ทำไมรัฐต้องบริหารจัดการ LNG อย่างเข้มข้นและเร่งด่วน
คอลัมน์ แตกประเด็น โดย ปรศักดิ์ งามสมภาค กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
จากเหตุการณ์ที่แหล่งก๊าซธรรมชาติสำคัญ หยุดผลิตพร้อมกัน เมื่อวันที่ 26 มิถุนายน 2560 ส่งผลให้ปริมาณก๊าซที่ต้องป้อนให้โรงไฟฟ้าหายไป 1,150 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน สะท้อนให้เห็นว่า การพึ่งพาพลังงานบางประเภทมากเกินไปมี “ความเสี่ยง” ซึ่งเหตุการณ์ครั้งนั้นหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้บริหารจัดการ ด้วยการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNG
ครั้งนั้นแม้จะแก้ปัญหาได้ แต่ต้องยอมรับว่าความเสี่ยงยังคงมีอยู่ เพราะประเทศยังคงพึ่งพาก๊าซเพื่อผลิตไฟฟ้าสูงถึงร้อยละ 70 จากอ่าวไทย, พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA), นำเข้าจากประเทศเมียนมา และนำเข้าในรูปของก๊าซ LNG ซึ่งขณะนี้แหล่งผลิตปิโตรเลียมในประเทศส่งสัญญาณว่า ปริมาณการผลิตเริ่มลดลงอย่างมีนัยสำคัญ เพราะเข้าสู่ช่วงปลายของศักยภาพแล้ว รวมถึงการเว้นระยะห่างในการให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่ใหม่ ๆ ที่หยุดชะงักมาตั้งแต่ปี 2550 (หรือ 11 ปีมาแล้ว) เพราะการต่อต้านจากภาคประชาชน (บางส่วน) จนถึงขณะนี้ก็ยังไม่สามารถเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตได้ แม้แต่จะหันมาพึ่งพาถ่านหินก็ยังเกิดการต่อต้านอีก เท่ากับว่าประเทศกำลังถอยหลังไปสู่ความดำมืดด้านพลังงาน
ทั้งนี้ความต้องการใช้ก๊าซยังคงเพิ่มขึ้นอย่างแน่นอน ภาครัฐจึงต้องจัดหาก๊าซในรูปแบบ “เร่งด่วน” นั่นคือการจัดหาก๊าซ LNG ภายใต้ราคาที่เหมาะสม และสอดคล้องกับสถานการณ์ แต่ยังไม่สามารถการันตีได้ว่า ไม่มีความเสี่ยง เพราะราคาก๊าซ LNG มีความผันผวนตามราคาน้ำมัน และอ่อนไหวต่อสถานการณ์วิกฤตที่อาจเกิดขึ้นได้ทุกขณะ เช่น สึนามิ หรือแผ่นดินไหว ซึ่งอาจทำให้ราคาปรับขึ้นจนไม่สามารถจัดการได้ ฉะนั้นสิ่งสำคัญที่ต้องดำเนินการคือ การสร้างกรอบ กฎระเบียบต่าง ๆ โดยเฉพาะข้อกำหนดที่ยุติธรรมกับเอกชนทุกรายที่พร้อมจะเข้ามาจัดหาก๊าซ LNG พร้อมกับสร้างความมั่นคง
กรมเชื้อเพลิงฯได้ศึกษาและวางแผนจัดทำกระบวนการทำงานเพื่อจัดตั้งกองก๊าซ LNG ขึ้นมา เพื่อกำหนดทิศทาง รูปแบบของกลไกควบคุมตลาดก๊าซ LNG ให้เดินคู่ขนานไปพร้อมกับการเปิดเสรีทั้งระบบ รวมถึงการเปิดทางให้เอกชนที่มีความพร้อมสามารถนำเข้าก๊าซ LNG ได้โดยเสรีตามมาตรฐานที่กำหนด และยังจองใช้ระบบสาธารณูปโภค ท่าเรือ คลัง ระบบแปลงสภาพก๊าซ LNG รวมถึงระบบจ่ายก๊าซทั้งระบบได้อีกด้วย
ที่ได้เริ่มดำเนินการแล้วคือ “การปรับสัดส่วนการนำเข้าก๊าซ LNG” (Thailand LNG Potfolio) ใหม่ จากเดิมที่กำหนดไว้ที่ 50 : 30 : 20 (Long Term : Mid Term : Spot) เป็น Long Term Contract (4 ปีขึ้นไป) ในสัดส่วนร้อยละ 70 Nonlong Term Contract (น้อยกว่า 4 ปี) ในสัดส่วนร้อยละ 30 โดยยึดหลัก 3 สมดุลคือ
1) ราคาเหมาะสม
2) เสริมความมั่นคงให้ระบบ และ
3) สนับสนุนการเปิดเสรีทั้งระบบอย่างแท้จริง อย่างไรก็ตาม รายละเอียดทั้งหมดนี้ จะต้องนำเสนอต่อกระทรวงพลังงาน และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อให้ความเห็นชอบและประกาศใช้ต่อไป
ในส่วนข้อกังวลถึงสัญญาซื้อขายก๊าซ LNG ที่มีการลงนามไปแล้วนั้น มั่นใจได้ว่าจะนำมาคิดคำนวณในส่วนของ Long Term Contract แต่จะกำหนดให้เป็นสัดส่วนที่ “ไม่สามารถเปลี่ยนแปลงได้” (5.2 MTPA : 5.2 ล้านตัน/ปี) โดยจะเปิดให้ผู้สนใจจองโควตาส่วนที่เหลือแทน
และเตรียมนำเสนอ “เพดานราคาก๊าซ LNG” เพื่อการแข่งขันในธุรกิจนี้ ทั้งในส่วนของ Long Term และ Nonlong Term สำหรับเพดานราคาดังกล่าวเป็นสูตรราคาที่มี Dynamic สูง อีกทั้งยังปรับตามราคาตลาดก๊าซ LNG ที่เป็นสินค้าเกือบจะโภคภัณฑ์ในช่วงเวลานั้น ๆ
ซึ่งจะช่วยกำหนดประสิทธิภาพขั้นต่ำของผู้นำเข้าทุกรายในการจัดหาก๊าซ LNG ที่ราคาเหมาะสม ซึ่งประเทศและประชาชนจะได้ประโยชน์ ในส่วนของขั้นตอนต่อไปจะมีการกำหนดองค์ประกอบของก๊าซ LNG เพื่อรักษาอุตสาหกรรมกลางน้ำ (Mid Stream) เมื่อการใช้ก๊าซ LNG ของประเทศเพิ่มขึ้น