล็กน้อยในช่วงแผนฯ 10
สำหรับถ่านหินนำเข้าจะเริ่มมามีบทบาทเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก
(SPP) โดยสัดส่วนจะเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วจากระดับร้อยละ 7.4 ในปี 2546 เป็นร้อยละ 17.2 ในปี 2554
ในขณะที่สัดส่วนการใช้น้ำมันเตาและดีเซลจะลดลงมากในช่วงตั้งแต่กลางแผนฯ 8 เป็นต้นไป โดยสัดส่วนจะลดลงมาก
เหลือร้อยละ 1.1-1.4 ในช่วงปี 2545-2548 เทียบกับร้อยละ 30.6 ในช่วงปลายแผนฯ 7 อย่างไรก็ตาม สัดส่วนการใช้น้ำมัน
เตาจะเพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ในระดับร้อยละ 2.7-2.9 ในช่วงแผนฯ 10 เมื่อโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรีก่อสร้างแล้วเสร็จ
(2) การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ.
การใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลในการผลิตไฟฟ้าจะลดลงมากหลังปี 2542 เป็นต้นไป เนื่องจากมีการทดแทนโดย
ก๊าซธรรมชาติ การใช้น้ำมันเตาจะลดลงจากระดับ 73.3 พันบาร์เรล/วัน ในปี 2541มาอยู่ในระดับ 5-6 พันบาร์เรล/วัน
ในช่วงปี 2545-2548 หลังจากนั้นการใช้จะเพิ่มขึ้นเล็กน้อยมาอยู่ในระดับ 16-21 พันบาร์เรล/วัน ในช่วงแผนฯ 10 ส่วนการ
ใช้น้ำมันดีเซลนั้นจะลดลงมากตั้งแต่ปี 2542 เป็นต้นไป และจะมีการใช้เล็กน้อยในระดับ 0.3 พันบาร์เรล/วัน ในช่วงปี
2547-2554 สำหรับการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. และบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด จะอยู่ใน
ระดับคงที่ 1,100 และ 280 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในช่วงปี 2543-2554
ส่วนการใช้ลิกไนต์ในการผลิตไฟฟ้าในปี 2542-2543 จะลดลงมาอยู่ในระดับ 11.4 ล้านตัน เมื่อเทียบกับจำนวน
19.0 และ 15.9 ล้านตัน ในปี 2540-2541 ทั้งนี้ เนื่องจากปัญหาด้านสิ่งแวดล้อมที่โรงไฟฟ้าแม่เมาะและการติดตั้งเครื่อง
กำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ที่โรงไฟฟ้ายังไม่เรียบร้อยทั้งหมดจนถึงต้นปี 2543 อย่างไรก็ตาม หลังจากการติดตั้งเครื่องกำจัด
ก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์เสร็จแล้ว คาดว่าจะมีการใช้ลิกไนต์ เพิ่มมากขึ้นมาอยู่ในระดับ 14-15 ล้านตัน/ปี ในช่วงปี 2544-2554
การใช้พลังน้ำในการผลิตไฟฟ้าจะอยู่ในระดับ 4,000-5,000 Gwh ในช่วงปี 2542-2554 หรือคิดเป็นร้อยละ 3-4
ของปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด
(3) การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชน (IPP)
การใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าเอกชน (IPP) จะเริ่มตั้งแต่ปลายปี 2542 เป็นต้นไปโดยโรงไฟฟ้า Independent
Power (Thailand) Co., Ltd. ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ หลังจากนั้นจะมีโรงไฟฟ้าอีก 3 โรง เริ่มการผลิตได้ตั้ง
แต่กลางปี 2543 ถึงต้นปี 2545 โดยมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 1,763 เมกะวัตต์ คาดว่าจะมีการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มจาก
ระดับ 113 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2543 เป็น 328 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2549 หลังจากนั้นคาดว่าจะมีการใช้ก๊าซ
ธรรมชาติเพิ่มขึ้นอีกเป็น 729 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2554
การนำถ่านหินเข้ามาใช้ในโรงไฟฟ้าเอกชนจะเริ่มตั้งแต่ปลายปี 2545 เป็นต้นไป เมื่อโรงไฟฟ้ายูเนียนเพาเวอร์
ดีเวลลอปเมนต์ จำกัด และโรงไฟฟ้ากัลฟ์ เพาเวอร์ เจนเนอเรชั่น จำกัด ซึ่งมีกำลังการผลิต 1,400 และ 734 เมกะวัตต์
ตามลำดับ ก่อสร้างแล้วเสร็จ โดยคาดว่าจะมีการใช้ถ่านหินประมาณ 7.4 ล้านตัน และในปี 2550 เมื่อโรงไฟฟ้า BLCP
ก่อสร้างแล้วเสร็จ การใช้ถ่านหินจะเพิ่มขึ้น 11.0 ล้านตัน ในช่วงปี 2550-2554
นอกจากนี้ ยังจะมีการใช้ถ่านหินในโรงไฟฟ้าทับสะแก กำลังการผลิต 2,000 เมกะวัตต์ซึ่งเดิม กฟผ. วางแผนจะ
เป็นผู้สร้างเอง แต่คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้เอกชนเป็นผู้สร้าง คาดว่าจะมีการใช้ถ่านหิน 1.2 ล้านตัน ในปี 2553 และเพิ่มเป็น
3.5 ล้านตัน ในปี 2554
(4) การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า SPP และ Cogeneration
ในปี 2541 มีโรงไฟฟ้า SPP ใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ 6 ราย จำนวน 142 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน คาดว่าจะมีการใช้ก๊าซ
ธรรมชาติเพิ่มขึ้นเป็น 349 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2546 และจะคงที่ไปจนถึงปี 2554
ส่วนโรงไฟฟ้า SPP ที่ใช้ถ่านหินและได้มีการลงนามในสัญญากับ กฟผ. แล้วในขณะนี้มี 8 ราย คาดว่าปริมาณการใช้
ถ่านหินจะเพิ่มจากระดับ 0.7 ล้านตันในปี 2541 เป็น 2.15 ล้านตัน ในปี 2543 และจะคงที่อยู่ในระดับนี้จนถึงปี 2554
การใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
ชนิดเชื้อเพลิง 2540 2541 2544 2549 2554
ก๊าซธรรมชาติ (ล้าน ล.บ.ฟุต/วัน)
- กฟผ. 771 837 1,069 1,180 1,091
- EGCO 399 372 240 299 280
- IPP - - 180 328 729
- SPP1/ 87 142 324 349 349
ลิกไนต์ (ล้านตัน) 18 15.4 13.2 15 14.8
ถ่านหินนำเข้า (ล้านตัน)
- IPP และทับสะแก - - - 5.3 11.5
- SPP 0.68 0.7 2.15 2.15 2.15
น้ำมันเตา (พันบาร์เรล/วัน) 80.9 73.3 16.3 16 21.5
น้ำมันดีเซล (พันบาร์เรล/วัน) 12.7 5.3 3.6 0.2 0.3
1/ ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ใน SPP ทั้งหมด คือ SPP ที่ผลิตไฟฟ้าใช้เองและที่ขายไฟฟ้าให้ กฟผ
-ยังมีต่อ-
--กองนโยบายและแผนพลังงาน/สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ--
-ยก-