จากกรณีที่ประเทศพม่าจำเป็นต้องปิดการส่งก๊าซ เพื่อทำการย้ายฐานขุดเจาะก๊าซธรรมชาติซึ่งทรุดตัวลงในช่วงวันที่ 4 – 12เมษายน 2556 ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ออกมาตีปี๊บเรื่องพลังงานไม่พอ แต่ก็มีข้อโต้แย้งจากคนในวงพลังงานอย่าง ดร. ปิยสวัสดิ์ ว่าวิกฤติครั้งนี้ เกิดจากรัฐบาลบริหารพลังงานไม่ดีพอ แล้วก็ยังมีกรณีการออกมาตีปี๊บจากสื่อเสื้อเหลืองอีกว่า กรณีวิกฤติพลังงานช่วงเดือนเมษายนนี้ อาจเป็นแค่การหาข้ออ้างในการสนับสนุนโรงไฟฟ้าพลังงานถ่านหินและโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ดังนั้นเรามาดูข้อมูลกันนิดว่า ภายใต้สิ่งที่เรียกว่าวิกฤตินี้ มันมีอะไรกันบ้าง
สถานการณ์ในภาพรวม
การใช้ไฟฟ้ารายภาค จะเห็นว่าการใช้ภาคอุตสาหกรรมจะนำภาคตัวเมือง
ประเทศไทยพึ่งพาการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยร้อยละ 70 ของปริมาณไฟฟ้านั้นมาจากก๊าซธรรมชาติ ในภาพรวม การใช้ไฟฟ้าของประเทศไทย ร้อยละ 45 เป็นการใช้งานในภาคอุตสาหกรรม รองลงมาจึงเป็นภาคตัวเมือง และภาคธุรกิจ ก๊าซธรรมชาติในไทย ได้มาการขุดเจาะจากแหล่งในประเทศ ร้อยละ 80 นำเข้าจากพม่า ร้อยละ 20 สำหรับแหล่งในประเทศ
การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากพม่า เป็นสัดส่วนคือ 20% ของ NG
แต่ทั้งนี้ ร้อยละ 50 ของก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศต้องถูกปันใช้ในกิจกรรมการขนส่ง การปิโตรเคมี และการใช้งานในเตาเผาของโรงงานอุตสาหกรรม ทำให้สัดส่วนก๊าซธรรมชาติของพม่า มีสัดส่วนเป็นร้อยละ 33 ของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
สัดส่วนก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้า เมื่อปันส่วนก๊าซที่ผลิตในประเทศไปใช้ส่วนอื่นๆแล้ว
เดือนเมษายน การใช้ไฟฟ้าสูงที่สุด แต่ไม่ได้มากที่สุด
ปริมาณการใช้พลังงานในเดือนเมษายน จะมีค่า Peak การใช้งานไฟฟ้าของเดือนเมษายนนั้นสูงที่สุดในรอบปี แต่ปริมาณการใช้ไฟฟ้าโดยรวมไม่สูงนัก จากข้อมูลปี 2555 ค่า Peak การใช้ไฟฟ้าเดือนเมษายน คือ 26,774 MW สูงกว่าค่าเฉลี่ยปีคือ 8% แต่ปริมาณการใช้พลังงานคือ 14,712 GWh ต่ำกว่าค่าเฉลี่ยปีอยู่ที่ 0.2% (ข้อมูลพลังงานจาก EPPO ref1)
Peak การใช้ไฟฟ้า และปริมาณไฟฟ้ารายเดือน
จากตรงนี้ จึงมีข้อสังเกตว่า ปัญหาในเดือนเมษายน ไม่ใช่ปัญหาเชิงปริมาณ แต่เป็นปัญหาในเชิงอัตรา รัฐ สามารถใช้การบริหารภาคการผลิตเพื่อลดค่า Peak ชดเชยกับปริมาณพลังงานจากพม่าที่ขาดไปได้ รัฐมีทางเลือก ใช้การเร่งการผลิตก๊าซจากอ่าวไทยเข้ามาป้อนชดเชยปริมาณที่ขาดไปจากพม่า, ชะลอการใช้งานก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนอื่น หรือสำรองพลังงานในรูปดีเซลหรือน้ำมันเตาเพื่อใช้สำหรับชดเชยค่า Peak ที่จะเกิดในช่วงเดือนเมษายน (จากข่าว การให้สัมภาษณ์ของ กฟผ ref 2)
ตัวอย่างลักษณะ Peak ไฟฟ้า กับการใช้ในแต่ละช่วงของวัน http://www.eppo.go.th/power/FT-2548/ft-2548.html
ส่วนที่น่าสงสัย คือรัฐเลือกที่จะบ่งชี้การขาดหายไปของพลังงานในลักษณะของค่า Peak เป็น MW ซึ่งจะมีค่าที่สูง แต่โดยธรรมชาติ การบริหาร Peak ไม่จำเป็นต้องใช้พลังงานเข้าเผาทดแทนต่อเนื่อง มันเป็นแค่การที่จะเร่งกำลังผลิตไฟฟ้าเข้าชดเชยช่วง Peak ที่ปรกติจะเกิดเพียงช่วงสั้นๆของวัน การสำรองเชื้อเพลิง LNG มาใช้โดยตรง หรือนำไปใช้ผ่าน Route NGV ก็ยังจะสลับเอาก๊าซจากอ่าวไทยไปลงที่โรงไฟฟ้าได้ เพราะข้อเท็จจริง ปริมาณก๊าซจากอ่าวไทย 50% ถูกนำไปใช้ผ่าน Route อื่นนอกจากไฟฟ้า มันจึงมีช่องทางโอนย้ายเชิ้อเพลิง Fossil นี้อีกมาก และมีอีกหลายรูปแบบการสำรองพลังงานที่จะนำมาใช้ได้ ทำให้ข้อกังขาเรื่องการจงใจไม่บริหารเพื่อให้เกิดแรงส่งในการสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินหรือโรงไฟฟ้านิวเคลียร์มีสูง ซึ่งมันก็มีความจำเป็นจริงๆถ้าเรามองในแง่ของการพึ่งพาพลังงานที่ไม่สามารถสต๊อกได้เหล่านี้ และกำลังการผลิตไฟฟ้าของเรา จริงๆแล้วก็ยังมีเหลือ แต่น่าจะเพราะไม่มีการสำรองเตรียมถ่ายโอน บริหารพลังงานสำรอง กำลังไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ผลิตได้ ตามข่าวของ กฟผ จึงรายงานตัวเลขมาว่ามีกำลังการผลิตเหลือเพียง 27067 MWh[6]
ขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าในประเทศไทยตาม Sector
พื้นที่รับผลกระทบ
จากข้อมูลที่มี พื้นที่รับผลกระทบโดยตรง คือโรงไฟฟ้าในแถบภาคตะวันตกที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา และ เยตากุน ซึ่งขอบเขตผลกระทบจะตีวงในภาคตะวันตก ภาคใต้ และบางส่วนของกรุงเทพ เพราะพื้นที่ดังกล่าว ใช้ไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าทางภาคตะวันตก หรือก็คือจากแหล่ง ยาดานา และเยตากุนของพม่า
ข่าวสถานการณ์ล่าสุด ปตท ได้มีการวางแผนส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยเข้าไปช่วยปริมาณก๊าซที่ขาดหายไปจากระบบจำนวน 200 MMSCFD โดย 100 MMSCFD มาจากการเพิ่มกำลังผลิตก๊าซ และอีก 100 MMSCFD จากการลดกิจกรรมการใช้ก๊าซในส่วนของปตท (ข่าว MCOT 19 กพ ref 4) โดยอาจมีผลกระทบด้านปริมาณ CO2 เป็นบางส่วน ในกลุ่มผู้ใช้ NGV (ข่าวไทยรัฐ ref 5)
สถานการณ์ปัญหาการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในอนาคต
เป็นที่ต้องยอมรับว่าการที่ไฟฟ้าของไทยจะต้องพึ่งพาจากแหล่งสำรองที่สต๊อกไม่ได้นี้เป็นจุดอ่อนทางด้านความมั่นคงทางพลังงาน ในระยะใกล้ ปตท มีแนวทางการนำ LNG เข้ามาทดแทนก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ซึ่งจะทำให้ภาระการพึ่งพาเพื่อนบ้านนี้มีน้อยลง
สัดส่วนการนำเข้า LNG ในอนาคตของปตท จากเอกสารชี้แจงลูกค้าผู้ใช้ก๊าซ
สำหรับแนวทางการ Blend LNG เข้าไลน์ก๊าซธรรมชาติ ณ ปัจจุบัน ประเทศไทยมีการนำเข้า LNG เพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้าอยู่ประมาณ 8% (รวมการใช้ของ SPP) เข้าที่แหล่งบงกชใต้ แต่ไม่มีข่าวการเพิ่ม LOT หรือดีลที่จะใช้ Blend เข้าระบบท่อก๊าซเป็นกรณีเฉพาะช่วงเดือนเมษายนนี้
ในระยะยาว
แผนระยะยาวตามตามแผนพัฒนาไฟฟ้าแห่งชาติ ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เห็นว่าจะมีการเพิ่มโรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์เข้ามา แต่ก็มีการปรับลดจากฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 อยู่ตามกราฟ พลังงานหมุนเวียนจนถึงช่วงปี 2573 มีสัดส่วนที่มากขึ้นแต่ก็ยังไม่ใช่ระดับที่จะเรียกว่าเข้าสู่ยุคพลังงานทดแทนที่น่าพอใจได้ เราคงจะยังต้องพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในรูปการ Import LNG จากภายนอกเพื่อทดแทนปริมาณก๊าซในอ่าวไทยที่นับวันจะยิ่งลดลง แต่ Demand การใช้พลังงานของไทยก็จะยังเพิ่มขึ้นต่อเนื่อง แต่ถ้าเศรษฐกิจทรุด การใช้ไฟก็อาจลดลงไปได้ ซึ่งก็ขึ้นอยู่กับค่าใช้จ่ายทางพลังงานที่เป็นปัจจัยสำคัญในภาคอุตสาหกรรมซึ่งเป็นรายได้หลักของประเทศ และถ้าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์เกิดขึ้นไม่ได้ ภาระ ก็น่าจะคงออกมาในรูปการเพิ่มการ Import LNG ซึ่ง มีจะมีราคาระหว่าง 360 – 500 บาท ต่อ ล้านบีทียู ตามราคาตลาดโลก (ยังไม่รวมต้นทุน Logistic และต้นทุนประกอบการโดยปตท) เทียบกับราคา NGV บ้านเรา ซึ่งมีราคาขายที่ 280 บาท ต่อล้านบีทียู (ตามราคา 10.5 บาท ต่อ กก) และราคาซื้อขายของโรงงานที่ 400 บาทต่อล้านบีทียู (ซื้อจาก ปตท) เมื่อมองดูแล้ว ด้วยการที่ LNG ก็เป็น Fossil fuel ภาระต้นทุนพลังงานเมื่อจะพึ่งพา LNG ในอนาคตก็ไม่น่าจะดีเท่าไร
โครงสร้างพลังงานไฟฟ้าในอนาคต จากเอกสารชี้แจงลูกค้าผู้ใช้ก๊าซ
อ้างอิง
ไม่มีความคิดเห็น:
แสดงความคิดเห็น