ข่าวทั้งหมด

Date : 15 / 08 / 2017

  • Date : 15 / 08 / 2017
    ใช้ระบบพีเอสซีเปิดประมูลเอราวัณ-บงกช แม้มีข้อเสียมากกว่าระบบสัมปทาน

    คณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างกฎกระทรวงและร่างประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียมรวม 4 ฉบับคาดเปิดประมูลเอราวัณ-บงกช ภายใต้ระบบแบ่งปันผลผลิตได้ในเดือนต.ค. โดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เปรียบเทียบข้อดีข้อเสียระบบสัมปทานและระบบพีเอสซี ระบุแม้พีเอสซีมีข้อเสียมากกว่าแต่พร้อมวางมาตรการกำจัดจุดอ่อน ที่ไม่จำเป็นต้องตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติ (NOC) ขึ้นมาใหม่

    นายกอบศักดิ์ ภูตระกูล ผู้ช่วยรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี เปิดเผยถึง ผลการประชุมคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม2560 ว่า ที่ประชุม ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงและร่างประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียมรวม 4 ฉบับ  ซึ่งออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514 และที่แก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 7 ปี 2560  ซึ่งมีผลบังคับใช้ไปแล้วเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน ที่ผ่านมา

    โดยร่างกฎกระทรวงรวม 3 ฉบับ  ประกอบด้วย 1  ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการและเงื่อนไขการขอและการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ...2. ร่างกฎกระทรวงกำหนดแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ...3. คือ ร่างกฎกระทรวงหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และระยะเวลาในการนำส่งค่าภาคหลวงให้แก่รัฐ และ 4. ร่างประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม เรื่องหลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการ

    นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กล่าวว่า ภายใต้ร่างประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม เรื่องหลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมดังกล่าว พื้นที่ปิโตรเลียมในอ่าวไทยทั้งหมด จะใช้ระบบการบริหารจัดการแบบแบ่งปันผลผลิต ในขณะที่พื้นที่ปิโตรเลียมบนบกและในทะเลฝั่งอันดามัน จะใช้ระบบสัมปทาน

    ทั้งนี้ ภายใต้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือพีเอสซี ซึ่งเป็นระบบใหม่ที่ประเทศไทยยังไม่เคยใช้มาก่อน ยกเว้นในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย(เจดีเอ) นั้น กำหนดให้ให้ผู้รับสัญญามีหน้าที่นำส่งค่าภาคหลวงในอัตรา 10% ของผลผลิตรวมของปิโตรเลียม   และสามารถที่จะนำค่าใช้จ่ายมาหักคืนได้ ไม่เกิน 50% ของผลผลิตรวม   และปิโตรเลียมส่วนที่เหลือ ที่เป็นกำไร จะนำมาแบ่งปันกับรัฐ โดยที่รัฐจะต้องได้ มากกว่าหรือเท่ากับ50%   นอกจากนี้ ผู้รับสัญญา ยังจะต้องจ่ายภาษีเงินได้ให้กับรัฐ ในอัตรา20%

    ในขณะที่ระบบสัมปทานไทยแลนด์ทรี ซึ่งใช้อยู่ในปัจจุบันนั้น  รัฐจะมีรายได้จากค่าภาคหลวงในอัตรา5-15% และมีรายได้จากผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ ในกรณีที่สามารถผลิตปิโตรเลียมหรือมีราคาปิโตรเลียมสูงถึงขั้นที่กำหนด  และผู้รับสัมปทานจะต้องจายภาษีในอัตรา50% ของกำไร

    นายวีระศักดิ์ กล่าวว่า เมื่อเปรียบเทียบผลประโยชน์ที่รัฐจะได้รับโดยหักค่าใช้จ่ายในการลงทุนออกไปแล้ว ระบบพีเอสซี จะให้ผลตอบแทนแก่รัฐ 68% ในขณะที่เอกชนผู้รับสัญญาจะได้ประมาณ32% ซึ่งต่ำกว่าระบบสัมปทานไทยแลนด์ทรีเล็กน้อย ที่รัฐจะได้ผลตอบแทนประมาณ70% ส่วนผู้รับสัมปทานจะได้ประมาณ30% 

    โดยทั้งระบบสัมปทาน และระบบแบ่งปันผลผลิตหรือพีเอสซี ต่างมีทั้งข้อดีและข้อเสีย   แต่เมื่อเปรียบเทียบกันแล้ว ระบบสัมปทาน มีข้อดีในแง่ที่สามารถจะพัฒนาโครงการได้รวดเร็วกว่า ,ผลประโยชน์ถูกกำหนดไว้ชัดเจน ไม่ต้องเจรจาต่อรอง   เอกชนมีแรงจูงใจที่จะลดต้นทุน  รัฐมีภาระค่าใช้จ่ายในการกำกับดูแลน้อยกว่า รวมทั้งไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงในการลงทุนในกรณีที่เจาะสำรวจแล้วไม่พบปิโตรเลียม    ส่วนข้อเสียก็จะมีในแง่ที่ว่า รัฐเสียอำนาจในการควบคุม  ในขณะที่ระบบพีเอสซี นั้นรัฐเข้าไปกำกับดูแล ควบคุมได้ใกล้ชิดกว่า

    อย่างไรก็ตามระบบพีเอสซี ก็มีข้อเสียในเรื่องของขั้นตอนที่ต้องอนุมัติมากกว่า  มีภาระค่าใช้จ่ายในการกำกับดูแลของภาครัฐสูงกว่าระบบสัมปทาน   โดยขั้นตอนการอนุมัติที่มากขึ้น จะทำให้การดำเนินงานมีความล่าช้าใช้เวลานาน และอาจจะกระทบต่อปริมาณการผลิตปิโตรเลียม  รวมทั้งจะมีข้อเสียในเรื่องของการบริหารค่าใช้จ่ายที่อาจจะไม่มีประสิทธิภาพ  หากดูแลไม่ทั่วถึงก็มีโอกาสทุจริต และถูกแทรกแซงจากการเมืองได้ง่ายกว่า    ซึ่งข้อเสียต่างๆ เป็นเรื่องที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ จะต้องหามาตรการที่จะมาช่วยแก้ไขเพื่อลดจุดอ่อน ให้เกิดความคล่องตัวและประสิทธิภาพในการดำเนินการมากขึ้น   โดยไม่จำเป็นจะต้องมีการตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติ(National Oil Company-NOC)ขึ้นมาทำหน้าที่แทน

    นายวีระศักดิ์ กล่าวด้วยว่า สำหรับร่างประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม เรื่องหลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการ ที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ นั้น จะทำให้การบริหารจัดการพื้นที่ปิโตรเลียมในอ่าวไทยทั้งหมด ต้องใช้ระบบพีเอสซี  ทั้งในส่วนที่จะเปิดให้สำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ และในส่วนของพื้นที่สัมปทานเดิมจะหมดอายุในปี2565และ2566  คือแหล่งเอราวัณ และแหล่งบงกช  โดยคาดว่าร่างแพคเกจทีโออาร์ประมูล  จะแล้วเสร็จประมาณกลางเดือนก.ย.นี้ ส่วนการเปิดประมูลจะทำได้ช้าหรือเร็วนั้น จะขึ้นอยู่กับการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรีและสำนักคณะกรรมการกฤษฎีกา  แต่ก็น่าจะดำเนินการได้ภายในเดือนต.ค.นี้

     

  • Date : 15 / 08 / 2017
    บี.กริม เพาเวอร์วางแผนเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเป็น25-30%ภายในปี2565

    บี.กริม เพาเวอร์ วางแผนขยายสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเพิ่มจาก10%เป็น 25-30% ภายในปี2565 ในขณะที่ตั้งเป้าหมายเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าในปี 2561 อีก  25% รวมเป็น 2,060 เมกะวัตต์ โดยถือเป็นการเติบโตแบบก้าวกระโดดเมื่อเทียบกับปี 2560 ที่มีกำลังการผลิตรวม 1,646 เมกะวัตต์

    นางปรียนาถ สุนทรวาทะ ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด(มหาชน) เปิดเผยว่า บริษัทฯมีแผนจะเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจาก 10% ในปัจจุบัน เป็น 25-30% ในปี 2565 หรืออีก 5 ปีข้างหน้า และจะลดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมจากก๊าซ ลงจาก 90% เหลือ 70%  โดยคาดว่าการลงทุนด้านพลังงานหมุนเวียน จะใช้เงินลงทุนปีละ 1 หมื่นล้านบาท เนื่องจากปัจจุบันต้นทุนลดลงมาก เหมาะกับการขยายการลงทุน ประกอบกับเป็นทิศทางโลกหันมาให้ความสำคัญกับพลังงานหมุนเวียนมากขึ้น 

    ทั้งนี้บริษัทฯ ได้เริ่มศึกษาโครงการผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้าน รวมถึงกลุ่มประเทศ CLMV อีก 2,500 เมกะวัตต์ด้วย ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศมาเลเซีย เวียดนาม ฟิลิปปินส์ ขณะที่ สปป.ลาว เป็นการศึกษาโครงการไฟฟ้าพลังน้ำจากเขื่อนขนาดเล็กและใหญ่ ส่วนที่กัมพูชา เป็นโครงการไฟฟ้าสำหรับนิคมอุตสาหกรรม เป็นต้น  คาดว่าจะได้ผลการศึกษาที่ชัดเจนในปี 2561 

    สำหรับในประเทศไทยนั้น บริษัทฯ ยืนยันที่จะเข้าร่วมประมูลโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนทุกชนิดที่ภาครัฐเปิดให้มีการประมูลหรือร่วมโครงการ โดยเฉพาะโครงการล่าสุดที่ภาครัฐประกาศเปิด "โครงการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแบบผสมผสาน(Hybrid)ในรูปแบบสัญญาเสถียร (Firm)สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก(SPP) ขนาด 300 เมกะวัตต์  โดยเริ่มลงนามบันทึกความร่วมมือ(MOU)กับผู้เชี่ยวชาญด้านชีวมวลแล้ว พร้อมกันนี้เตรียมพิจารณาลงทุน "โครงการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนHybrid แบบ Firmบางช่วงเวลา สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก(VSPP)" หากภาครัฐเปิดประมูลก็พร้อมร่วมแข่งขัน 

    นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังตั้งเป้าหมายเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าในปี 2561 อีก  25% รวมเป็น 2,060 เมกะวัตต์ ถือว่าเติบโตแบบก้าวกระโดดเมื่อเทียบกับปัจจุบันในปี  2560 ที่มีกำลังการผลิตรวม 1,646 เมกะวัตต์ โดยเพิ่มขึ้นกว่า 400 เมกะวัตต์ ซึ่งจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 3 โครงการ คือ ABPR3 ,ABPR4 และ ABPR5 ในนิคมอุตสาหกรรมอมตะซิตี้ จ.ระยอง รวมกำลังผลิต 399 เมกะวัตต์​และไฟฟ้าพลังงานจาก สปป.ลาวอีก 15 เมกะวัตต์  ทั้งนี้จะส่งผลให้บริษัทฯ มีรายได้เติบโตไม่ต่ำกว่า 18% เมื่อเทียบกับปี 2560 นี้ และอาจเห็นกำไรเพิ่มขึ้นแบบก้าวกระโดดด้วย


    นางปรียนาถ กล่าวว่า บริษัทฯยังเดินหน้าโครงการโรงไฟฟ้าตามแผนที่วางไว้ โดยโครงการโรงไฟฟ้าที่เพิ่งเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ไปเมื่อ 30 ก.ค. 2560  คือ โรงไฟฟ้าพลังน้ำเชน้ำน้อย 2 และเซกะดำ1 และจากผลการทดสอบประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้านั้น ก็ได้ค่าสูงกว่าที่คาดการณ์ไว้ ทำให้คาดว่าจะได้ผลตอบแทนการลงทุนอยู่ประมาณ​ 20% 

    ส่วนโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน(โซลาร์ฟาร์ม)สำหรับราชการและสหกรณ์ เฟส 2 นั้น ล่าสุด บริษัทฯอยู่ระหว่างการเจรจาและสรุปรายละเอียดข้อตกลงในการลงทุนกับองค์การทหารผ่านศึกและสหกรณ์การเกษตร ขนาดกำลังผลิตรวม 36 เมกะวัตต์​

    ในส่วนผลการดำเนินงานของบริษัทฯ ในช่วงครึ่งแรกของปี 2560 (ม.ค.-มิ.ย.) พบว่า บริษัทฯมีรายได้จาการขายและการให้บริการจำนวน 15,615 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 15% เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี 2559  ซึ่งมาจากการับรู้รายได้จากการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าอมตะ บี.กริม เพาเวอร์ 5(ABP5) ในนิคมอุตสาหกรรมอมตะนคร และการเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ของโรงไฟฟ้า บี.กริม เพาเวอร์ ดับบลิวเอชเอ 1 (BPWHA1) ในนิคมอุตสาหกรรมเหมราช ซึ่งทั้งสองโครงการเปิดดำเนินการเชิงพาณิช์เมื่อวันที่ 1 มิ.ย. 2559 และ 1 พ.ย. 2559 ตามลำดับ ทั้งนี้สัดส่วนรายได้ส่วนใหญ่มาจากการขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต(กฟผ.)62% และลูกค้าอุตสาหกรรมในไทย 29%  ส่วนกำไรก่อนหักดอกเบี้ย ภาษี และค่าเสื่อมราคา(EBITDA) อยู่ที่ 4,356 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 17% เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี 2559 
     

Date : 13 / 08 / 2017

  • Date : 13 / 08 / 2017
    ผลศึกษาเบื้องต้นระบุซื้อไฟฟ้าจากโซลาร์รูฟท็อปเสรีปีละ300 เมกะวัตต์ส่งผลกระทบน้อยมาก
    สถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย เตรียมเสนอผลการศึกษาแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา(โซลาร์รูฟท็อป)แบบเสรี ต่อกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ปลายเดือน ส.ค.นี้ โดยผลการศึกษาเบื้องต้นระบุการรับซื้อเข้าระบบขั้นต่ำปีละ 300 เมกะวัตต์ รวม6,000 เมกะวัตต์จนถึงปี2579 จะส่งผลกระทบน้อยมากต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน  
     
    ผู้สื่อข่าวศูนย์ข่าวพลังงาน(Energy News Center-ENC) รายงานว่า  ผลการศึกษาโครงการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา(โซลาร์รูฟท็อป)แบบเสรี  ซึ่งสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ได้รับมอบหมายจาก กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน(พพ.)ให้ดำเนินการนั้น ขณะนี้ได้ดำเนินการเกือบ 100% แล้ว เหลือเพียงส่วนของการรับฟังความเห็นเพิ่มเติมและจัดทำเป็นรายงานฉบับสมบูรณ์ คาดว่าจะนำเสนอ ต่อ พพ. ได้ในช่วงปลายเดือน ส.ค. 2560 นี้ 
     
    ทั้งนี้โครงการดังกล่าว ทางสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ ได้ศึกษาใน 3 ข้อหลัก ได้แก่ 1. ในด้านนโยบาย ว่าควรเปิดรับซื้อไฟฟ้าโซลาร์รูฟท็อปส่วนเกินจากความต้องการใช้เข้าระบบสายส่งไฟฟ้าหรือไม่ และหากจำเป็นต้องรับซื้อจะใช้วิธีการใด 2.การส่งเสริมโซลาร์รูฟท็อปเสรีจะกระทบต่อค่าไฟฟ้าประชาชน หรือไม่ อย่างไร และ3.ผลกระทบทางเทคนิค จะก่อให้เกิดปัญหาทางเทคนิคกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแค่ไหน และจะแก้ไขด้วยหลักวิศวกรรมอย่างไร 
     
    ซึ่งในเบื้องต้น ในด้านนโยบายนั้น ทางสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ  ได้ทำการศึกษากรณีรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินเข้าระบบ แบ่งเป็น 2 กรณี คือ 1.กรณีรับซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำ คือทยอยรับซื้อไฟฟ้าประมาณ 300 เมกะวัตต์ต่อปี  ไปจนสิ้นสุดปี 2579 (สิ้นสุดแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าระยะยาว หรือ PDP 2015)จะมีปริมาณรับซื้อรวม 6,000 เมกะวัตต์ และ 2.กรณีรับซื้อไฟฟ้าขั้นสูง คือทยอยรับซื้อไฟฟ้าประมาณ 600 เมกะวัตต์ต่อปี จนสิ้นสุดปี 2579 จะมีปริมาณรับซื้อรวม 12,000 เมกะวัตต์ 
     
    โดยในกรณีทยอยรับซื้อไฟฟ้าปีละ 300 เมกะวัตต์ ไปจนถึงปี 2579 คิดเป็น 2% ของการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ผลการศึกษาในเบื้องต้นพบว่าจะส่งผลกระทบต่อการไฟฟ้าน้อยมากโดยไม่ต้องลงทุนระบบเพิ่มเติม และไม่ส่งผลกระทบค่าไฟฟ้าประชาชนโดยรวมมากนัก  ทั้งนี้ ประสบการณ์จากต่างประเทศซึ่ง International Energy Agency ได้วิเคราะห์ไว้พบว่าหากไฟฟ้าจากแหล่งผลิตไฟฟ้าที่ไม่สม่ำเสมออย่างโซลาร์รูฟท็อปเข้าระบบไม่เกิน 5% ของการผลิตไฟฟ้าทั้งประเทศ จะยังไม่มีผลกระทบต่อการบริหารจัดการของระบบไฟฟ้า แต่หากปริมาณไฟฟ้าจากโซลาร์รูฟเข้าสู่ระบบไฟฟ้าเกินกว่า 10% การไฟฟ้าจะต้องเริ่มปรับเปลี่ยนระบบให้สามารถเดินเครื่องได้อย่างยืดหยุ่นขึ้น
     
    นอกจากนี้การผลิตไฟฟ้าโซลาร์รูฟท็อปเริ่มมีข้อดีเรื่องต้นทุนที่แข่งขันได้ โดยหากส่งเสริมด้วยมาตรการและระดับที่เหมาะสมสามารถช่วยลดค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศลงได้ เนื่องจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโซลาร์รูฟท็อปเริ่มต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ โดยปัจจุบันต้นทุนค่าไฟฟ้าจากโซลาร์รูฟท็อปอยู่ระหว่าง 3.24-3.33 บาทต่อหน่วย ซึ่งแข่งขันได้แล้วกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจาก โรงไฟฟ้าก๊าซฯ LNG ที่ 3.60 บาทต่อหน่วย
     
    ดังนั้นหากช่วงที่เกิดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูง ภาครัฐสามารถเลือกรับซื้อไฟฟ้าจากโซลาร์รูฟท็อปเข้ามาแทนที่โรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนแพง ก็จะทำให้ค่าไฟฟ้าโดยรวมของประชาชนลดลงได้ แต่อย่างไรก็ตาม เนื่องจากแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์มีความไม่สม่ำเสมอ ทำให้ภาครัฐต้องวางแผนการลงทุนและการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าในระยะยาวเพื่อให้สามารถได้รับประโยชน์จากต้นทุนที่ถูกลงของเทคโนโลยีพลังงานแสงอาทิตย์ และในขณะเดียวกันก็สามารถรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าไว้ได้
     
    อย่างไรก็ตามผลการศึกษาดังกล่าว เป็นเพียงการศึกษาเบื้องต้นที่ทางพพ.มอบหมายให้ สถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ ดำเนินการ เท่านั้น ส่วนจะมีการเปิดรับซื้ออย่างไร จะขึ้นอยู่กับนโยบายของกระทรวงพลังงานเป็นสำคัญ 
     

Date : 11 / 08 / 2017

  • Date : 11 / 08 / 2017
    RATCHศึกษาโมเดลสตาร์ทอัพและพลังงานทดแทนหวังต่อยอดธุรกิจ
    บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง ตั้งบริษัทศึกษาโมเดลธุรกิจสตาร์ทอัพและพลังงานทดแทน  ต่อยอดธุรกิจ พร้อมรักษาการเติบโตของรายได้จากการบริหารประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า และปิดดีลการเจรจาลงทุนโรงไฟฟ้า 4 โครงการ กำลังผลิตรวม 1,002 เมกะวัตต์ ให้ได้ข้อยุติบางโครงการภายในปี2560 นี้ 
     
    นายกิจจา ศรีพัฑฒางกุระ กรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด(มหาชน) หรือ RATCH เปิดเผยว่าบริษัทฯ ได้มีแผนศึกษาโมเดลธุรกิจสตาร์ทอัพและธุรกิจพลังงานทดแทน ซึ่งหากเห็นว่ามีความเป็นไปได้ที่จะเข้าไปลงทุนก็จะมีการตั้งบริษัทลูกเข้าไปดำเนินการ  โดยโมเดลธุรกิจใหม่จะเกี่ยวข้องกับเรื่องพลังงาน เช่น การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานต่างๆเพื่อรองรับรถยนต์ไฟฟ้า(EV),ระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ(สมาร์ทกริด),โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานทดแทนแบบผสมผสาน(ไฮบริด)แบบสัญญาเสถียร(เฟิร์ม)สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก(SPP) หรือ SPP Hybrid Firm ที่ทางคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน(กกพ.)กำลังจะมีการเปิดรับซื้อ 300 เมกะวัตต์  
     
    โดยการดำเนินงานในปี2560  บริษัทพยายามรักษาการเติบโตของรายได้จากการบริหารประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า โดยเฉพาะโรงไฟฟ้าหงสา (1,878 เมกะวัตต์) ในสปป.ลาว ซึ่งปีนี้กำหนดค่าความพร้อมจ่ายเทียบเท่า (Equivalent Availability Factor) ไว้ที่ประมาณ 80% นอกจากนี้ ยังต้องควบคุมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าอีก  4 แห่ง กำลังผลิตรวม 517 เมกะวัตต์ให้คืบหน้าตามแผนงาน ประกอบด้วย โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมเมาท์เอเมอรัลด์ ในออสเตรเลีย กำลังผลิตตามการถือหุ้น 144.36 เมกะวัตต์ กำหนดเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ปี 2561 โครงการพลังงานน้ำเซเปียน เซน้ำน้อย ใน สปป.ลาว กำลังผลิตตามการถือหุ้น 102.5 กำหนดเดินเครื่องเชิงพาณิชย์  ปี 2562  เช่นเดียวกับโครงการเบิกไพรโคเจนเนอเรชั่น จังหวัดราชบุรี กำลังผลิตตามการถือหุ้น 34.73 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ฟังเชงกัง ระยะที่ 2 ในสาธารณรัฐประชาชนจีน กำลังผลิตตามการถือหุ้น 236 เมกะวัตต์ มีกำหนดเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ ในปี 2564
     
    ในส่วนแนวทางในการผลักดันกำลังผลิตให้ได้ตามเป้าหมายในปี2560 นั้น บริษัทอยู่ระหว่างการเจรจาโครงการทั้งในและต่างประเทศ 4 โครงการ กำลังผลิตรวม 1,002 เมกะวัตต์ ซึ่งบางโครงการคาดว่าจะได้ข้อสรุปภายในปี 2560
     
    สำหรับผลการดำเนินงาน 6 เดือนแรกปี 2560 บริษัทฯ มีรายได้จำนวน 23,123.98 ล้านบาท หากไม่รวม  ค่าเชื้อเพลิงจากบริษัทย่อย รายได้รวมมีจำนวน 7,958.88 ล้านบาท ซึ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าและสัญญาทางการเงินมีสัดส่วน 71.6% ของรายได้รวม และรายได้จากส่วนแบ่งกำไรจากกิจการร่วมค้ามีสัดส่วน 24.0% เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งเป็นผลจากส่วนแบ่งกำไรของโรงไฟฟ้าหงสา ด้านต้นทุนและค่าใช้จ่ายรวม  มีจำนวน 19,911.97 ล้านบาท ลดลง 18%
      
    ฐานะทางการเงินของบริษัทฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2560 มีสินทรัพย์รวมจำนวน 97,113.71 ล้านบาท หนี้สินจำนวน 33,729.63 ล้านบาท ส่วนของผู้ถือหุ้น 63,384.08 ล้านบาท กำไรสะสมจำนวน 50,572.08 ล้านบาท 
     
  • Date : 11 / 08 / 2017
    ยื่นข้อเสนอรอบสองขอต่ออายุโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้ 700เมกะวัตต์
    บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้งฯ เตรียมยื่นข้อเสนอต่อกระทรวงพลังงานรอบสอง ภายในปี 2560 นี้ เพื่อขอต่อสัญญา หรือให้เปิดประมูลใหม่ กรณีโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้ 700 เมกะวัตต์ จะหมดอายุสัญญาในปี2563  หลังเสนอรอบแรกไม่ผ่านการพิจารณาเนื่องจาก การดำเนินการจะต้องสอดคล้องกับการปรับแผน PDPใหม่ของภาครัฐ 
     
    นายกิจจา ศรีพัฑฒางกุระ กรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด(มหาชน) เปิดเผยว่า บริษัทฯ เตรียมยื่นข้อเสนอแนวทางดำเนินการเกี่ยวกับกรณีโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้ ขนาดกำลังการผลิต700เมกะวัตต์ที่จะหมดอายุในปี 2563  ให้กระทรวงพลังงานพิจารณา เป็นครั้งที่สอง โดยมีข้อเสนอหลายแนวทาง อาทิ การขอต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้า หรือ การเสนอให้เปิดประมูลสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทดแทนโรงเดิม  โดยคาดว่าจะนำเสนอได้ภายในปี 2560 นี้
     
    ทั้งนี้บริษัทฯ เคยเจรจาและยื่นหนังสือเพื่อเสนอขอต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าดังกล่าวกับกระทรวงพลังงานไปแล้ว ในครั้งแรก แต่ทางกระทรวงพลังงานให้ทางบริษัทกลับมาทบทวนข้อเสนอใหม่ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าระยะยาว พ.ศ. 2558-2579 หรือ PDP2015 ที่กระทรวงพลังงานกำลังอยู่ระหว่างการปรับปรุงแผนใหม่  ดังนั้นข้อเสนอใหม่ของบริษัทฯ จึงมีการนำเสนอหลายทางเลือก ทั้งการขอต่ออายุสัญญา โดยให้เหตุผลด้านความมั่นคงไฟฟ้าประเทศ เนื่องจากภาคกลางและกรุงเทพฯ ใช้ไฟฟ้าถึง 70% ของทั้งประเทศและ อาศัยไฟฟ้าจากภาคตะวันตก ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือ ภาคตะวันออก  หากโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้ ที่อยู่ภาคตะวันตกหมดอายุสัญญาก็อาจมีผลกระทบต่อปริมาณไฟฟ้าได้  และข้อเสนอที่ขอให้ภาครัฐเปิดประมูลโรงไฟฟ้าใหม่ขึ้นมาแทนเพื่อความเป็นธรรม ซึ่งบริษัทฯพร้อมเข้าร่วมประมูล เนื่องจากมีศักยภาพในพื้นที่ตั้งเดิมที่สามารถขยายกำลังการผลิตได้มากกว่า 700 เมกะวัตต์ และมีท่อก๊าซฯรองรับอยู่แล้ว เป็นต้น  
     
    อย่างไรก็ตามในกรณีที่บริษัทฯ ไม่สามารถขอต่อสัญญาหรือสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทดแทนไตรเอนเนอจี้ได้ จะต้องพิจารณาทบทวนกลยุทธ์ของบริษัทในปี 2561 ใหม่ 
     
    ผู้สื่อข่าวรายงานข้อมูลเพิ่มเติมว่า สำหรับโรงไฟฟ้าของบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด(มหาชน) ที่จะทยอยหมดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประกอบด้วย   1.โรงไฟฟ้าไตรเอนเนจี้ ขนาด 700 เมกะวัตต์ หมดสัญญาปี 2563   2.โรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี กำลังผลิต 900-1,000 เมกะวัตต์  หมดอายุปี 2568 ,โรงไฟฟ้าความร้อนร่วมราชบุรี ขนาด 3,600 เมกะวัตต์หมดอายุปี 2570 และโรงไฟฟ้าราชบุรีเพาเวอร์ กำลังผลิต 1,400 เมกะวัตต์ หมดอายุในปี 2576
  • Date : 11 / 08 / 2017
    เก็บตกรายงานการศึกษาสปท.พลังงาน เสนอภาครัฐ เร่งส่งเสริมผลิตไฟฟ้าจากขยะแทนโซลาร์เซลล์
    เก็บตกประเด็นฝากของ สปท.ด้านพลังงาน หลังหมดวาระการทำงาน เสนอ จัดลำดับการส่งเสริมพลังงานทดแทนใหม่ เน้นเรียงจาก ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ แสงอาทิตย์และลม แทนที่จะให้ความสำคัญกับแสงอาทิตย์เป็นอันดับแรก หลังศึกษาพบว่ากระทรวงพลังงานขาดปัจจัยการพิจารณาราคาต้นทุนและผลประโยชน์การผลิตไฟฟ้าพลังงานทดแทนประเภทต่างๆ ในทุกด้าน
     
    ผู้สื่อข่าวศูนย์ข่าวพลังงาน(Energy News Center-ENC) รายงานถึงผลการศึกษาของคณะกรรมาธิการขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน สภาขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศ(สปท.)เรื่อง“การกำหนดสัดส่วนพลังงานทดแทนแต่ละประเภทเพื่อการผลิตไฟฟ้าอย่างมั่นคงและต้นทุนที่เหมาะสม”  ซึ่งเป็น1ใน17เรื่องที่เสนอต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานไปเมื่อช่วงปลายเดือนก.ค. 2560 ที่ผ่านมา  ว่าผลการศึกษาดังกล่าวมีประเด็นที่น่าสนใจต่อการปรับปรุงนโยบายการส่งเสริมเรื่องของพลังงานทดแทน โดย สปท.ด้านพลังงานนำเสนอว่า  รัฐควรจะมีการจัดลำดับการส่งเสริมพลังงานทดแทนใหม่ โดยควรสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าขยะเป็นอันดับแรก ให้มีปริมาณสัดส่วนมากที่สุด รองลงมาจึงค่อยเป็นการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลม ตามลำดับ
     
    ทั้งนี้ผลการศึกษาดังกล่าว เป็นการพิจารณาจากปัจจัย 5 ด้าน คือ1.ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วย พิจารณาจากค่าลงทุนและค่าใช้จ่ายในการผลิตและบำรุงรักษา 2.ค่าใช้จ่ายในการเตรียมการผลิตไฟฟ้าทั้งในระยะสั้นและระยะยาวรวมถึงต้นทุนการปรับปรุงและเชื่อมต่อเข้าระบบส่งไฟฟ้าหลัก 3.ต้นทุนด้านผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพของประชาชน 4. ผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจที่ชุมชนหรือประเทศจะได้รับ และ 5. ความเชื่อถือได้และความมั่นคงของการผลิตไฟฟ้า
     
    ในขณะที่การส่งเสริมพลังงานทดแทนในมุมของกระทรวงพลังงานนั้นรายงานฉบับดังกล่าวระบุว่า มีการพิจารณาจากการจัดลำดับเทคโนโลยีเรียงตามราคาต้นทุนสำหรับการผลิตไฟฟ้าพลังงานทดแทนต่างๆ  ,ความสามารถของสายส่ง, ผลประโยชน์เชิงสังคมและสิ่งแวดล้อม และการจัดสรรการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเชิงพื้นที่ ทั้งนี้สปท.ด้านพลังงาน เห็นว่ายังขาดการพิจารณาราคาต้นทุนและผลประโยชน์สำหรับการผลิตไฟฟ้าพลังงานทดแทนประเภทต่างๆ ในทุกๆ ด้าน
     
    รายงานผลการศึกษา ยังระบุถึงประโยชน์ที่จะได้รับหากกระทรวงพลังงานมีการดำเนินการตามข้อเสนอ ของสปท.ด้านพลังงาน ใน3 ด้านคือ 1.ลำดับความสำคัญของการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทนแต่ละประเภท ซึ่งได้คำนึงถึงราคาต้นทุนและผลประโยชน์ของประเทศ สำหรับการผลิตไฟฟ้าพลังงานทดแทนประเภทต่างๆในทุกๆด้าน 2.ตอบสนองนโยบายรัฐในด้านเศรษฐกิจ ซึ่งได้คำนึงถึงต้นทุนพลังงานที่มีความเหมาะสม ระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงและไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาทางเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในระยะยาว และ 3.สนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทนที่เหมาะสม เพื่อช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมสอดคล้องกับพันธสัญญาลดโลกร้อนที่รัฐบาลไปลงนามไว้ที่ประเทศฝรั่งเศส พ.ศ. 2558 ( COP 21 ปารีส)
     
    สำหรับแผนการส่งเสริมพลังงานทดแทนของกระทรวงพลังงาน หรือแผนAEDP 2015 นั้นกำหนดเป้าหมายสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงพลังงานทดแทน 20% ของปริมาณความต้องการไฟฟ้าทั้งหมด โดยเรียงลำดับจากสัดส่วนที่มากไปน้อย ดังนี้
     
    1.แสงอาทิตย์ เป้าหมายการส่งเสริมถึงปี 2579 จำนวน 6,000 เมกะวัตต์ โดยปี 2559 มีไฟฟ้าเข้าระบบรวม 2,977 เมกะวัตต์  
     
    2.ชีวมวล เป้าหมายส่งเสริมถึงปี 2579 จำนวน 5,570 เมกะวัตต์ โดยปี 2559 มีไฟฟ้าเข้าระบบรวม 2,620 เมกะวัตต์
     
    3.ลม เป้าหมายส่งเสริมถึงปี 2579 จำนวน 3,002 เมกะวัตต์ โดยปี 2559 มีไฟฟ้าเข้าระบบรวม 489 เมกะวัตต์
     
    4.ก๊าซชีวภาพ เป้าหมายส่งเสริมถึงปี 2579 จำนวน 1,280 เมกะวัตต์ โดยปี 2559 มีไฟฟ้าเข้าระบบรวม 346 เมกะวัตต์
     
    5.ขยะ เป้าหมายส่งเสริมถึงปี 2579 จำนวน 550 เมกะวัตต์ โดยปี 2559 มีไฟฟ้าเข้าระบบรวม 151 เมกะวัตต์
     
    และ6.พลังงานน้ำขนาดใหญ่ เป้าหมายส่งเสริมถึงปี 2579 จำนวน 2,906 เมกะวัตต์ โดยปี 2559 ยังไม่มีไฟฟ้าเข้าระบบ
     

Date : 10 / 08 / 2017

  • Date : 10 / 08 / 2017
    เพิ่มคู่แข่งขันกับปตท.หลังปี2564-2566ยอดนำเข้าLNG และLPGเพิ่มขึ้นก้าวกระโดด

    ปลัดพลังงาน เผยปี2564-2566 ไทยต้องนำเข้าทั้งLNGและLPG เพิ่มมากขึ้นแบบก้าวกระโดด เหตุแหล่งก๊าซอ่าวไทยและเมียนมาใกล้หมด ทำให้มีความจำเป็นต้องเตรียมการเปิดเสรีให้มีผู้ค้ารายใหม่ แข่งขันกับปตท.ซึ่งเป็นผู้นำเข้าเพียงรายเดียวในปัจจุบัน

    นายอารีพงศ์ ภู่ชอุ่ม ปลัดกระทรวงพลังงาน เปิดแถลงข่าวต่อสื่อมวลชน เมื่อวันที่ 10 ส.ค. 2560 ว่า ประเทศไทยจะต้องมีการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว(LNG)และก๊าซปิโตรเลียมเหลว(LPG) เพิ่มขึ้นจำนวนมากในปี 2564-2566 เนื่องจากเป็นช่วงที่ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและเมียนมากำลังจะหมดลง โดยในส่วนของ LNG  ปัจจุบันต้องนำเข้าอยู่ 5 ล้านตันต่อปี คิดเป็นประมาณ10% ของความต้องการใช้ก๊าซ ก็จะเพิ่มขึ้นประมาณ 15ล้านตันต่อปี หรือคิดเป็นสัดส่วนประมาณ 40% 

    ในขณะที่ ปี2570 ตัวเลขการนำเข้าLNG จะเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ  เนื่องจากก๊าซฯ ในอ่าวไทยแหล่งไพลิน และแหล่งอาทิตย์ รวมทั้งก๊าซในแหล่งพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย(JDA) จะหมดสัญญาลง แต่ยังเชื่อว่าในส่วนของแหล่งJDA จะสามารถต่ออายุสัญญาออกไปอีกได้

    ดังนั้นเพื่อรองรับทิศทางการนำเข้า LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต กระทรวงพลังงานจึงต้องวางโครงสร้างพื้นฐานไว้รองรับ ให้พร้อมรองรับการ เปิดเสรีนำเข้าLNG ที่จะมีผู้นำเข้าLNGรายอื่นๆ นอกเหนือจากปตท.เข้ามาแข่งขัน ” โดย เบื้องต้นทาง คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ(กพช.) ได้เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย(กฟผ.) ทดลองเป็นผู้นำเข้า LNG ในปริมาณ1.5 ล้านตันต่อปี คาดว่าจะเริ่มนำเข้าปลายปี 2561 เพื่อทดลองระบบโครงสร้างพื้นฐานทั้งการใช้คลังรับก๊าซและท่อก๊าซของปตท. ซึ่งมีการแก้ไขCode ให้บุคคลที่สามเข้ามาใช้ได้โดยที่มีคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน(กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแลค่าบริการ โดยคาดว่า หากการนำเข้าLNG ของกฟผ.ประสบผลสำเร็จที่สามารถจะจัดหาLNG ในราคาที่แข่งขันได้กับปตท. ก็จะเปิดให้เอกชนรายอื่น เป็นผู้นำเข้าLNG เข้ามาเพิ่มเติม ในส่วนของSpot market  แต่จะต้องประมูลแข่งขันราคากัน  โดยในส่วนนี้ทางกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ จะเป็นหน่วยงานที่กำกับดูแลและนำเสนอเรื่องต่อกพช.  

    สำหรับความคืบหน้าในการศึกษาความเป้นไปได้ในการสร้างคลัง LNG ลอยน้ำ หรือ FSRU 3 แห่ง คือ 1.บริเวณอ่าวไทย 5 ล้านตันต่อปี ซึ่ง มอบให้ กฟผ.ดำเนินการศึกษา   2.ประเทศเมียนมาที่เมืองกันบ็อค เพื่อซัพพลายก๊าซในฝั่งตะวันตก 3 ล้านตันต่อปี  ทดแทนแหล่งก๊าซจากเมียนมาที่จะหมดอายุสัญญา ได้มอบให้ ปตท.ดำเนินการศึกษา โดยรัฐบาลเมียนมาได้เห็นชอบในหลักการเบื้องต้นแล้ว และจะมีการลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือในหลักการ(MOA) ในวันที่ 26-28  ก.ย  2560 ในที่ประชุมรัฐมนตรีพลังงานอาเซียน ที่ประเทศฟิลิปปินส์  

    3. FSRU พื้นที่อ.จะนะ จ.สงขลา มอบ ปตท.เป็นผู้ศึกษา ในกรณีที่ กฟผ.ไม่สามารถที่จะสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพาได้

    ปัจจุบันประเทศไทยใช้ก๊าซฯ อยู่ประมาณ 5,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน มาจากอ่าวไทย 2,900 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากเมียนมา 1,050 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากJDA จำนวน 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากแหล่งผลิตบนบกของไทย 80-100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และนำเข้าLNG 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน(ประมาณ5ล้านตันต่อปี)

    นายอารีพงศ์ กล่าวว่า ในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวนั้น  หรือ LPG ก็จะได้รับผลกระทบจากแหล่งก๊าซฯที่ลดลงดังกล่าว ด้วยเพราะส่วนหนึ่งLPG ที่ใช้ในประเทศผลิตมาจากโรงแยกก๊าซ โดยคาดว่าในปี 2564-2566 จะต้องนำเข้าเพิ่มขึ้นเป็น 20% ของความต้องการใช้ทั้งหมด จากปัจจุบันนำเข้าอยู่ 10% หรือประมาณ 4.3 หมื่นตันต่อเดือน จากความต้องการใช้ทั้งหมด 5 แสนตันต่อเดือน ส่วนในปี 2570 จะต้องนำเข้าเพิ่มถึง 30%

    อย่างไรก็ตาม กพช.ให้มีมติให้เปิดเสรีนำเข้า LPG ไปแล้วเมื่อวันที่ 1 ส.ค. 2560 ที่ผ่านมา โดยการเปิดเสรีนำเข้าจะไม่ส่งผลกระทบต่อราคาจำหน่ายในประเทศ เพราะมีการกำกับดูแลราคาที่เหมาะสม และมีเงินกองทุน LPG ที่ดูแลราคาไม่ให้ผันผวนอย่างรวดเร็ว แต่ในส่วนผู้นำเข้านั้น กรมธุรกิจพลังงานจะกำหนดให้สำรอง LPG เพิ่มจาก 1% เป็น 2% ของปริมาณการจำหน่าย หรือประมาณ 1.24 แสนตัน สามารถสำรองใช้ได้ 9 วัน ซึ่งเป็นระยะเวลาที่เพียงพอสำหรับการจัดหาLPGในกรณีที่เกิดการขาดแคลนLPGในประเทศ โดยการเพิ่มปริมาณสำรอง LPG จะมีผลตั้งแต่วันที่ 1 พ.ค. 2564 เป็นต้นไป

    สำหรับความต้องการใช้ LPG ของไทยอยู่ที่ 5 แสนตันต่อเดือน แบ่งเป็นการใช้ในภาคครัวเรือน 1.7 แสนตันต่อเดือน ภาคอุตสาหกรรม 5 หมื่นตันต่อเดือน ภาคขนส่ง 1 แสนตันต่อเดือน  และภาคปิโตรเคมี 1.6 แสนตันต่อเดือน ส่วนการจัดหามาจากโรงแยกก๊าซ 3 แสนตันต่อเดือน จากโรงกลั่น 1.7 แสนตันต่อเดือน ส่วนที่เหลือ 4.3 หมื่นตันต่อเดือนนำเข้าจากต่างประเทศ