ปริมาณการใช้ไฟฟ้าของไทยจะเพิ่มสูงขึ้นตาม GDP และปัจจัยเสริมต่างๆ เช่น การเติบโตภาคอุตสาหกรรม และโครงการรถไฟฟ้า 10 สาย จึงปฏิเสธไม่ได้ที่ไทยต้องเร่งสรรหากำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มเพื่อลดความเสี่ยง จากเหตุแบล็คเอาท์ที่อาจก่อให้เกิดความเสียหายอย่างรุนแรงต่อเศรษฐกิจ เป็นภาระให้ EGAT ต้องหาวิธีเพิ่มโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ในประเทศเพื่อรองรับปริมาณการใช้ไฟฟ้าที่จะ สูงขึ้นดังกล่าว ในขณะเดียวกัน EGAT ก็ต้องเผชิญกับแรงต่อต้านการสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินและนิวเคลียร์ที่ค่อนข้าง รุนแรง จึงดูเหมือนว่า โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติอาจเป็นทางออกทางเดียวของไทย ทั้งๆ ที่ในปัจจุบัน ไทยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้าในสัดส่วนที่สูงถึง 70% ของเชื้อเพลิงทั้งหมดอยู่แล้ว ในอนาคตเมื่อก๊าซธรรมชาติที่ผลิตในประเทศหมดลง อุตสาหกรรมผลิตไฟฟ้าของไทยคงต้องพึ่งพาการนำเข้า LNG ในสัดส่วนที่สูงขึ้นอย่างหลีกเลี่ยงมิได้
LNG นำเข้าจำเป็นต้องมีสัดส่วนมากขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเพราะปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติของไทยไม่เพียงพอสำหรับอนาคต
ก๊าซ ธรรมชาติที่ใช้ในไทยมาจาก 3 แหล่ง หลักๆ คือ อ่าวไทย พม่า และ นำเข้าในรูปของก๊าซอัดเหลว (Liquefied Natural Gas: LNG) จากต่างประเทศ เช่น อินโดนีเซีย ไนจีเรีย เปรู กาตาร์ และรัสเซีย โดยประมาณการสัดส่วนของ ก๊าซฯ ที่ใช้ผลิตไฟฟ้าในปี 2012 ได้แก่ ก๊าซฯ จากอ่าวไทย 79% ก๊าซฯ จากพม่า 18% และ LNG 3% แต่ก๊าซฯ จากอ่าวไทยซึ่งเป็นแหล่งก๊าซฯ หลักนั้นกำลังร่อยหรอลง โดย Worst-case Scenario ตามคาดการณ์ของสถาบันวิจัยทั่วโลกคือมีแนวโน้มที่ก๊าซฯ จากอ่าวไทยจะไม่มีเหลือใช้ภายหลังปี 2020 นอกจากนั้นแล้ว ยังมีความเสี่ยงจากการระงับการต่อสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากพม่าที่จะหมดสัญญาราวปี 2030 อีกด้วย เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าในพม่าก็กำลังเติบโตในอัตราเร่งตัวเช่นกัน ถึงแม้ไทยจะมีแผนการนำเข้าก๊าซฯ ผ่านท่อจากกัมพูชา ทว่ายังขาดความแน่นอนจากรัฐบาลทั้งสองฝ่าย จึงดูเหมือนอนาคตไทยจะต้องติดอยู่กับการพึ่งพา LNG มากขึ้นอีกหลายเท่าตัว
ทำให้ราคา pool gas สูงขึ้นซึ่งนั่นคือต้นทุนของผู้ผลิตไฟฟ้า
ราคา ก๊าซฯ ที่ผู้ผลิตไฟฟ้ารับซื้อนั้นเรียกว่า pool gas ประกอบไปด้วย 1) ก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่เหลือจากการจำหน่ายให้โรงแยกก๊าซฯ ซึ่งมีราคาถูกที่สุด 2) ก๊าซฯ ที่นำเข้าตามท่อก๊าซฯ ที่เชื่อมโยงกับต่างประเทศ เช่น ท่อก๊าซฯ ที่เชื่อมต่อกับพม่า ซึ่งแพงกว่าก๊าซฯ จากอ่าวไทยราว 40% และ 3) LNG ซึ่งมีราคาสูงที่สุด โดยปัจจุบันราคาตลาดของ LNG ในภูมิภาคเอเชียสูงกว่าก๊าซฯ จากอ่าวไทยเกือบเท่าตัว จากต้นทุนค่าขนส่งและค่าแปรสถานะก๊าซฯ ให้อยู่ในรูปของเหลวเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการขนส่ง และค่าแปลง LNG ให้กลับมาอยู่ในรูปของก๊าซฯ ก่อนนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิง ยิ่งไปกว่านั้น อุปสงค์ที่สูงขึ้นจากแนวโน้มความต้องการ LNG ของญี่ปุ่นเพื่อทดแทนพลังงานนิวเคลียร์ บวกกับการที่ผู้ส่งออกในภูมิภาคหลายรายที่เริ่ม “กอดแหล่งก๊าซฯ” ของตนเพื่อใช้ในประเทศมากขึ้น ทำให้ราคา LNG มีแนวโน้มสูงขึ้นในระยะปานกลาง
อย่าง ไรก็ตาม ทิศทางของราคาอาจมีแนวโน้มลดลงได้ในระยะยาวด้วยอุปทานก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้นจากแหล่ง shale gas และก๊าซฯ ประเภทอื่น (unconventional gas) ที่ค้นพบใหม่ ซึ่งอุปทานที่เพิ่มขึ้นเหล่านี้จะสร้างแรงกดดันต่อราคา LNG โดย Facts Global Energy (FGE) ผู้เชี่ยวชาญด้านพลังงานในเอเชีย ได้มีการคาดการณ์ไว้ว่า ราคา LNG ในภูมิภาคเอเชียถึงแม้จะมีแนวโน้มสูงขึ้นถึง 18 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อ MMBTU ในปี 2020 จากราคาปัจจุบันที่ประมาณ 17 ดอลลาร์สหรัฐฯ แต่มีโอกาสที่ราคาจะปรับตัวลงมาอยู่ที่ 15 ดอลลาร์สหรัฐฯ ได้ในปี 2030 แม้ว่าราคา LNG ในอนาคตจะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นหรือลดลง คาดว่าไม่น่าต่ำไปกว่าราคาก๊าซฯ ในอ่าวไทยและราคาก๊าซฯ จากพม่าที่ใช้อยู่เป็นหลักในปัจจุบัน
ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าที่ผู้บริโภคต้องแบกรับภาระอาจสูงขึ้นเกือบเท่าตัวได้
SCB EIC ได้ประมาณการค่าไฟฟ้าที่จะเพิ่มขึ้นในปี 2020 และในปี 2030 โดยอิงฐานจากราคาของปี 2012 และให้ปัจจัยอื่นๆ คงที่ โดยในแต่ละปีปรับเพียง 1) ราคาก๊าซฯ ทั้ง 3 ประเภทตามสมมติฐานซึ่งยึดประมาณการราคาของ FGE สำหรับราคา LNG 2) สัดส่วนของก๊าซฯ ทั้ง 3 ประเภทตาม Worst-case Scenario (รูปที่ 1) และ 3) ปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าซึ่งยึดตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (รูปที่ 1) จากการประมาณการพบว่า ราคาค่าไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นจากค่าเฉลี่ยปี 2012 ซึ่งอยู่ที่ราว 3.44 บาทต่อหน่วย เป็น 4.85 บาทต่อหน่วยในปี 2020 และ 6.12 บาทต่อหน่วยในปี 2030 (รูปที่ 2) โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นเฉลี่ยปีละ 15 สตางค์ในช่วงปี 2012-2030 จะเป็นการคงแนวโน้มอัตราการเติบโตของค่าไฟฟ้าในช่วง 3 ปีที่ผ่านมาซึ่งอยู่ที่ราว 18 สตางค์ต่อปี เพื่อให้เห็นภาพที่ชัดเจนขึ้น ในปัจจุบันถ้าผู้บริโภคภาคครัวเรือนใช้ไฟฟ้า 300 หน่วย จะมีภาระค่าไฟฟ้าประมาณ 1,100 บาทต่อเดือน แต่ในปี 2030 จะต้องจ่ายค่าไฟฟ้าเป็นเงิน 2,000 บาทต่อเดือนหากใช้ไฟฟ้าในปริมาณเท่าเดิม ซึ่งการประมาณการอัตราค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของ SCB EIC ยังไม่ได้นับรวมถึงต้นทุนการสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่ม และต้นทุนจากพลังงานหมุนเวียนที่จะมีสัดส่วนและราคาที่เพิ่มขึ้น ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าจะเป็นผู้ที่แบกรับภาระมากที่สุดเนื่องจากการผลักภาระจาก EGAT และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
ถึงแม้ว่าก๊าซฯ จากอ่าวไทยใกล้จะหมดลง ทว่าโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติก็เป็นหนึ่งในทางเลือกที่ดีที่สุด
โรง ไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติเหมาะแก่การเป็นโรงไฟฟ้าฐาน (Base Load Plant) ที่สามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้ตลอดเวลา และมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมต่ำที่สุดในกลุ่มโรงไฟฟ้า Base Load อีกทั้งยังได้รับการต่อต้านจากมวลชนน้อยกว่าโรงไฟฟ้าถ่านหิน และนิวเคลียร์ ทั้งนี้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นอีกทางเลือกหนึ่ง แต่ยังไม่เหมาะสมที่จะเป็น โรงไฟฟ้า Base load ในปัจจุบัน เนื่องจากต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนบางประเภทยังสูงกว่ากลุ่ม Base Load อยู่มาก และส่วนใหญ่ยังเป็นโรงไฟฟ้าขนาดเล็กที่ผลิตไฟฟ้าในปริมาณน้อยจึงมีต้นทุนสูง นอกจากนี้พลังงานหมุนเวียนยังมีปัญหาอื่นๆ เช่นชีวมวลยังมีความเสี่ยงด้านความผันผวนด้านอุปทานของเชื้อเพลิง ในขณะที่โรงไฟฟ้าแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตลอด 24 ชั่วโมง เป็นต้น
อุตสาหกรรมที่ใช้ไฟฟ้าเป็นจำนวนมาก รวมทั้งภาคครัวเรือนควรจะต้องปรับตัวจากค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง
อุตสาหกรรม ผลิตอาหาร ค้าส่งค้าปลีก และอุตสาหกรรมเหล็ก ซึ่งมีอัตราการใช้ไฟฟ้าค่อนข้างสูง สามารถลงทุนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้าได้ เช่น การเข้าร่วมทุนกับบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO Venture Capital) การเข้าร่วมโครงการ Demand-Side Management Bidding (DSM Bidding) เพื่อขอรับเงินสนับสนุนลงทุนลดการใช้ไฟฟ้าจากภาครัฐ และการเพิ่มกำลังการผลิตในช่วงกลางคืนหรือเสาร์อาทิตย์ (Off-Peak) ซึ่งมีค่าไฟฟ้าที่ถูกกว่า ส่วนทางด้านภาคครัวเรือนอาจมีแนวทางปรับตัวไม่มากนักนอกเหนือไปจากการปรับ เปลี่ยนพฤติกรรมการดำเนินชีวิตประจำวันเพื่อลดการใช้ไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพ โดยหากทั้งประเทศสามารถลดการใช้ไฟฟ้าตามแผนที่รัฐตั้งเป้าไว้ที่ 25% ได้จริง จะเห็นว่าสามารถช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าได้ค่อนข้างมาก โดยคาดว่าราคาค่าไฟฟ้าจะปรับขึ้นเป็นราว 3.65 บาทต่อหน่วยในปี 2020 และ 4.61 บาทต่อหน่วยในปี 2030 ตาม Efficient Case ดังรูป
อีกทางเลือกหนึ่งที่ผู้ประกอบการภาคอุตสาหกรรมอาจนำมาใช้เพื่อลดต้นทุนนั่นคือการผลิตไฟฟ้าใช้เอง
โรง ไฟฟ้าจากพลังงานชีวมวลมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าราว 3.00-3.50 บาทต่อหน่วย ซึ่งถูกกว่าค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน และไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้ยังสามารถนำมาขายเข้าระบบได้อีกด้วย
การนำเข้า LNG เพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าในอนาคตในสัดส่วนที่สูงเช่นนี้ จะทำให้ก๊าซธรรมชาติกลายเป็นหนึ่งในสินค้านำเข้าที่สำคัญของไทย
ปัจจุบัน มูลค่าการนำเข้าก๊าซฯ คิดเป็นประมาณ 2% ของมูลค่าการนำเข้าทั้งหมด แต่ในปี 2030 เมื่อไม่เหลือก๊าซฯ จากอ่าวไทยและพม่าให้ใช้ การนำเข้าก๊าซฯ ทั้งหมดในรูปของ LNG นั้นจะปรับตัวสูงขึ้นถึง 4-5% ของมูลค่าการนำเข้าทั้งหมด (โดยใช้สมมติฐานว่าการเติบโตของมูลค่าการนำเข้าอยู่ที่ 8-10% ต่อปี)
ไม่มีความคิดเห็น:
แสดงความคิดเห็น