แผนบริหารก๊าซธรรมชาติ 2558-2579 หรือ Gas Plan 2015 เพิ่มความมั่นคง-ลดใช้ก๊าซ

[mrtnews]

ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อเร็ว ๆ นี้ นอกจากจะพิจารณาแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง หรือ Oil Plan แล้ว ยังได้อนุมัติแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ 2558-2579 หรือ Gas Plan 2015 รวมถึงแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงด้วย สำหรับแผน Gas Plan 2015 เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอสำหรับอนาคต เป้าหมายสำคัญของแผนนี้คือ ลดการใช้ก๊าซเพราะมีต้นทุนสูงขึ้นจากการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่งในประเทศและการใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และมีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งด้านกายภาพ โครงข่ายท่อส่งก๊าซ ท่าเรือรับ LNG และกติกาที่สอดรับการจัดหา (Third Party Access : TPA)

จัดทำแผนไว้ 3 กรณีคือ กรณีฐาน สำหรับช่วง 10 ปีต่อจากนี้ ความต้องการใช้ก๊าซจะเพิ่มสูงขึ้น ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง คาดว่าจะเพิ่มขึ้นระดับวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุตในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วันในปี 2561 หรือขยายตัวประมาณร้อยละ 1.6 ต่อปี แต่ในระยะยาวคาดว่าจะลดลงอยู่ที่ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตในปี 2579 ฉะนั้นการจัดหาให้จะอยู่ที่ 4,691 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน แบ่งเป็นการจัดหาทั้งบนบกและในทะเล รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ 3,657 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน หรือร้อยละ 78 ของการจัดหาก๊าซทั้งหมด นำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ผ่านระบบท่อส่งก๊าซ 843 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน หรือร้อยละ 4

กรณีคิดความเสี่ยงจากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน โดยความต้องการใช้จะเพิ่มจาก 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุตในปี 2558 เพิ่มเป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วันในปี 2562 หรือขยายตัวร้อยละ 3.5 และระยะยาวจะอยู่ที่ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุตในปี 2579 การจัดหาก๊าซมาจากแหล่งในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย พื้นที่มีศักยภาพเปิดให้สิทธิ์สำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ รวมทั้งนำเข้าจากประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG

กรณีสัมปทานสิ้นสุดอายุในปี 2565-2566 ผลิตไม่ต่อเนื่อง คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซลดลงจาก 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุตในปี 2558 เพิ่มเป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วันในปี 2562 เนื่องจากอัตราการจัดหาก๊าซจากแปลงสัมปทานที่หมดอายุลดลงตั้งแต่ปี 2561 เพราะผู้รับสัมปทานหยุดลงทัน แต่หลังจากปี 2565 อัตราก๊าซจากอ่าวไทยจะเพิ่มขึ้นเมื่อผู้รับสัมปทานรายใหม่เข้ามาดำเนินการ ฉะนั้นการคาดการณ์จะใช้กรณีฐาน

ส่วนแผนดำเนินการจัดหาก๊าซระยะยาว จะต้อง 1) ลดการใช้ก๊าซซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG ส่งสัญญาณของราคา ปรับ Pool Pricing เพื่อให้ผู้ใช้ก๊าซรายใหม่ ๆ พิจารณาต้นทุน 2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซกระตุ้นการมีส่วนร่วมและพัฒนาแหล่งในประเทศและการใช้เทคโนโลยีเพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวขึ้น 3) หาแหล่งและบริหารจัดการ LNG สร้างการแข่งขันในประเทศ แนวโน้มต้องนำเข้า LNG ถึง 24 ล้านตัน ใน 20 ปีข้างหน้า ควรมีผู้นำเข้ามากกว่า 1 ราย 4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางการแข่งขันที่ชัดเจนไว้สำหรับรองรับอนาคตด้วย

จากความต้องการใช้ก๊าซดังกล่าวยังต้องมากำหนด "แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซเพื่อความมั่นคง" ให้สอดคล้องกันโดยแบ่งเป็นส่วนที่ 1 การลงทุนในระยะที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งลงทุน 13,900 ล้านบาท เพื่อปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์เพื่อรองรับการส่งก๊าซให้โรงไฟฟ้าขนอม ระบบท่อส่งในทะเลเชื่อมแหล่งอุบล และสร้างสถานีเพิ่มความดันก๊าซ บนระบบท่อส่งก๊าซ วังน้อย-แก่งคอย การลงทุนในระยะที่ 2 คือ โครงการระบบท่อส่งก๊าซ บนบกเส้นที่ 5 จากระยองไปยังระบบท่อส่งก๊าซไทรน้อย โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ-ใต้ และโครงการท่อส่งก๊าซบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซราชบุรี-วังน้อยที่ 6 ไปยังราชบุรี รวมเงินลงทุน 117,100 ล้านบาท การลงทุนระยะที่ 3 โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซ บนระบบท่อส่งราชบุรี-วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทางบนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 ลงทุน 12,000 ล้านบาท

ส่วนที่ 2 โครงสร้างเพื่อรองรับการจัดหา-นำเข้า เพื่อรองรับปริมาณที่มากกว่า 10 ล้านตัน/ปี ลงทุนสร้าง LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ที่ระยอง และโครงการ FSRU เรือคลังลอยน้ำ ในพื้นที่ภาคใต้ที่อำเภอจะนะ จ.สงขลา รวมการลงทุน 65,000 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม หากพบความต้องการใช้ก๊าซมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในฐานะผู้ที่จะต้องลงทุนในแต่ละโครงการดังกล่าว สามารถปรับรายละเอียดโครงการและกำหนดแล้วเสร็จของโครงการ ในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่วนที่ 1 ให้สามารถรองรับความต้องการใช้ได้



ที่มา Data & Images -