ปตท.วิ่งนำเข้า LNG 4.5 ล้านตัน ถมก๊าซเอราวัณขาด สัญญา PSC

เหลืออีกไม่ถึง 3 เดือน ที่บริษัท ปตท.สผ.เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด ในกลุ่มบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. และบริษัท เอ็มพี จี2 (ประเทศไทย) จำกัด ในกลุ่มบริษัท มูบาดาลา จากสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE)

ต้องเข้าไปรับช่วงต่อดำเนินการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตขนาดใหญ่ในอ่าวไทย ที่เรียกว่า แปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 (แหล่งเอราวัณ) ภายหลังจากที่ทั้งสองได้ชนะการประมูลไปเมื่อปี 2561 และกำลังรับช่วงการผลิตต่อจากคู่สัญญาเดิม (กลุ่มเชฟรอน) ในวันที่ 24 เม.ย. 2565 ตามสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC)

เดิมทีแหล่งเอราวัณมีกำลังการผลิต 1,200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แต่ภายหลังจากประมูล PSC ผ่านไป กลุ่มเชฟรอนคู่สัญญาเดิม ปรับลดการผลิตลงมาเรื่อย ๆ จนกระทั่งเหลือ 560 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในวันส่งมอบ

ในช่วง 2-3 ปีที่ผ่านมา ปตท.สผ.ใช้เวลาเจรจาเพื่อขอเข้าไปดำเนินการเตรียมพร้อมที่จะผลิตต่อ เพื่อไม่ให้การผลิตก๊าซธรรมชาติสะดุด เพราะตามสัญญาใหม่ ปตท.สผ.ต้องรักษาอัตราการผลิตก๊าซ ให้ได้ไม่ต่ำกว่า 800 ล้านลูกบาศก์ฟุต่อวัน แต่ไม่เป็นผล

แม้ว่าล่าสุด เมื่อวันที่ 20 ธ.ค. 2564 ทางบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (เชฟรอนประเทศไทย) และบริษัท ปตท.สผ.เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (PTTEP ED) บรรลุข้อตกลงร่วมกัน 3 ฉบับ ประกอบด้วย

1.ข้อตกลงเพื่อเข้าพื้นที่ดำเนินการเปลี่ยนผ่านการดำเนินงานของสิ่งติดตั้งที่รัฐจะรับมอบ (Operations Transfer Agreement) 2.ข้อตกลงเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement 2) และ 3.สัญญาเพื่อให้ผู้รับสัมปทานเข้าพื้นที่ดำเนินการรื้อถอนในช่วงสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Asset Retirement Access Agreement) ซึ่งนับเป็นการเปิดทางให้ ปตท.สผ.ได้เข้าพื้นที่แหล่งเอราวัณ แต่ก็น่าเสียดายที่เหตุการณ์ล่าช้ากว่า 2 ปี

นายมนตรี ลาวัลย์ชัยกุล ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร ปตท.สผ. กล่าวว่า บริษัทวางแผนก่อสร้างแท่นผลิตใหม่ 8 แท่น ซึ่งจะต้องเข้าพื้นที่ไปติดตั้งแท่นตั้งแต่กลางปี 2563 เพื่อที่จะเริ่มผลิตต่อเมื่อสัญญา PSC เริ่มได้ทันที แต่หลังจากที่บรรลุข้อตกลงเข้าไปสำรวจพื้นที่ ระยะที่ 1 ไปแล้วกลับมีอุปสรรคเกิดขึ้น ทำให้ ปตท.สผ.ไม่สามารถบรรลุข้อตกลงเข้าพื้นที่ ระยะที่ 2 ได้ จึงส่งผลกระทบต่อการผลิตก๊าซ อาจไม่เป็นไปตามแผนที่วางไว้ดังกล่าว

และบริษัทอาจต้องมีการปิดแท่นผลิตกลาง (CPP) 3 ใน 8 จุด เพื่อความปลอดภัยกรณีที่ปริมาณก๊าซที่เหลือในปริมาณต่ำเกินไป ทั้งนี้ บริษัทคาดว่าจะใช้เวลา 24 เดือน เพื่อฟื้นฟูกำลังการผลิตให้กลับไปผลิตได้ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

อย่างไรก็ตาม ปตท.สผ.ได้วางแผนหาแหล่งก๊าซเพื่อชดเชยการผลิตที่ลดลงได้แล้ว 200-250 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งจะมาจากการเพิ่มกำลังการผลิตแหล่งบงกช ปริมาณ 125 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จาก 700 เป็น 825 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และแหล่งอาทิตย์ 60 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จาก 220 เป็น 280 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันทั้งยังได้หาแหล่งพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเชีย (JDA) มาเพิ่มอีก 30-50 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยจะยังคงรักษาระดับราคาก๊าซที่ผลิตในระดับใกล้เคียงปัจจุบัน

แม้ว่า ปตท.สผ.จะหาแหล่งผลิตสำรองไว้แล้ว แต่ปริมาณ “ก๊าซธรรมชาติ” ที่ได้มาก็ยังไม่เพียงพอ อาจส่งผลเชื่อมโยงถึงการผลิตและต้นทุนการผลิต “ไฟฟ้า”

จึงเป็นเหตุผลให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่มีนายกรัฐมนตรี (พล.อ.ประยุทธ์ จันทร์โอชา) เป็นประธาน เมื่อวันที่ 6 ม.ค. 2565 มีมติให้ บมจ.ปตท.จัดหา LNG เพิ่มเติมอีก 4.5 ล้านตันจากเดิมที่กำหนดว่าจะนำเข้า 1.74 ล้านตัน เพื่อป้องกันปัญหาการขาดแคลนก๊าซในช่วงเปลี่ยนผ่านแหล่งเอราวัณสัญญาระยะยาวที่ ปตท.ต้องนำเข้า ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี และตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นมา 1 ชุด มี นายกุลิศ สมบัติศิริ ปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธาน เพื่อติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิด

ทั้งยังให้ลดผลกระทบจากความผันผวนของราคาก๊าซธรรมชาติ โดยมีการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา (30 พ.ย.) 2564 จํานวน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ย ช่วยในส่วนค่าเอฟทีและนำไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้ประชาชนช่วงโควิด-19 โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแล

รวมทั้งยังเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (regulated market) สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง ได้เป็น 3 รูปแบบ ดังนี้ 1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (oil linked linear formula) 2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (gas linked linear formula)

และ 3) สมการในรูปแบบ hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (hybrid oil gas linked formula with a kink point) โดยจะนำเสนอ กพช.เพื่อพิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ กกพ.เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคา LNG benchmark สำหรับกลุ่ม regulated market ต่อไป