บทความทั้งหมด

Date : 05 / 06 / 2016

  • Date : 05 / 06 / 2016
    ตอบโจทย์ เอราวัณ บงกช รัฐบาลต้องตั้งหลักด้วยข้อเท็จจริง ไม่ใช่การเมือง

    ต้องยอมรับว่าประเด็นของการบริหารจัดการแหล่งปิโตรเลียมทั้งเอราวัณและใกล้เคียง และแหล่งบงกช หลังจากหมดอายุสัมปทานในปี2565-2566 นั้นยังมีความสับสนอยู่มากในหมู่ประชาชน  ว่าจะเชื่อใครดี ระหว่างฝั่งรัฐบาลที่ใช้ข้อมูลสนับสนุนของกระทรวงพลังงาน และ ฝั่งของเครือข่ายประชาชนปฏิรูปพลังงานไทย(คปพ.)ที่มีข้อมูลและชุดความเชื่อของตัวเอง  โดยในแนวทางของรัฐนั้นให้น้ำหนักไปในแนวทางของการประมูลด้วยระบบสัมปทานปิโตรเลียมที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน ภายใต้การกำกับดูแลของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ โดยไม่จำเป็นต้องตั้งหน่วยงานใหม่ขึ้นมาให้ซ้ำซ้อน และสิ้นเปลืองงบประมาณแผ่นดิน  ในขณะที่ คปพ.เสนอแนวทางการตั้งบรรษัทพลังงานแห่งชาติ ที่มีโครงสร้างภาคประชาชนเข้าไปมีส่วนร่วมด้วย  และใช้ระบบรับจ้างผลิต ในการบริหารจัดการ  ใครเสนอราคาต่ำสุดที่จะทำงานให้กับรัฐก็ได้สิทธิ์ได้ โดยที่รัฐจ่ายค่าตอบแทนให้เป็นส่วนแบ่งของปิโตรเลียมที่ผลิตขึ้นมาได้

    ประเด็นดังกล่าว รัฐบาลต้องตั้งหลักให้ดี และตอบโจทย์เรื่องดังกล่าวด้วยข้อเท็จจริงให้ประชาชนเข้าใจสถานการณ์ที่ถูกต้องให้ได้มากที่สุด  เพราะหากปล่อยให้มีการสร้างกระแสไปผูกโยงกับเรื่องการเมือง และนำมาใช้กดดันการตัดสินใจของรัฐบาล จนทำให้การดำเนินการล่าช้า และเลือกแนวทางการบริหารจัดการที่ผิด  จะสร้างผลกระทบและความเสียหายต่อระบบเศรษฐกิจของประเทศเป็นอย่างมาก

    ในรายการคืนความสุขให้คนในชาติ เมื่อคืนวันศุกร์ที่3 มิ.ย.2559 ที่บางช่วงบางตอน นายกรัฐมนตรี พูดย้ำถึง มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ(กพช.)เมื่อ วันที่30พ.ค2559 นั้นสะท้อนให้เห็นว่านายกรัฐมนตรี เห็นถึงความสำคัญของแหล่งผลิตก๊าซทั้งเอราวัณและบงกช  พร้อมทั้งต้องการจะให้มีการดำเนินการประมูลให้แล้วเสร็จภายในระยะเวลา1ปี เพื่อที่จะให้การผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่อง  จะได้ไม่ต้องไปนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ที่มีราคาแพงกว่า ก๊าซในอ่าวไทย เข้ามาทดแทน   ซึ่งเหตุผลที่รัฐต้องหาเอกชนมาดำเนินการแทนรัฐก็เพราะรัฐไม่มีความพร้อมทั้งทางด้านเงินลงทุนและบุคลากรที่มีความเชี่ยวชาญ

    ต้องเข้าใจให้ตรงกันก่อนว่า สัมปทานของแหล่งเอราวัณที่ดำเนินการโดยบริษัทเชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจำกัด  และแหล่งบงกช ที่ดำเนินการโดยบริษัทปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด(มหาชน) นั้น หลังจากหมดอายุสัมปทานแล้วจะไม่สามารถที่จะต่ออายุสัมปทานได้อีกตามกฏหมายเพราะเคยผ่านการต่ออายุสัมปทานมาแล้ว1ครั้งเป็นระยะเวลา10ปี ในสมัยรัฐบาลพลเอกสุรยุทธ์   ประเด็นนี้หากเป็นกรณีที่เมื่อครบอายุสัมปทานแล้ว รัฐพิสูจน์ว่าไม่เหลือปริมาณสำรองปิโตรเลียม หรือเหลือไม่มากพอที่จะดำเนินการผลิตต่อ   รัฐก็คงให้เอกชนผู้รับสัมปทานรื้อถอนสิ่งติดตั้งและอุปกรณ์การผลิตออกไปทั้งหมด  ไม่เช่นนั้นจะกลายเป็นภาระให้กับรัฐในภายหลัง     แต่เมื่อรัฐว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาระดับโลกที่เป็นที่ยอมรับในระดับสากล มาทำการประเมินปริมาณสำรองและปริมาณทรัพยากรของแหล่งก๊าซทั้ง2แหล่งแล้ว พบว่า ยังมีปริมาณสำรองก๊าซเหลืออยู่มากพอ ที่จะดำเนินการผลิตต่อไป  รัฐก็จะจัดทำบัญชีทรัพย์สินเพื่อแจ้งให้ผู้รับสัมปทานทราบว่า ทรัพย์สินส่วนใดที่ผู้รับสัมปทานจะต้องโอนคืนให้เป็นกรรมสิทธิ์ของรัฐ เพื่อนำมาใช้ประโยชน์ในการผลิตโดยไม่ต้องลงทุนใหม่ และส่วนใด ที่ผู้รับสัมปทานจะต้องรื้อถอนออกไป   

    อีกเรื่องที่ต้องทำความเข้าใจให้ตรงกันคือ  เมื่อรัฐได้ทรัพย์สินส่วนที่ต้องการมาแล้ว ไม่ได้หมายความว่ารัฐจะดำเนินการผลิตก๊าซต่อเนื่องไปได้เลย  เพราะรัฐไม่ได้มีการฝึกเตรียมคนเอาไว้ให้พร้อมที่จะดำเนินการ  ดังนั้นการที่จะทำให้การผลิตมีความต่อเนื่องคือ รัฐต้องหาผู้ที่มีความรู้และประสบการณ์มาช่วยรัฐดำเนินการ ที่สำคัญคือยังต้องมีการลงทุนใหม่เพื่อเจาะหลุมสำรวจและหลุมผลิตเพิ่ม จึงจะรักษาระดับการผลิตเอาไว้ได้ 

    มีผู้รู้ยกตัวอย่างเปรียบเทียบให้เข้าใจง่ายขึ้นว่า  ถ้าแหล่งก๊าซในอ่าวไทย เป็นเหมือนถังนมขนาดใหญ่ เหมือนเพื่อนบ้านอย่างมาเลเซีย หรือพม่า แล้วผู้รับสัมปทานรายเดิมเสียบหลอด เอาไว้ให้  เมื่อหมดสัมปทานแล้ว ยังมีนมเหลืออยู่กว่าครึ่งถัง  รัฐคงเข้ามาดำเนินการต่อได้ไม่ยาก  จะใช้วิธีจ้างผลิต ก็คงจะมีคนแย่งกันมาดำเนินการให้    แต่ในความเป็นจริงตามข้อมูลจากทั้งกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และผู้รับสัมปทาน  แหล่งปิโตรเลียมทั้งเอราวัณ และบงกช  นั้นมีลักษณะเป็นเหมือนกล่องนมขนาดเล็ก หลายร้อยกล่องหลายพันกล่อง  ที่ตั้งกระจัดกระจายซ่อนตัวอยู่ตื้นบ้าง ลึกบ้าง   สิ่งที่ผู้รับสัมปทานโอนมาให้ ก็เป็นกล่องนมบางกล่องที่เจาะไว้ให้แล้วเท่านั้น  ดูดได้ไม่นานก็หมด  ต้องไปลงทุนเสาะหาตำแหน่งกล่องนม  เพื่อเจาะกล่องใหม่ๆ เพิ่มขึ้นตลอดเวลา จึงจะได้ปริมาณนมเท่าเดิม  โดยถ้าไม่ทำอะไรเลย กล่องนมที่เจาะไว้นั้น จะมีนมรั่วหายไปเฉยๆ (decline) ปีละประมาณ20%     ดังนั้นการจะใช้วิธีจ้างผลิต จึงต้องมีแรงจูงใจมากพอสมควร  โดยเฉพาะหากจะให้เอกชนลงทุนเองไปก่อน  เจาะเจอนมแล้วค่อยแบ่งนมให้เป็นค่าตอบแทน  ยิ่งต้องแบ่งปริมาณนมให้จนเขาคิดว่าคุ้มเสี่ยง  แล้วยิ่งหากเป็นรายใหม่ที่ไม่เคยรู้ว่ากล่องนมนั้น ซ่อนตัวอยู่ที่ไหนบ้าง  ยิ่งเป็นเรื่องยาก

    ที่ผ่านมาตลอดระยะเวลาสัมปทาน  ที่รัฐยังไม่รู้ว่าแหล่งปิโตรเลียมในอ่าวไทย มีขนาดเป็นถังนม หรือกล่องนม แล้วซ่อนตัวอยู่ที่ไหนบ้าง  รัฐใช้ระบบที่เรียกว่า สัมปทานไทยแลนด์1 คือ เอกชนลงทุนหาปิโตรเลียมเจอ รัฐขอเก็บค่าภาคหลวงในอัตรา12.5%  เมื่อผู้รับสัมปทานผลิตปิโตรเลียมแล้วขายได้เงินมา หักค่าใช้จ่ายออกไป เหลือกำไรเท่าไหร่ รัฐขอแบ่งอีก 50%  โดยที่รัฐไม่ต้องมาเสี่ยงด้วย    ระบบสัมปทานมีการปรับปรุงจนกลายมาเป็นระบบสัมปทาน ไทยแลนด์3 เพื่อให้ผู้รับสัมปทานมีแรงจูงใจที่จะเสาะหาปิโตรเลียม ที่มีอยู่ใต้ดินลึกลงไปให้ได้มากที่สุด  เพราะความต้องการใช้ปิโตรเลียมของคนในประเทศเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง  คือหากเจอแหล่งขนาดเล็กมาก รัฐขอเก็บค่าภาคหลวง 5% แต่ถ้าเจอแหล่งขนาดใหญ่ รัฐเพิ่มอัตราการจัดเก็บเป็น15%  แล้วขอเก็บภาษีเงินได้อีก50% เท่าเดิม  ระบบใหม่นี้ รัฐก็ไม่เข้าไปร่วมรับความเสี่ยงด้วย  

    แหล่งก๊าซเอราวัณและบงกช บริษัทที่ปรึกษาระดับโลกยืนยันแล้วว่า หลังจากที่สัมปทานหมดอายุ จะยังมีปริมาณสำรองทั้งที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) และปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ(Probable Reserves) อยู่ที่ประมาณ6 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต  แต่จะต้องใช้จำนวนหลุมเพิ่มมากขึ้น และเจาะสำรวจยากขึ้น เพราะอยู่ลึกมากกว่าเดิม ต้นทุนการเจาะสำรวจและผลิตต่อหลุมจึงสูงขึ้นกว่าเดิม  โดยเฉพาะหากราคาน้ำมันดิบอยู่ในระดับต่ำ  การที่รัฐจะเรียกร้องผลประโยชน์ให้สูงกว่าเดิมยิ่งเป็นเรื่องยาก  ซึ่งรัฐต้องอธิบายให้ประชาชนเข้าใจ

    ในประเด็นของการเปิดประมูล รัฐก็ต้องสร้างความเข้าใจให้ตรงกันด้วยว่า  การประมูลแหล่งปิโตรเลียม นั้นแตกต่างจากการประมูลระบบโทรคมนาคม4G แม้ว่ารัฐจะเลือกใช้ระบบสัมปทานแบบเดียวกัน  โดยการประมูลปิโตรเลียม  นั้นต้องชัดเจนว่ารัฐต้องการหาเอกชนที่มีความพร้อมทั้งเงินลงทุนและเทคโนโลยี มีความเชี่ยวชาญที่จะนำปิโตรเลียมที่มีอยู่ขึ้นมาใช้ประโยชน์ให้ได้มากที่สุด   เพราะนอกจากจะช่วยทดแทนการนำเข้าLNG จากต่างประเทศแล้ว  ก๊าซจากอ่าวไทยมีคุณสมบัติสำคัญที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ที่ช่วยสร้างมูลค่าเพิ่มและการจ้างงานภายในประเทศ  ที่LNG ไม่มี   และการผลิตก๊าซในประเทศนั้น รัฐจะได้รับประโยชน์ ในรูปค่าภาคหลวงและภาษีเงินได้ปิโตรเลียม  ในขณะที่การนำเข้าLNG เป็การสูญเสียเงินตราต่างประเทศออกไปทั้งหมด    เมื่อเป็นเช่นนี้ ผลประโยชน์ในรูปตัวเงินที่เอกชนเสนอให้กับรัฐ ถึงแม้จะสูง แต่ถ้าไม่มีแผนงานที่ดีว่าจะนำปิโตรเลียมที่มีอยู่ขึ้นมาให้เกิดความต่อเนื่องได้อย่างไร  ก็สู้เอกชนที่เสนอแผนงานที่ดีให้กับรัฐไม่ได้   โดยเฉพาะการประมูลปิโตรเลียมหากเกิดกรณี ชนะประมูลแล้วทิ้งในอนุญาต เหมือนกรณีของโทรคมนาคม แล้ว จะยิ่งสร้างความเสียหายกว่ามาก    และอีกประเด็นที่ต้องอธิบายให้ประชาชนเข้าใจร่วมกันคือ  การที่ผู้ชนะประมูล เป็นผู้รับสัมปทานรายเดิม ยิ่งเป็นเรื่องที่ดี ต่อประเทศ เพราะจะยิ่งทำให้การผลิตปิโตรเลียมเป็นไปอย่างต่อเนื่อง  เป็นประโยชน์ในภาครวม   เพราะความต่อเนื่องในการผลิตถือเป็นหัวใจสำคัญของเรื่องนี้

    ปัจจุบันแหล่งเอราวัณและบงกช ผลิตก๊าซรวมกันอยู่ปริมาณ2,200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันคิดเป็นร้อยละ76 ของการผลิตก๊าซในอ่าวไทย ซึ่งมีการประเมินถึงผลกระทบแล้วว่า  หากรัฐไม่สามารถที่จะดำเนินการประมูลให้แล้วเสร็จภายในกลางปี2560 ตามที่กพช.มีมติ  ผู้รับสัมปทานรายเดิมทั้งเชฟรอน และปตท.สผ. จะค่อยๆทะยอยลดกำลังการผลิตก๊าซลง  ซึ่งคาดว่าก๊าซจะหายไปจากระบบช่วงปี2561-2565 ประมาณ1.9ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต  และในกรณีที่ผู้ชนะการประมูลเป็นรายใหม่  การผลิตก๊าซจะหยุดชะงักช่วงรอยต่อระหว่างการผลิตระหว่างผู้รับสัมปทานเดิมกับรายใหม่  จะทำให้ก๊าซหายไปจากระบบช่วงปี2561-2568 มากถึง3ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต   

    ยังมีประเด็นที่มีการโต้แย้งว่าราคา LNG  ปัจจุบันนั้นถูกกว่าราคาก๊าซในอ่าวไทย ดังนั้นการนำเข้าLNG  เข้ามาไม่ได้ทำให้ค่าไฟฟ้าแพงขึ้น  นั้นเป็นข้อเท็จจริงเพียงส่วนเดียว  เพราะราคาที่นำมาอ้างอิงนั้นเป็น ราคาspot  ที่มีปริมาณจำกัด การที่ไทยจะต้องนำเข้า LNG เข้ามาทดแทน ก๊าซที่จะหายไปจากระบบ จะมีมากถึง40ล้านตัน ในช่วง8ปี ไม่สามารถที่จะซื้อในราคาspot ตามราคาปัจจุบันได้ทั้งหมด และไม่มีใครรู้ว่า ในปี2561 ราคาจะขยับขึ้นลงอย่างไร   โดยหากเปรียบเทียบราคาเฉลี่ยย้อนหลังไป5ปี จะเห็นว่าราคาLNG นำเข้านั้นแพงกว่า ราคาก๊าซในอ่าวไทย อย่างชัดเจน

    พลเอกประยุทธ์ กล่าวย้ำในรายการว่ารัฐบาลมีระยะเวลาประมาณ1ปี ที่จะดำเนินการเรื่องของเอราวัณและบงกช เพื่อให้เอกชนผู้รับสัมปทานรายเดิมได้รับทราบล่วงหน้า และวางแผนได้ว่าจะลงทุนต่อหรือจะชะลอลงทุน  จึงเป็นเรื่องที่รัฐบาลต้องเดินหน้า และนำข้อเท็จจริงในแง่มุมต่างๆ มาเปิดเผยให้มากที่สุด   โดยรัฐบาลไม่ควรทำให้เรื่องพลังงานกลายเป็นประเด็นการเมือง  เพราะหากกรณีของเอราวัณ และบงกช  เดินซ้ำรอยสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่21 ทีทำให้รัฐบาลถอยจนเกิดความล่าช้า  ผลเสียหายต่อระบบเศรษฐกิจ ก็จะยิ่งขยายวงไปมากยิ่งกว่า

     โจทย์ของเอราวัณและ บงกช สำหรับรัฐบาลต้องตั้งหลักด้วยข้อเท็จจริง จึงจะยืนอยู่ได้โดยไม่ล้มคะมำไปกับกระแสกดดัน-ของฝั่งคปพ.  -Energy News Center

     

     

     

Date : 01 / 06 / 2016

  • Date : 01 / 06 / 2016
    ประมูลแหล่งก๊าซเอราวัณ บงกช เดิมพันผลกระทบมากกว่า 1ล้านล้านบาท เศรษฐกิจไทยรับไหวหรือ

    ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ(กพช.)เมื่อ วันที่30พ.ค2559กระทรวงพลังงานมีการรายงานให้ นายกรัฐมนตรี พลเอกประยุทธ์ จันทร์โอชา ซึ่งเป็นประธาน.กพช.ได้รับทราบแล้วถึงความสำคัญของสัมปทานปิโตรเลียม2แหล่งใหญ่ทั้งเอราวัณ และบงกช ที่จะหมดอายุลงในช่วงปี2565 -2566 และบริษัทที่ปรึกษาระดับโลกที่ว่าจ้างมาศึกษานั้นยืนยันแล้วว่า หลังจากที่สัมปทานหมดอายุ จะยังมีปริมาณสำรองทั้งที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) และปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ(Probable Reserves) อยู่ที่ประมาณ6 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต  มากพอที่จะผลิตก๊าซต่อไปได้อีกประมาณ10ปี หลังจากที่หมดอายุสัมปทาน เพียงแต่ต้องมีการลงทุนเจาะหลุมสำรวจและหลุมผลิตเพิ่มเติมเพื่อนำขึ้นมาใช้ประโยชน์ ให้ได้เท่านั้น

    กพช.จึงเลือกแนวทางที่จะให้มีการเปิดประมูลเป็นการทั่วไป เพื่อเปิดโอกาสให้ทั้งผู้รับสัมปทานรายเดิม และบริษัทในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรายใหม่ ที่คิดว่าตัวเองมีเทคนิคและวิธีการที่จะนำก๊าซขึ้นมาได้ มาแข่งขันกัน  เพื่อให้ตอบโจทย์กับสังคมได้ว่ารัฐมีการดำเนินการในเรื่องนี้อย่างโปร่งใส   แม้ว่าวิธีการประมูลที่ กพช.ตัดสินใจเลือกนั้น จะใช้เวลานานกว่าวิธีการเจรจากับผู้รับสัมปทานรายเดิมให้ดำเนินการต่อ เหมือนที่หลายๆประเทศดำเนินการให้เห็นเป็นตัวอย่าง

    ประเด็นที่สังคมจะต้องทำความเข้าใจให้ตรงกันคือ ทั้งแหล่งเอราวัณและบงกช นั้นมีโครงสร้างทางธรณีวิทยาปิโตรเลียมเป็นกระเปาะเล็กๆกระจายตัวกันอยู่   ผู้ที่เข้ามาดำเนินงานต่อ จะต้องลงทุนเจาะหลุมผลิตจำนวนเพิ่มมากขึ้นเรื่อยๆในแต่ละปี เพื่อรักษาระดับการผลิตเอาไว้   ดังนั้นการผลิตก๊าซช่วงหลังสัมปทานหมดอายุจะมีต้นทุนการผลิตก๊าซที่สูงกว่า แหล่งปิโตรเลียม ของเพื่อนบ้านที่เป็นแหล่งใหย่กว่าอย่างที่มาเลเซีย หรือเมียนมา  ดังนั้น การกำหนดหลักเกณฑ์การประมูลเพื่อคัดเลือกผู้ดำเนินการ จึงต้องมีเงื่อนไขที่จูงใจผู้ลงทุนมากพอสมควร  และต้องมั่นใจว่าผู้ดำเนินการมีเงินลงทุน และมีแผนการผลิตที่ดีสามารถผลิตก๊าซขึ้นมาใช้ได้อย่างต่อเนื่อง   ซึ่งประเด็นดังกล่าวค่อนข้างจะสวนทางกับความคาดหวังของสังคมที่อยากจะให้รัฐได้เงื่อนไขผลประโยชน์ที่สูงขึ้นกว่าเดิม  เหมือนกับที่เครือข่ายประชาชนปฏิรูปพลังงานไทย (คปพ.) พยายามที่จะนำเสนอแนวทางและวิธีการในการดำเนินการ  ในรูปของการตั้งบรรษัทพลังงานแห่งชาติขึ้นมาดูแล และใช้ระบบจ้างผลิตแทนระบบสัมปทานเดิม

    อย่างไรก็ตาม ยังไม่ได้มีการตัดสินใจจากฝ่ายนโยบายออกมา ว่ารัฐจะเลือกใช้ระบบใดระหว่างระบบสัมปทานไทยแลนด์ทรี ที่มีการใช้อยู่ในปัจจุบัน  ,กับระบบแบ่งปันผลผลิต(PSC) และระบบรับจ้างผลิต  ที่เป็นระบบใหม่

    โจทย์ที่ประเด็นสำคัญและเป็นแรงกดดันการทำงานของกระทรวงพลังงาน คือจะสามารถเร่งรัดการประมูลให้แล้วเสร็จภายใน1ปีตามมติกพช.ได้อย่างไร  ในสถานการณ์ที่มีความขัดแย้งกันอยู่ในรูปแบบและวิธีการ   และการประมูลจะล่าช้าออกไปมากน้อยแค่ไหนหากรัฐไม่เลือกตามแนวทางที่ คปพ.  โดยหากย้อนไปดูกรณีของการเปิดสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่21 เมื่อเดือนตุลาคม 2557 ก็ชี้ให้เห็นแล้วว่า รัฐบาลนั้นพ่ายแพ้ต่อกระแสกดดันของ คปพ.ที่จนถึงขณะนี้ผ่านมาปีกว่าแล้ว รัฐก็ยังไม่สามารถที่จะออกประกาศเชิญชวนเอกชนยื่นของสิทธิ์สำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ได้เลย

    ปัจจุบันแหล่งเอราวัณและบงกช ผลิตก๊าซรวมกันอยู่ปริมาณ2,200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันคิดเป็นร้อยละ76 ของการผลิตก๊าซในอ่าวไทย ซึ่งมีการประเมินถึงผลกระทบภายในกระทรวงพลังงานแล้วว่า  หากรัฐไม่สามารถที่จะดำเนินการประมูลให้แล้วเสร็จภายในกลางปี2560 ตามที่กพช.มีมติ  ผู้รับสัมปทานรายเดิมในแหล่งเอราวัณ ที่ และบงกช คือทั้งเชฟรอน และปตท.สผ. จะค่อยๆทะลอยลดกำลังการผลิตก๊าซลงต่ำกว่าสัญญาได้ โดยไม่ถือว่าเป็นการผิดสัญญา เพียงแต่ต้องมีการแจ้งล่วงหน้าประมาณ1ปี เพื่อให้ปตท.สามารถที่จะจัดหาก๊าซจากแหล่งอื่นมาทดแทน    ซึ่งคาดว่าก๊าซจะหายไปจากระบบช่วงปี2561-2565 ประมาณ1.9ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต  และในกรณีที่ผู้ชนะการประมูลเป็นรายใหม่  การผลิตก๊าซจะหยุดชะงักช่วงรอยต่อระหว่างการผลิตระหว่างผู้รับสัมปทานเดิมกับรายใหม่  จะทำให้ก๊าซหายไปจากระบบช่วงปี2561-2568 มากถึง3ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต   

    มีคำถามถึงรัฐบาลว่า ระบบเศรษฐกิจของประเทศจะรับไหวหรือไม่และรัฐบาลจะแก้ปัญหาอย่างไร หากปล่อยให้เกิดกรณีเลวร้ายที่สุดขึ้น ที่ก๊าซจากอ่าวไทย จะหายไปมากถึง3ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ในช่วง8ปี เพราะจะเกิดผลกระทบต่อเนื่องเป็นลูกโซ่ตามมาอีกหลายเรื่อง  โดยจะต้องมีการนำเข้าLNG เข้ามาทดแทน ในช่วงดังกล่าวมากถึง40ล้านตัน  คิดเป็นเงินตราต่างประเทศที่ต้องสูญเสียออกไปประมาณ1.1 ล้านล้านบาท(กรณีLNGราคาอยู่ที่15เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู)  และมูลค่านำเข้าประมาณ6แสนล้านบาท (กรณีLNGราคาอยู่ที่8เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู) และกระทบต่อค่าไฟฟ้าในส่วนเอฟที  ในปี2564 ประมาณ 58 สตางค์ต่อหน่วย

    ก๊าซในอ่าวไทยเป็นก๊าซที่มีคุณสมบัติทางเคมีที่สามารถนำมาสร้างมูลค่าเพิ่มโดยผ่านโรงแยกก๊าซเพื่อนำมาเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและเป็นแอลพีจีหรือก๊าซหุงต้มในครัวเรือนและเชื้อเพลิงในรถยนต์ได้  ซึ่งหากก๊าซดังกล่าว หายไปจากระบบ   คาดว่าจะต้องมีการนำเข้าLPG  เข้ามาทดแทน คิดเป็นมูลค่าประมาณ111,200 ล้านบาท  และนำเข้าวัตถุดิบสำหรับปิโตรเคมีคือก๊าซอีเทนอีกประมาณ71,500 ล้านบาท

    นอกจากนี้ยังมีผลกระทบจากรายได้ของรัฐจากภาษีปิโตรเลียมที่จัดเก็บได้ จะลดลงประมาณ102,000 ล้านบาท และค่าภาคหลวงที่จะลดลงประมาณ140,000ล้านบาท  ผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ อีกประมาณ105,000ล้านบาท  โดยยังไม่นับรวมผลกระทบต่ออุตสาหกรรมต่อเนื่องจากปิโตรเคมี และอุตสาหกรรมอื่นๆที่จะต้องมีต้นทุนพลังงานสูงขึ้น

    การประมูลหาผู้ดำเนินการในแหล่งสัมปทานปิโตรเลียม คราวนี้จึงมีเดิมพันกับระบบเศรษฐกิจของประเทศ คิดเป็นมูลค่ามากกว่า1ล้านล้านบาท  ซึ่งถือเป็นเรื่องที่ทุกภาคส่วนจะต้องหันมาให้ความสำคัญ  เพราะหากรัฐบาลแพ้เดิมพันคราวนี้ ประชาชนทุกคนจะต้องร่วมกันรับผิดชอบในผลกระทบต่างๆที่จะเกิดขึ้น

    ผู้เชี่ยวชาญด้านปิโตรเลียม บอกเอาไว้ว่า ทรัพยากรก๊าซธรรมชาติที่มีเหลืออยู่ในประเทศควรนำมาใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด รัฐจึงต้องให้ความสำคัญกับการผลิตขึ้นมาใช้เพื่อทดแทนการนำเข้า เพราะก๊าซ1หน่วยที่ผลิตได้ในประเทศรัฐได้ส่วนแบ่งในค่าภาคหลวง และภาษีปิโตรเลียม  แต่ก๊าซLNG1หน่วยที่นำเข้า ประเทศผู้ขายก๊าซได้ประโยชน์ไปทั้งหมด  รัฐมีต้นทุนพลังงานที่เพิ่มขึ้น และไม่ได้ประโยชน์จากค่าภาคหลวงและภาษีปิโตรเลียมอะไรเลย    ไม่แน่ใจว่าท่านนายกรัฐมนตรีเห็นด้วยกับหรือไม่ ?-Energy News Center 

Date : 29 / 05 / 2016

  • Date : 29 / 05 / 2016
    10ประเด็นที่ต้องรู้ ว่าสัมปทานปิโตรเลียมที่จะหมดอายุนั้นสำคัญอย่างไร

    1.แปลงสำรวจหมายเลขB10,B11,B12,B13 ครอบคลุมแหล่งเอราวัณและใกล้เคียง ดำเนินการโดยเชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจำกัด ส่วนแปลงB15,B16,B17ครอบคลุมแหล่งบงกช ดำเนินการโดย ปตท.สผ.  จะหมดอายุในช่วงปี2565-2566 และไม่สามารถต่ออายุได้อีกตามกฏหมาย เพราะเคยผ่านการต่ออายุมาแล้ว เป็นระยะเวลา10ปี   ปัจจุบันมีการผลิตก๊าซธรรมชาติ ในปริมาณ 2,214ล้านลบ.ฟุตต่อวัน หรือคิดเป็นสัดส่วนประมาณ ร้อยละ76 ของการผลิตก๊าซในอ่าวไทย ทั้งหมด (อ้างอิงข้อมูลจากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ)

    2.ก๊าซที่ผลิตจากแหล่งปิโตรเลียมทั้งสองแหล่งใหญ่นี้ ถูกส่งป้อนให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่ม  โดยมีเทนที่แยกได้ จะถูกส่งต่อไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้า  ,เอาไปเพิ่มความดันให้เป็น ก๊าซเอ็นจีวี ในยานยนต์  ส่วนที่เหลืออาทิ อีเทน บิวเทน  โพรเพน นั้นใช้เป็นวัตถุดิบของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี  และเป็นก๊าซหุงต้มที่ใช้ในครัวเรือน

    3.ทั้งเชฟรอน และปตท.สผ.ซึ่งเป็นผู้รับสัมปทานรายเดิม  ขอความชัดเจนจากรัฐถึงแนวทางในการบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี2565-2566 ล่วงหน้าอย่างน้อย5ปี เพื่อให้บริษัทสามารถที่จะวางแผนการลงทุนของตนเองได้  โดยหากรัฐไม่แจ้งให้บริษัทได้ทราบล่วงหน้า  บริษัทก็จะชะลอการลงทุนเจาะหลุมผลิตปิโตรเลียม  ซึ่งจะส่งผลให้ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมลดน้อยลง

    4.คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ(กพช.) ที่มีพลเอกประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรีเป็นประธาน  ได้มีมติเมื่อวันที่14 พ.ค.2558 ให้กระทรวงพลังงานไปพิจารณาหาผู้ดำเนินงานในพื้นที่ที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทาน และพิจารณาระบบการบริหารจัดการเพื่อจัดเก็บผลประโยชน์ให้กับรัฐที่เหมาะสม โดยคำนึงถึงความต่อเนื่องในการพัฒนาแหล่งก๊าซและการรักษาเสถียรภาพการผลิตก๊าซธรรมชาติของประเทศ

    5.กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติมีการว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาเข้ามาช่วยประเมินปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในแหล่งสัมปทานที่จะหมดอายุ สรุปว่ายังมีปริมาณสำรองก๊าซเหลือพอที่จะรักษาระดับการผลิตก๊าซเอาไว้ในระดับเดิมได้ประมาณ10ปี แต่จะต้องมีการลงทุนเจาะหลุมผลิตใหม่ๆ เพิ่มขึ้นทุกๆปี    ปัจจุบันบริษัทผู้รับสัมปทานรายเดิมต้องใช้ เงินลงทุนประมาณ 7-8 หมื่นล้านบาท ในการเจาะหลุมผลิตเพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซเอาไว้  

    6. อุปกรณ์ต่างๆที่จะโอนคืนให้กับรัฐหลังหมดอายุสัมปทาน เป็นของรัฐ  จะไม่เกิดประโยชน์  ถ้ารัฐไม่สามารถ ลงทุนสำรวจหาทรัพยากรใต้ดิน ขึ้นมาใช้กับอุปกรณ์นั้นๆ ได้  รัฐจึงหาวิธีที่จะแปลงทรัพย์สินดังกล่าวเป็นมูลค่าหุ้นเพื่อเพิ่มสัดส่วนการถือครองของรัฐในแหล่งก๊าซธรรมชาติดังกล่าวแทน

    7.ในการประชุมกพช.วันที่30 พ.ค.2559 นี้ กระทรวงพลังงาน จะนำเสนอ2 แนวทางให้ ที่ประชุมพิจารณา คือ 1. การเลือกเจรจาต่อรองกับผู้รับสัมปทานรายเดิมคือเชฟรอนและปตท.สผ. ให้เป็นผู้ดำเนินงานในพื้นที่ที่สัมปทานจะหมดอายุต่อไป ภายใต้เงื่อนไขผลประโยชน์อันใหม่   และ2. การเปิดประมูล โดยมีเงื่อนไขที่รัฐต้องได้ผลประโยชน์เพิ่มขึ้น

    8.กรณีที่รัฐเลือกแนวทางเจรจากับผู้รับสัมปทานรายเดิมเป็นลำดับแรก ในทางเทคนิคจะช่วยลดความเสี่ยงเรื่องของความต่อเนื่องและเสถียรภาพการผลิตก๊าซ เพราะหากการเจรจาได้ข้อยุติผู้รับสัมปทานรายเดิมสามารถที่จะวางแผนการผลิตล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะหมดอายุได้

    9.กรณีที่รัฐเลือกแนวทางการเปิดประมูลและได้ผู้ดำเนินการรายใหม่  จะมีความเสี่ยงเรื่องของความต่อเนื่องและเสถียรภาพการผลิตก๊าซ  เพราะผู้ดำเนินการรายใหม่จะไม่สามารถเข้าไปในพื้นที่ผลิตได้ก่อนสัมปทานหมดอายุ นอกจากรัฐจใช้อำนาจพิเศษเข้าไปแทรกแซงแผนการดำเนินงานและแผนการลงทุนของผู้รับสัมปทานรายเดิมในช่วง 3-5 ปี สุดท้าย ซึ่งกรณีนี้จะกระทบกับความเชื่อมั่นของนักลงทุน เป็นอย่างมาก

    10.กรณีไม่มีการดำเนินการใดใดเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่หมดอายุ  หรือเกิดความไม่ต่อเนื่องในการผลิต  จะทำให้ก๊าซหายไปจากระบบปริมาณ2,214ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน  ส่งผลกระทบต่อโรงแยกก๊าซ และอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ที่ต้องพึ่งพาวัตถุดิบจากโรงแยกก๊าซ  เพราะLNG ที่นำเข้าเป็นก๊าซมีเทน ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้า และนำมาเพิ่มความดันเป็นNGV ที่ใช้ในยานยนต์เท่านั้น    นอกจากนี้LNG นำเข้ายังมีราคาเฉลี่ยแพงกว่าก๊าซจากอ่าวไทย ซึ่งจะส่งผลให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าแพงขึ้นมาก เพราะปัจจุบัน มีการใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าในสัดส่วนสูงถึงร้อยละ67

     

Date : 26 / 05 / 2016

  • Date : 26 / 05 / 2016
    กูรูชี้อุปสรรคพลังงานทดแทนของไทย

    กระแสความตื่นตัวเรื่องของการลงทุนด้านพลังงานทดแทนมีเพิ่มมากขึ้นหลังการประชุมว่าด้วยการเปลี่ยนแปลง สภาพภูมิอากาศ สมัยที่21 หรือ COP21 ที่กรุงปารีส เมื่อเดือนธันวาคมปี 2558 ที่ผ่านมา โดยในส่วนของประเทศไทยนั้นก็มีการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทน(AEDP) ระยะยาว ซึ่งใช้ระหว่างปี2558-2579 เพื่อส่งเสริมให้มีการลงทุนทางด้านพลังงานทดแทนให้มากขึ้นตามศักยภาพที่มีอยู่ โดยเฉพาะการนำมาผลิตกระแสไฟฟ้า  

    อย่างไรก็ตามยังมีข้อกังวลกันว่าในยุคน้ำมันราคาถูก พลังงานทดแทน จะยังเป็นทางเลือกใหม่ของประเทศได้จริงหรือไม่และอะไรที่ยังเป็นปัญหาอุปสรรคต่อการพัฒนาพลังงานทดแทน  จึงมีการจัดสัมมนา เรื่อง"อนาคตพลังงานทางเลือกในยุคน้ำมันราคาถูก" เมื่อวันที่ 25 พ.ค.2559 ที่ผ่านมา โดยหนังสือพิมพ์ฐานเศรษฐกิจ   ซึ่งมีแง่มุมที่ทั้งฝ่ายกำหนดนโยบายและภาคเอกชน ได้แสดงความคิดเห็นไว้อย่างน่าสนใจ ดังนี้ 



    พล.อ.อนันตพร กาญจนรัตน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กล่าวว่า  ทิศทางการพัฒนาพลังงานทดแทนในอนาคตจำเป็นต้องให้ความสำคัญกับการพัฒนาแบตเตอรี่เพื่อกักเก็บพลังงาน เพราะไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานทดแทนยังไม่เสถียร เช่น ไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์จะผลิตได้เฉพาะตอนกลางวัน  หรือไฟฟ้าจากพลังงานลมก็ผลิตไฟฟ้าได้เฉพาะช่วงที่มีลม ซึ่งธรรมชาตินั้นไม่แน่นอน ดังนั้นหากมีแบตเตอรี่เก็บสำรองไฟฟ้าที่ผลิตไว้ได้จะทำให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนได้เพิ่มขึ้น เพราะไฟฟ้าจากแสงแดดสามารถจะผลิตช่วงกลางวันและนำไปใช้ในตอนกลางคืนได้ด้วย ซึ่งจะช่วยให้ไทยไม่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าหลักเพิ่ม เพื่อมารองรับโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนอีกต่อไป 

    ทั้งนี้ผู้เชี่ยวชาญด้านพลังงานจากสหรัฐฯเคยบรรยายไว้ว่า อีก 14 ปีข้างหน้าจะเกิดการเปลี่ยนแปลงด้านพลังงานเป็นอย่างมาก ซึ่งมาจาก 4 ปัจจัย คือ 1. เกิดแบตเตอรี่กักเก็บพลังงาน 2. เกิดยานยนต์ไฟฟ้า 3. รถยนต์ที่ไม่ต้องมีคนขับ และ 4. โซล่าร์ PV ดังนั้นผู้ผลิตไฟฟ้าของไทยโดยเฉพาะการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย(กฟผ.)จะต้องตื่นตัวกับนวัตกรรมใหม่ของโลกที่เกิดขึ้นและวางแผนไว้ล่วงหน้าด้วย หากประชาชนหรือองค์กรเล็กๆ สามารถผลิตไฟฟ้าใช้กันเองได้ โดยไม่ต้องพึ่งไฟฟ้าจาก กฟผ. 

    อย่างไรก็ตามขณะนี้ กระทรวงพลังงานได้อนุมัติงบกองทุนเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจำนวน 500 ล้านบาท เพื่อให้นักวิจัยมาใช้เพื่อพัฒนาระบบแบตเตอรี่กักเก็บพลังงาน  แต่ขณะนี้ยังไม่มีนักวิจัยรายใดมายื่นขอ 

    สำหรับสถานการณ์การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนนั้น ตาม AEDP กำหนดให้ภายใน 20ปี หรือปี 2579 จะมีไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 16,778 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบันมีการรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 9,041 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น 1.ไฟฟ้าที่เข้าระบบแล้ว 6,009 เมกะวัตต์ จากผู้ประกอบการ 5,265 ราย  2.ผู้ที่มีสัญญารับซื้อไฟฟ้า(PPA)แล้ว 2,372 เมกะวัตต์ จากผู้ประกอบการ 5,123 ราย และ 3.ผู้ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 660 เมกะวัตต์ จากผู้ประกอบการ 118 ราย 

    ด้าน นายสมบูรณ์ เอื้ออัชฌาสัย กรรมการผู้จัดการ บริษัท กันกุลเอ็นจิเนียริ่ง จำกัด(มหาชน) กล่าวว่า อนาคตการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์แบบเสรีในประเทศไทยกำลังจะเกิดขึ้น ดังนั้นผู้บริโภคจะเข้าถึงการผลิตไฟฟ้าโซล่าร์เซลล์ได้มากขึ้น เพราะอนาคตราคาแผงโซล่าร์จะทยอยถูกลงไปเรื่อยๆ แต่ในส่วนของไฟฟ้าจากพลังงานลมนั้น ต้องยอมรับว่าเป็นโครงการปราบเซียน ซึ่งถ้าไม่ใช่ผู้ประกอบการรายใหญ่จริง จะเข้ามาผลิตได้ยาก เนื่องจากเป็นพลังงานที่มีความไม่แน่นอนสูง และความเร็วลมในประเทศต่ำ เพียง 4.5-6 เมตราต่อวินาที  จึงเป็นการยากที่สถาบันการเงินจะยอมปล่อยกู้กับโครงการที่ไม่มีความแน่นอน    ดังนั้นผู้ลงทุนจะต้องมีเงินสดในมือที่มากพอ อีกทั้งพื้นที่ตั้งต้องหาในพื้นที่ที่ลมแรง ซึ่งมีไม่มากนักในประเทศไทย  การส่งเสริม ไฟฟ้าจากพลังงานลม ในประเทศ จึงเข้าไม่ถึงผู้ประกอบการรายเล็กๆ

    อย่างไรก็ตามอยากให้ผู้ประกอบการไทยที่ผลิตไฟฟ้าพลังงานลมมองหาโอกาส การลงทุนที่ต่างประเทศด้วย เพราะปัจจุบันโลกกำลังมุ่งไปสู่พลังงานสีเขียวหมดแล้ว 

    ในส่วนของราคาน้ำมันตกลงในช่วงนี้ เชื่อว่าไม่ส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานทดแทน เพราะราคาน้ำมันเป็นสถานการณ์ช่วงสั้นๆ แต่พลังงานทดแทนเป็นเรื่องระยะยาวของประเทศ ทั้งนี้ผู้ประกอบการจะต้องปรับตัวโดยเฉพาะการขายไฟฟ้าจะทำอย่างไรให้เกิดเป็นการขายไฟฟ้ารูปแบบสัญญาที่แน่นอน(เฟิร์ม) จากปัจจุบันที่ทำสัญญาแบบไม่แน่นอน คือ ผลิตได้เมื่อไหร่ก็ขายเท่านั้น โดยแบตเตอรี่กักเก็บพลังงาน จะเป็นทางออกของสัญญาแบบเฟิร์มได้ 

    นายศาณินทร์ ตริยานนท์ นายกสมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซลไทย กล่าวว่า นโยบายของรัฐ ที่จะทำให้ธุรกิจไบโอดีเซลถึงทางตันมี 4 เรื่องคือ  1. การบริหารปริมาณสำรองปาล์มน้ำมันไม่ดี โดยเมื่อปริมาณน้ำมันปาล์มเพื่อใช้การบริโภคไม่เพียงพอ ภาครัฐก็จะประกาศให้ลดการใช้ในด้านพลังงานลง ทำให้การผลิตการใช้ไม่มีความมั่นคง

    2. โรงสกัดน้ำมันปาล์มของไทยมี 120 โรง แต่เดินเครื่องผลิตจริงเพียง 30-40% ของกำลังการผลิต ทำให้มีต้นทุนสูง คุณภาพสู้ยักษ์ใหญ่อย่างมาเลเซียไม่ได้ ​โดยที่ผ่านมาราคาน้ำมันปาล์มดิบไทยมีราคาสูงกว่าตลาดโลกเสมอ เพราะไทยห้ามนำเข้าน้ำมันปาล์ม ยิ่งตอนนี้ราคาน้ำมันโลกลง ราคาน้ำมันปาล์มก็ยิ่งลงตามไปอีก ส่งผลกระทบต่อเกษตรกรไทยเป็นอย่างมาก

    3.นโยบายไบโอดีเซล B10 รัฐบาลกำหนดให้เกิดขึ้นในอีก 10 ข้างหน้า ซึ่งยาวนานเกินไป และปัจจุบันไทยเพิ่งจะเดินไปถึงแค่ B7 เท่านั้น ซึ่งคาดว่าในอีก 3-5 ปีจากนี้จะมีปาล์มออกสู่ตลาดมากขึ้น เพราะเกษตรกรชาวสวนยางหันมาปลูกปาล์มแทน เนื่องจากราคายางตกต่ำ 

    ดังนั้นหากรัฐบาลเร่งแก้ปัญหาดังกล่าว และกระตุ้นการใช้ไบโอดีเซลให้มากขึ้นโดยเร็ว จะช่วยให้ไบโอดีเซลเติบโตได้อย่างแน่นอน

    นายพิชัย ถิ่นสันติสุข ประธานกิตติมศักดิ์กลุ่มอุตสาหกรรมพลังงานทดแทน กล่าวว่า ราคาน้ำมันที่ถูกกลงไม่มีผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าเลย เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของไทยส่วนใหญ่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งน้ำมันถูกราคาก๊าซฯก็ถูกด้วย แต่ในอนาคตอีก 10 ปีค่าไฟฟ้าจะเกิน 5 บาทต่อหน่วย ขณะที่การผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลในอนาคตจะถูกกว่าเพียง 4 บาทต่อหน่วย และเป็นพลังงานสะอาด ดั้งนั้นภาครัฐควรพิจารณาให้มาผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลให้มากขึ้น ทั้งนี้เห็นว่าหากรัฐเปิดรับซื้อไฟฟ้าชีวมวลเพิ่มอีก 1,000 เมกะวัตต์ ก็มีผู้ประกอบการเข้ายื่นขอสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและผลิตได้จริงอย่างแน่