กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ หวั่นโรงไฟฟ้ากระบี่-เทพา กำลังการผลิตรวม 2.8 พันเมกะวัตต์ ก่อสร้างไม่ได้ตามที่กำหนด เตรียมวางแผนนำเข้าแอลเอ็นจีรองรับเพิ่มอีก 3 ล้านตันตั้งแต่ปี 2561 จากแผนนำเข้าเดิมอยู่ที่ 9 ล้านตัน เร่ง ปตท.ลุยเฟส 2 อีก 7.5 ล้านตัน "วีระศักดิ์"เผยแผนยืดอายุก๊าซในอ่าวไทย มั่นใจลด 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตภายใน 2-5 ปีข้างหน้า
นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เปิดเผยกับ "ฐานเศรษฐกิจ" ว่า ในแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) กรมได้มีเตรียมแผนที่จะต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติมารองรับการผลิตไฟฟ้า หากเกิดกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ 800 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา หน่วยที่ 1 และหน่วยที่ 2 กำลังการผลิตรวม 2 พันเมกะวัตต์ ไม่สามารถเกิดขึ้นได้ตามแผน โดยตามกำหนดเดิมโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่จะต้องเข้าระบบปี 2561 และโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา หน่วยที่ 1 จะเข้าระบบปี 2564 และหน่วยที่ 2 ปี 2567 แต่ขณะนี้ยังเกิดการต่อต้านจากบางกลุ่ม ทำให้เกิดความล่าช้าและหากภาครัฐมีคำสั่งให้เปลี่ยนเป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงแทนถ่านหิน ก็จำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (แอลเอ็นจี) เข้ามาทดแทน
โดยการจัดหาก๊าซรองรับโรงไฟฟ้ากระบี่และโรงไฟฟ้าเทพา กำลังการผลิตรวม 2.8 พันเมกะวัตต์ คาดว่าจะใช้ก๊าซประมาณ 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือคิดเป็นแอลเอ็นจีประมาณ 3 ล้านตันต่อปี ดังนั้นหากเกิดกรณีโรงไฟฟ้าดังกล่าวไม่สามารถเข้าระบบได้ตามแผนหรือเปลี่ยนมาเป็นเชื้อเพลิงก๊าซ ก็จะเริ่มจัดหาแอลเอ็นจีเพิ่มขึ้นอีก 1 ล้านตันตั้งแต่ปี 2561 เพื่อป้อนโรงไฟฟ้ากระบี่ จากแผนเดิมจะนำเข้า 9 ล้านตัน และเพิ่มขึ้นอีก 2 ล้านตัน ตั้งแต่ปี 2567 เพื่อป้อนโรงไฟฟ้าเทพา โดยคลังแอลเอ็นจีเฟสแรกส่วนขยายจาก 5 ล้านตัน เป็น 10 ล้านตัน ของบริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) จะเสร็จในปี 2560 และคลังแอลเอ็นจีเฟส 2 ขนาด 7.5 ล้านตันก็ได้รับการอนุมัติจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรียบร้อยแล้ว คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในปี 2566
ทั้งนี้ ตามแผนจัดหาและการใช้ก๊าซ คาดว่าแหล่งก๊าซเยตากุนในเมียนมา จะหมดในปี2565 และแหล่งยาดานา จะหมดปี 2567 ขณะที่แหล่งซอติกา จะหมดปี 2571-2572 ดังนั้นทาง ปตท.จึงมีแผนก่อสร้างคลังแอลเอ็นจี ขนาด 3 ล้านตันที่เมียนมา เพื่อป้อนแอลเอ็นจีมายังโรงไฟฟ้าในประเทศไทย แต่ปัจจุบันยังติดขัดด้านภาษี ดังนั้น คลังแอลเอ็นจีในรูปแบบ FSRU (Floating Storage & Regasification Unit : FSRU) จึงเป็นทางเลือกที่ดี อย่างไรก็ตามปัจจุบันราคาแอลเอ็นจีอยู่ที่ 210 บาทต่อล้านบีทียู เทียบกับราคาก๊าซในอ่าวไทยที่ 204 บาทต่อล้านบีทียู
นายวีระศักดิ์ กล่าวอีกว่า สำหรับแผนนำเข้าแอลเอ็นจี (กรณีฐาน ซึ่งหมายถึงโรงไฟฟ้าถ่านหินเข้าระบบตามกำหนด แผนประหยัดพลังงาน โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนเข้าตามกำหนด และสามารถบริหารจัดการแหล่งสัมปทานที่จะหมดอายุได้ตามแผน) โดยในปี 2559 จะนำเข้าแอลเอ็นจี 4.5 ล้านตัน ปี 2560 นำเข้า 7.6 ล้านตัน ปี 2561 นำเข้า 9 ล้านตัน ปี 2562 นำเข้า 8.6 ล้านตัน ปี 2563 นำเข้า 6.6 ล้านตัน ปี 2564 นำเข้า 6.7 ล้านตัน, ปี 2565 นำเข้า 9 ล้านตัน, ปี2566 นำเข้า 10.3 ล้านตัน จากนั้นจะทยอยปรับเพิ่มขึ้นจนถึงปี 2579 ตัวเลขนำเข้าแอลเอ็นจีจะอยู่ที่ 22 ล้านตัน ทั้งนี้กรมได้ตั้งทีมงานเพื่อเข้ามาดูแลเรื่องแอลเอ็นจีแล้ว
นอกจากนี้ อยู่ระหว่างบริหารจัดการยืดอายุก๊าซในอ่าวไทย โดยในปีนี้สามารถลดก๊าซส่วนที่เกินสัญญาซื้อขาย 60-80 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคาดว่าสิ้นปีนี้จะสามารถลดเพิ่มได้เป็น 210 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และเพิ่มเป็น 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันใน 2-5 ปีข้างหน้า ซึ่งในส่วนนี้จะเป็นก๊าซที่ทาง ปตท.เรียกจากผู้ผลิตเกินสัญญา โดยสัญญาอยู่ที่ 2.5 พันล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แต่เรียกอยู่ที่ 2.8 พันล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คาดว่าจะสามารถยืดอายุก๊าซในอ่าวไทยได้ 1-2 ปี ปัจจุบันพบว่าปริมาณสำรองก๊าซในไทยที่พิสูจน์แล้วเหลือเพียง 5 ปีเท่านั้น
ส่วนความคืบหน้าการบริหารจัดการแหล่งปิโตรเลียมเอราวัณ ของบริษัท เชฟรอน ประเทศไทยสำรวจและผลิต และแหล่งบงกช ของบริษัท ปตท.สำรวจและผลิต จำกัด (มหาชน) ที่จะหมดอายุในปี 2565-2566 จะมีความชัดเจนจากทางคณะกรรมการปิโตรเลียม และจะเสนอเข้าที่ประชุม กพช. ภายในเดือนพฤษภาคม 2559 สำหรับการเสนอรูปแบบบริหารจัดการ 2 แหล่งดังกล่าว มี 3 รูปแบบ คือ 1.ระบบสัมปทาน 2.ระบบแบ่งปันผลผลิต(พีเอสซี) และ3.ระบบจ้างผลิต เมื่อได้ข้อสรุปจาก กพช. แล้ว กรมฯจะหารือกับเอกชนต่อไป โดยจะต้องมีข้อสรุปก่อน 5 ปีที่สัมปทานจะหมดอายุ เพื่อให้มีระยะเวลาในการเตรียมความต้องการลงทุน
ทั้งนี้ จากราคาน้ำมันดิบที่ปรับลดลงมาก ทำให้ขณะนี้มีผู้ประกอบการเตรียมปิดแท่นผลิตอีก 1 แท่น คือแหล่งสงขลา จากก่อนหน้านี้ปิดไปแล้วจำนวน 2 แท่น ส่งผลให้กำลังการผลิตปิโตรเลียมแหล่งดังกล่าวลดลงเหลือ 6 พันบาร์เรลต่อวัน จากเดิมเคยมีกำลังการผลิตสูงสุดอยู่ที่ 1.2 หมื่นบาร์เรลต่อวัน โดยแหล่งสงขลา ในแต่ละปีผู้ผลิตและสำรวจจะจ่ายค่าภาคหลวงประมาณ 250 ล้านบาทต่อปี อย่างไรก็ตามคาดว่าหากราคาน้ำมันปรับเพิ่มขึ้นก็จะกลับมาผลิตตามปกติ
จากหนังสือพิมพ์ฐานเศรษฐกิจ ปีที่ 36 ฉบับที่ 3,135 วันที่ 6 - 9 มีนาคม พ.ศ. 2559