ถอดบทเรียนการจัดหาเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ญี่ปุ่นกำลังปรับลดปริมาณการนำเข้าLNG สวนทางกับไทย ที่มีแนวโน้มต้องนำเข้า LNG มากขึ้น
ญี่ปุ่น นับเป็นประเทศที่นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อผลิตไฟฟ้าสูงสุดเป็นอันดับต้นๆของโลก หลังจากที่ประสบปัญหาสารกัมมันตรังสีที่รั่วไหลจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฟุกุชิมะเมื่อปี 2554 ที่ส่งผลให้ญี่ปุ่นสั่งยกเลิกโรงไฟฟ้านิวเคลียร์เกือบทั้งหมด และหันมาใช้ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้ามากขึ้น อย่างไรก็ตาม เมื่อสถานการณ์โรงไฟฟ้านิวเคลียร์เริ่มคลี่คลาย รัฐบาลญี่ปุ่นก็หันกลับมาทบทวนการใช้พลังงานใหม่ให้เกิดความสมดุลมากขึ้น โดยลดการพึ่งพา LNG นำเข้าลง และหันมาใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น สวนทางกับประเทศไทย ที่มีแนวโน้มจะต้องพึ่งพา LNG นำเข้า มากขึ้นในอนาคต ตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015)
ในการเดินทางร่วมกับคณะผู้บริหารกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและสื่อมวลชนจากประเทศไทย ซึ่งนำโดย นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เพื่อดูงานภาพรวมการใช้ไฟฟ้าของประเทศญี่ปุ่น ณ ฮอกไกโด เมืองซัปโปโร เมื่อวันที่ 29 ก.ค. -2 ส.ค. 2561 ทำให้ได้ข้อมูลที่เพิ่มมากขึ้น ว่า ญี่ปุ่นกำลังอยู่ระหว่างการปรับแผนการใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า เช่นเดียวกับประเทศไทยที่อยู่ระหว่างการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าระยะยาวประเทศ (PDP) โดยญี่ปุ่นกำหนดสัดส่วนเป้าหมายการใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าภายในปี 2573 ให้อยู่ในระดับเฉลี่ยที่ใกล้เคียงกัน คือ ใช้ LNG 27%, ถ่านหิน 26%, พลังงานทดแทน 22-24%, นิวเคลียร์ 20-22% และน้ำมัน 3% ซึ่งลดลงจากปีปัจจุบันที่ญี่ปุ่นใช้ LNG ผลิตไฟฟ้าคิดเป็นสัดส่วน 40.4% , ถ่านหิน 33.3%,น้ำมัน 9.3%,พลังงานทดแทน 7.8%,พลังงานน้ำ 7.5% และนิวเคลียร์ 1.7%
โดยจะเห็นได้ว่าญี่ปุ่นลดการใช้ LNG และถ่านหินลง แต่ไปเพิ่มการใช้พลังงานทดแทนมากขึ้น โดยในส่วนของพลังงานทดแทนที่จะมีสัดส่วนเพิ่มขึ้น เป็น 22-24%นั้น กำหนดสัดส่วนให้มีการผลิตเชื้อเพลิงจากไบโอแมส ประมาณ 3.7-4.6%, พลังงานแสงอาทิตย์ 7%, พลังงานน้ำ 8.8-9.2% พลังงานลม 1.7% และพลังงานความร้อนใต้พิภพ 1.1%
นอกจากนี้ ญี่ปุ่น ยังเตรียมปรับโครงสร้างไฟฟ้าของประเทศใหม่ ซึ่งเริ่มดำเนินการแล้วตั้งแต่ปี 2559 โดยให้แยกการดำเนินงานของผู้ผลิตไฟฟ้าออกจากผู้จำหน่ายไฟฟ้าทั้งการจำหน่ายระดับแรงดันต่ำแรงดันสูง กับการจำหน่ายรายย่อย จากเดิมที่บริษัทผู้ผลิตไฟฟ้าจะทำหน้าที่จำหน่ายไฟฟ้ารวมอยู่ด้วยกัน โดยญี่ปุ่นเชื่อว่าโครงสร้างใหม่นี้จะส่งผลให้เกิดการแข่งขันไฟฟ้าและต้นทุนค่าไฟฟ้าจะถูกลง โดยจะดำเนินการเสร็จในปี 2563 นี้
ทั้งนี้ โครงสร้างการบริหารจัดการไฟฟ้าของญี่ปุ่น มีการปรับเปลี่ยนมา ใกล้เคียงกับประเทศไทย ที่ให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายแยกจากกัน เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย(กฟผ.) เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าและให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค(PEA) และการไฟฟ้านครหลวง(กฟน.)เป็นผู้จำหน่าย
อย่างไรก็ตาม เมื่อมองในด้านการใช้เชื้อเพลิง LNG ในการผลิตไฟฟ้า ระหว่างไทยกับญี่ปุ่น กลับพบว่า ญี่ปุ่นอยู่ระหว่างการปรับลดการใช้ LNG ลง ในอนาคต ในขณะที่ประเทศไทยมีแนวโน้มจะพึ่งพา LNG มากขึ้นในอนาคต
นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ อธิบายว่า ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้าเกือบ 60% ของเชื้อเพลิงทั้งหมด แต่ในอนาคตอันใกล้ไทยกำลังจะต้องเผชิญกับปัญหาก๊าซฯ เหลือน้อยลง ใน 2 ช่วงเวลาที่สำคัญ คือ ในปี 2565-2566 เพราะแหล่งก๊าซฯสำคัญในอ่าวไทยคือแหล่งบงกชและเอราวัณ จะเหลือกำลังการผลิตเพียง 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากปัจจุบันผลิตอยู่ 2,200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และในปี 2570 สัญญาซื้อก๊าซจากประเทศเมียนมา 3 แหล่ง คือ แหล่งยาดานา,เยตากุน และซอติกา ที่มีปริมาณอยู่ที่ 1,050 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ก็จะหมดสัญญาลง เช่นกัน ดังนั้นแนวทางแก้ปัญหาที่มองกันไว้คือ การใช้ LNG มาทดแทน
อย่างไรก็ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวปี2559-2579 (Gas Plan 2015) ในสิ้นปี 2579 คาดการณ์ว่าความต้องการใช้ก๊าซฯ จะอยู่ที่ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทำให้ต้องนำเข้าLNG อยู่ที่ 34 ล้านตันต่อปี โดยปี 2561 นี้ี่ คาดว่าจะต้องนำเข้าLNGเกือบ 5 ล้านตัน แต่ในช่วง1-2 ปีที่ผ่านมา การใช้ก๊าซฯ ในประเทศเริ่มลดลงจากที่ประเมินไว้ เนื่องจากมีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนโดยเฉพาะโซลาร์เซลล์มากขึ้น กระทรวงพลังงานจึงอยู่ระหว่างทบทวนแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนไป
สำหรับการเตรียมแผนก๊าซฯ เพื่อรองรับความต้องการใช้ในอนาคตนั้น ปัจจุบันรัฐบาลไทยได้มอบหมายให้บริษัท ปตท.จำกัด(มหาชน) หรือ PTT ลงทุนโครงการคลังแอลเอ็นจีแห่งที่ 1 มาบตาพุด จาก 10 ล้านตันต่อปี ขยายเพิ่มอีก 1.5 ล้านตันต่อปี เสร็จปี 2562 รองรับได้ถึง 11.5 ล้านตันต่อปี และโครงการคลังLNG แห่งที่ 2 บ้านหนองแฟบ จ.ระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี เสร็จปี 2565 รองรับเพิ่มเป็น 19 ล้านตันต่อปี ในปี 2567
นอกจากนี้ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย(กฟผ.) ลงทุนโครงการคลังแอลเอ็นจีลอยน้ำ(FSRU) ในอ่าวไทย ขนาด 5 ล้านตันต่อปี เสร็จปี2567 เพื่อป้อนโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ และ FSRU ในเมียนมาของ ปตท.ขนาด 3 ล้านตันต่อปี ให้เสร็จในปี2570 ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างศึกษาร่วมกับเมียนมา อีกทั้งยังมีแผนสำรอง คือ สร้าง FSRU ของกฟผ.ในพื้นที่ภาคใต้อีก 3 ล้านตันต่อปี ในปี2573 ที่อาจทดแทนกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินไม่เกิดขึ้นในพื้นที่ โดยอยู่ระหว่างศึกษาความเหมาะสม
พร้อมกันนี้ต้องเตรียมพร้อมด้านโครงข่ายแนวท่อก๊าซฯ ซึ่ง ปตท.อยู่ระหว่างก่อสร้างท่อก๊าซฯเส้นที่ 5 เชื่อมการจัดส่งก๊าซฯภาคตะวันออกไปยังภาคตะวันตกได้ รองรับกรณีก๊าซเมียนมาหมดลง พร้อมปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าราชบุรีที่จะหมดอายุในปี 2570 เพื่อให้สามารถรับก๊าซฯท่อเส้นที่ 5 ได้ รวมทั้งออกข้อกำหนดเกี่ยวกับการให้บริการของสถานี LNG แก่บุคคลที่สามและการเชื่อมต่อ(TPA Code) ที่ให้ กฟผ.ทดลองนำเข้าแอลเอ็นจี 1.5 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับการเปิดเสรีนำเข้าLNG ที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคต
นายวีระศักดิ์ กล่าวทิ้งท้ายว่า นอกเหนือจากการเดินหน้าเปิดสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแหล่งสัมปทานที่จะหมดอายุ คือ เอราวัณและบงกช เพื่อให้การผลิตก๊าซฯในไทยเป็นไปอย่างต่อเนื่องแล้ว กระทรวงพลังงานยังเจรจากับหลายประเทศเพื่อหาปริมาณก๊าซฯ มารองรับความต้องการใช้ ล่าสุดได้หารือกับทางอินโดนีเซีย เนื่องจากเห็นว่าแหล่งปิโตรเลียมในอินโดนีเซียยังมีค่อนข้างมาก หากพบว่าเป็นแหล่งที่มีศักยภาพก็จะดำเนินการให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประสานดำเนินการต่อไป เพื่อให้พลังงานไทยเกิดความมั่นคงระยะยาว
