ก๊าซ กำลังจะหมดจากอ่าวไทยภายใน 20ปี
โพสต์แล้ว: จันทร์ พ.ย. 05, 2012 5:13 pm
ปตท. กุมขมับ !! เมื่อผู้ผลิต “กอด” แหล่งก๊าซ
มาเลย์ - อินโด ผู้ส่งออกก๊าซเบอร์ 2 และ 3 ของโลก ประกาศชัดจะ"กอดแหล่งก๊าซ" แม้แต่พม่า ถึงคราที่ปตท.ต้องกุมขยับ ระเบิดเวลาก๊าซหมดอ่าวไทย
ในการประชุมก๊าซธรรมชาติในภูมิภาคเอเซียแปซิฟิก หรือ GASEX (Gas Information Exchange for the Western Pacific) ซึ่งจัดขึ้นทุกๆ 2 ปี มีชาติสมาชิกเข้าร่วมกว่า 15 ประเทศทั่วโลก ปีนี้จัดขึ้นที่ บาหลี ประเทศอินโดนีเซีย เพื่อเป็นเวทีพบปะแลกเปลี่ยนข้อมูลความรู้ “อัพเดท”สถานการณ์ด้านพลังงานที่น่าสนใจของโล โดยเฉพาะ “ก๊าซธรรมชาติ”
ผลจากการประชุม World Gas 2555 เมื่อต้นปีที่ผ่านมา ประธานสมาพันธ์ก๊าซระหว่างประเทศ (International Gas Union : IGU) และบริษัทชั้นนำด้านก๊าซธรรมชาติทั่วโลก ส่วนใหญ่ต่างเชื่อตรงกันว่า “ยุคทองของก๊าซธรรมชาติ” กำลังจะมา โดยมีประเด็นด้านปริมาณสำรอง ราคาและปัจจัยด้านสิ่งแวดล้อมเป็นตัวขับดันการเติบโตทั้งด้านการผลิต (ซัพพลาย) และการบริโภค (ดีมานด์)
โดยมีการระบุว่า ปริมาณสำรองก๊าซฯของโลกที่คาดว่าจะมีถึง 250 ปี มากกว่าน้ำมันที่มีการระบุว่าเหลือใช้บนโลกใบนี้อีก 40 ปี มากว่าถ่านหินที่คาดว่าโลกจะมีปริมาณสำรอง 112 ปี หากไม่มีการค้นพบแหล่งผลิตใหม่ๆ
ขณะเดียวกันก๊าซฯยังปล่อยมลภาวะน้อยกว่าน้ำมันและถ่านหิน แม้จะมีราคาแพงกว่าถ่านหิน แต่โดยเฉลี่ยยังถูกกว่าน้ำมัน
ความหอมฉุนพุ่งซ่าในการใช้ก๊าซฯ จึงน่าจะมีมากกว่าเชื้อเพลิงอื่น นับจากนี้
ทว่า ข้อมูลที่น่าสนใจมาก จนกลายเป็น “ความวิตกกังวล” ในการประชุม GASEX ที่โฟกัสสถานการณ์ก๊าซฯในเอเซียแปซิฟิก พบว่า ในช่วงปี 2555- 2573 หรือในระยะ 18 ปีจากนี้ “เอเชีย” จะเป็นตลาดก๊าซธรรมชาติที่จะมีความสำคัญ “มากที่สุด” (ความต้องการก๊าซฯมากที่สุด) ตามการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (จีดีพี)
แต่ความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นนั้น กลับ “สวนทาง” กับความสามารถในการผลิตก๊าซฯของ "แต่ละประเทศ"
เรียกว่า ขนใช้กันอย่างไม่เจียมเนื้อเจียมตัว !! แต่ทำไงได้ในเมื่อเศรษฐกิจกำลังโต (Asia ‘s rise)
การประหยัดหรือใช้อย่างมีประสิทธิภาพยังไงก็จำเป็นต้องทำ แต่ยังเป็นประเด็นรองเมื่อเทียบกับปริมาณการใช้ก๊าซฯที่เพิ่มขึ้น เพื่อรองรับการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ
“การนำเข้า” ก๊าซธรรมชาติ ในรูปของ “ก๊าซธรรมชาติเหลว” หรือแอลเอ็นจี จึงเข้ามาเป็น “ทางออก” ของปัญหานี้ แต่กำลังจะสร้าง “ปัญหาใหม่” ที่ท้าทายต่อต้นทุนการดำเนินการ นั่นคือ “ราคาแอลเอ็นจีในภูมิภาคนี้จะปรับตัวสูงขึ้น” ร้อนแรงตามดีมานด์
โลกแห่งทุนนิยม ไม่เคยประนีประนอม…ยิ่งมีความต้องการ ยิ่งแพง !!
กลายเป็นภาระของผู้ใช้ในทุกระดับ ที่จะต้อง “จ่ายแพง” ทั้งภาคประชาชนในฐานะผู้ใช้ไฟฟ้า และภาคอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นผู้ใช้ก๊าซฯในสองภาคหลักของประเทศ ยกเว้นรัฐแต่ละประเทศจะเล่นบทพลังงานการเมือง อุดหนุนกันไม่เลิก
ย่อโลกจากเอเชีย ลงมาที่ “อาเซียน” ข้อมูลจากการประชุมระบุว่า จีดีพีของอาเซียนที่เติบโตเฉลี่ยสูงกว่า 5% ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซฯ ในภูมิภาคเพิ่มขึ้น แม้จะมีแหล่งผลิตก๊าซฯขนาดใหญ่อยู่ที่ อินโดนีเซีย และมาเลเซีย แต่ความสามารถในการผลิตกลับเพิ่มขึ้นเพียง 0.7% ต่อปี
ถึงอย่างไร ! ก็ไม่เพียงพอกับปริมาณการใช้ที่สูงขึ้น
ปรากฎการณ์ที่เกิดขึ้น ทำให้คาดการณ์กันว่า ในปี 2563 (ในอีก 8 ปีจากนี้) อาเซียนจะเปลี่ยนสถานะจาก “ผู้ส่งออกก๊าซฯ เป็นผู้นำเข้าก๊าซฯ” โดยเมื่อถึงปี 2573 จะต้องนำเข้าก๊าซฯ ถึง 80% ของปริมาณก๊าซฯ ที่ใช้ทั้งหมด ในจำนวนนี้ เป็นการนำเข้าก๊าซฯ ในรูปแอลเอ็นจี มากถึง 70% และ 30% เป็นการนำเข้าจากทางท่อก๊าซฯ
โดยเฉพาะอย่างยิ่งประเทศ “มาเลเซีย และ อินโดนีเซีย” เริ่มเปลี่ยนบทบาทจากประเทศผู้ส่งออก เป็นผู้นำเข้าแอลเอ็นจี เนื่องจากแหล่งพลังงานสำรองลดน้อยลง
ที่สำคัญกว่านั้น สองประเทศนี้ยังต้องการ “สงวนทรัพยากร” ไว้ขับเคลื่อนเศรษฐกิจของตัวเอง
บริษัทที่ปรึกษาอย่างแมคเคนซี และธนาคารโลก (World Bank) ยังคาดการณ์ว่า อินโดนีเซียจะเป็นประเทศที่มีเศรษฐกิจติดอัน 1 ใน 7 ของโลก และชนชั้นกลางจะเติบโตเพิ่มขึ้นเป็น 135 ล้านคน นั่นหมายถึงความต้องการพลังงานที่จะสูงขึ้นตามไปด้วย
โดยทั้ง มาเลเซีย และอินโดนีเซีย ไม่ใช่ไก่กา แต่จัดเป็นผู้ส่งออกแอลเอ็นจี ในปี 2554 รายใหญ่เป็นอันดับสอง และสามของโลก !!! เป็นรองเพียง กาตาร์ (Waterborne LNG Reports)
ไม่น่าเชื่อว่าผู้ส่งออกแอลเอ็นจีระดับโลก อยู่ใกล้บ้านเราแค่นี้เอง
ล่าสุด อินโดนีเซีย ได้เจรจากับพันธมิตรหลักอย่าง บีพี (บริษัทน้ำมันยักษ์ใหญ่สัญชาติอังกฤษ) เพื่อขอแก้ไขสัญญาส่งออกก๊าซ โดยจะลดปริมาณการส่งออกเหลือ 60% ให้กับคู่ค้าเดิมอย่างเกาหลี และญี่ปุ่น ส่วนอีก 40% ของปริมาณการผลิต จะนำมาใช้ภายในประเทศ
สิ่งที่เกิดขึ้น สะท้อนถึง “ความยากลำบาก” ในการแสวงหาพลังงานจากทั่วโลกโดยเฉพาะกับประเทศที่ “พึ่งพาการนำเข้า” พลังงานเป็นหลัก
หนึ่งในนั้นคือ “ไทย” ที่ลำพังการจัดหาพลังงานในประเทศก็ยากแล้ว จากระเบิดเวลาที่ก๊าซฯจะหมดจากอ่าวไทย ในระยะเวลาไม่ถึง 20 ปีจากนี้
ขณะที่ไทยพึ่งพาการก๊าซฯเป็นเชื้อเพลิงหลักของประเทศ โดยก๊าซฯถูกนำไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าในสัดส่วนมากถึง 59% เมื่อเทียบกับปริมาณการใช้ก๊าซฯในภาพรวมที่ 4,438 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ม.ค. - ก.ค. 2555) ยังมีการคาดการณ์กันว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยในปีนี้ จะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 5,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
“มากกว่า” ปริมาณการผลิตก๊าซฯในประเทศที่ผลิตได้ 3,647 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ม.ค.-ก.ค.55) จนต้องนำเข้าก๊าซฯทางท่อจากประเทศเพื่อนบ้านมายาวนาน รวมไปถึงการนำเข้าแอลพีจี ที่เพิ่งนำเข้าล็อตแรกมาเมื่อปี 2554
ปริมาณการใช้ก๊าซฯของไทย ยังจะเพิ่มมากขึ้นในอนาคต ตามการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ
กลายเป็นแรงกดดันสำคัญ ทำให้ ที่ผ่านมา บริษัทปตท.จำกัด (มหาชน) บริษัทน้ำมันแห่งชาติของไทย พยายามที่จะออกไปเจรจา เป็นพันธมิตรกับเจ้าของแหล่งก๊าซ เพื่อนำเข้าและเป็นเจ้าของแหล่งพลังงาน โดยเฉพาะ แอลเอ็นจี มาตอบโจทย์ความต้องการที่ใช้ของคนในประเทศ
ทว่า สถานการณ์ของโลกที่“มีของแล้วไม่อยากขาย ขายก็ก็ขายแพง ฉันอยากเป็นเจ้าของคนเดียวไม่อยากแบ่งใคร” จึงไม่ใช่เรื่องง่ายสำหรับปตท.
ในยามที่ก๊าซฯเลอค่าดั่งทอง
จะว่าไปแล้ว คนไทยกำลังเข้าใกล้ “วิกฤติพลังงาน” แบบหายใจรดต้นคอ ในอีกไม่กี่ปีข้างหน้า โดยที่หลายคนยังไม่รู้ตัวด้วยซ้ำ คิดแค่ว่า “รวย มีเงินจ่ายค่าไฟ ก็จบ" แต่จริงๆอาจไม่จบ ถ้าต้องจ่ายแพงขึ้นเรื่อยๆ ไปจนถึงสภาพพลังงานรัดตัว
หากการ “วางแผนจัดหาพลังงาน” ของประเทศไม่ดีพอ
ชาครีย์ บูรณกานนท์ รองกรรมการผู้จัดการใหญ่ หน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ ปตท. เล่าว่า การที่รัฐบาลอินโดนีเซียประกาศนโยบายดังกล่าว ผลกระทบที่ตามมาทำให้ประเทศไทยจะต้องตื่นตัวในเรื่องของการจัดหาพลังงาน และวางแผนการบริหารจัดการพลังงานของประเทศให้สอดคล้องกับความต้องการที่ต้องทำด้วยความรัดกุมและรอบคอบมากขึ้น
ไม่เพียงแต่รัฐบาลอินโดนีเซียเท่านั้นที่จะใช้นโยบายดังกล่าว แม้กระทั่ง “พม่า” รัฐบาลพม่าก็ประกาศชัดเจนว่าจะลดปริมาณการส่งออกก๊าซธรรมชาติลงในอนาคต เพราะความต้องการเริ่มเพิ่มสูงขึ้น โดยเฉพาะความต้องการใช้ก๊าซฯในการผลิตไฟฟ้า ภายหลังพม่าเปิดประเทศ
“เรื่องพลังงานในวันนี้เราต้องคิดวางแผนล่วงหน้าเป็นสิบๆ ปี เพราะกว่าจะพัฒนาเสร็จหรือถูกนำมาใช้ต้องอาศัยระยะเวลาที่ค่อนข้างนานมาก”
การที่ปตท.เข้าร่วมงาน GASEX ในครั้งนี้ส่วนหนึ่งเพื่อต้องการหาคอนเนกชั่นทางธุรกิจและมองหาซัพพลายเออร์ในแหล่งพลังงานต่างๆ จากหลายๆ ประเทศ หากเรามีแหล่งพลังงานที่กระจายมากขึ้นก็เท่ากับเป็นการ “ลดความเสี่ยง” ด้านพลังงานของไทย เขาบอกอย่างนั้น
สำหรับอินโดนีเซีย ปตท.ได้เข้ามาลงทุนในอินโดนีเซียผ่านบริษัทลูกอย่าง บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. มาระยะหนึ่งแล้วโดยปตท.สผ.เข้ามาเป็นหนึ่งในผู้ร่วมลงทุนพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาตินาทูน่า แหล่งก๊าซฯสำคัญมากแหล่งหนึ่งของอินโดนีเซีย โดยถือหุ้นในสัดส่วน 14% เป็นโอเปอร์เรเตอร์ (ผู้ดำเนินการผลิต) ร่วมกับทางเปอร์ตามินา (Pertamina) บริษัทน้ำมันแห่งชาติอินโดนีเซีย ที่ถือหุ้นอยู่ราวๆ 40% เขาระบุ
อย่างไรก็ตาม มีการคาดการณ์ว่า แหล่งนาทูน่าที่ปตท.ถือหุ้น ยังต้องใช้เวลาพัฒนาอีกกว่า 10 ปี กว่าจะนำก๊าซฯออกมาใช้ได้ ขณะที่นโยบายจำกัดการส่งออกก๊าซฯของอินโดนีเซีย เกิดขึ้นก่อนหน้านั้น
เมื่อเป็นเช่นนี้ ทำให้ปตท.พยายามที่จะเพิ่มการนำเข้าแอลเอ็นจี จากต่างประเทศให้มากขึ้น แต่ทั้งนี้ก็อยู่ภายใต้เงื่อนไขความเหมาะสมด้านราคาเป็นหลัก เพื่อไม่ให้กระทบต่อต้นทุน
ด้าน ภาณุ สุทธิรัตน์ ผู้ช่วยกรรมการผู้จัดการใหญ่จัดหาและตลาดก๊าซธรรมชาติ ปตท. ให้ข้อมูลว่า การใช้ก๊าซฯของไทยในอีก 20 ปีข้างหน้าจะเพิ่มขึ้นเป็น 7,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากปัจจุบันอยู่ที่ 4,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ขณะที่ไทยเพิ่งนำเข้าแอลเอ็นจีในปี 2554 ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี หรือคิดเป็นปริมาณ 140 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
เขากล่าวเพิ่มเติมว่า แหล่งพลังงานในพม่าเริ่มไม่เพียงพอ ที่ผ่านมารมว.พลังงานพม่าเคยให้สัมภาษณ์ว่า ก๊าซฯที่ขุดพบในปัจจุบันไม่ต้องการส่งออก แต่จะสนับสนุนให้ใช้ในประเทศมากขึ้น
“แหล่งยาดานา เยตากุน ซอติก้า ส่งมาไทยทางท่อก๊าซฯ ถือว่าเราโชคดีไป เพราะทำสัญญากันไว้ ซึ่งเหลืออยู่อีกราวๆ 10 ปี ส่วนแหล่ง A1 พม่าก็ส่งไปจีน แน่นอนที่สุดไทยที่เป็นผู้รับซื้อก๊าซฯรายสำคัญก็ลำบากเพราะมีข้อจำกัดเพิ่มขึ้น ก๊าซฯทางท่อก็คงจะหายากขึ้นในอนาคตขึ้นอยู่กับว่ารัฐบาลพม่าต่อสัญญาให้เราหรือไม่”
ดังนั้นในระยะยาว ปตท.ต้องจัดหาแอลเอ็นจี เข้ามาใช้ในประเทศและที่สำคัญจะต้องเป็น “สัญญาระยะยาว” ไม่ใช่” สัญญาระยะสั้น หรือการซื้อขายแบบ Spot”
การควานหาสัญญาระยะยาว จึงเกิดขึ้น !!
“ตอนนี้ปตท.คงนำเข้าแอลเอ็นจีเฉพาะที่จำเป็นเท่านั้น เพราะทำสัญญาซื้อขายเป็นแบบ Spot ราคาจึงขึ้นอยู่กับตลาดในแต่ละช่วง โดยราคาอยู่ที่ประมาณ 10-20 เหรียญสหรัฐต่อตัน ไม่มีความแน่นอนเท่ากับการทำสัญญาเป็นระยะยาว” เขาบอก
การบริหารจัดการของ ปตท.ก็คือ ดูว่าความต้องการพลังงานในประเทศมีเท่าไหร่ ก็จะจัดหาก๊าซด้วยสัญญาระยะยาวอย่างน้อย 10-15 ปีขึ้นไป เพื่อความแน่นอนและมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศ ส่วนระยะสั้นๆ ก็คงใช้สัญญาซื้อขายแบบ Spot เป็นการซื้อมาเสริมความมั่นคงด้านพลังงาน ควบคู่กับสัญญาระยะยาว
ขณะเดียวกัน ปตท.ก็มีความสนใจจะลงทุนในแหล่งพลังงานในรูปแบบใหม่ อย่าง Shale Gas หรือก๊าซธรรมชาติที่ได้จากหินดินดาน ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซฯนอกรูปแบบ (Unconventional Gas) ที่มีปริมาณสำรองเป็นจำนวนมากในโลก โดยเฉพาะในจีนและสหรัฐอเมริกา และยังมีราคาถูกมากเมื่อเปรียบเทียบกับราคาพลังงานอื่นๆ
“ตัวนี้เราก็สนใจนะ เพราะมีเยอะมากทั่วโลก แหล่งที่ใหญ่ที่สุดอยู่ที่จีน และสหรัฐอเมริกา เรามองไปถึงเรื่องการเข้าไปลงทุนในระยะยาวเหมือนกัน แต่ตอนนี้ก็กำลังศึกษาความเป็นไปได้ คงต้องใช้เวลาอีกหลายปี เพราะเป็นเรื่องใหม่ที่ ปตท.ต้องวางแผนให้รอบคอบ”
เทคโนโลยีของ Shale Gas เพิ่งจะพัฒนาขึ้นในสหรัฐ แต่สำหรับจีนยังมีจุดอ่อนในเรื่องเทคโนโลยีและระบบโครงข่าย ดังนั้นการที่ไทย จะนำพลังงานประเภทนี้มาใช้ได้หรือไม่ จึงขึ้นอยู่กับหลายๆปัจจัย
“อย่างในอเมริกาเขาพบทั้งหมด 4-5 แหล่งใหญ่ๆ แต่รัฐบาลเขาอนุมัติให้ส่งออกเพียง 1 แหล่ง กับประเทศที่ทำเขตการค้าเสรี (FTA) ไว้เท่านั้น ซึ่งในเอเชียก็มีเกาหลีใต้กับญี่ปุ่นแค่ 2 ประเทศ ส่วนไทยซึ่งเป็นประเทศ Non-FTA อย่างจีนเขาเองก็ต้องพัฒนาเทคโนโลยีอีกนานหลายปี อย่างน้อยมองว่า 4-5 ปีข้างหน้าถึงจะเห็นก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตที่เป็น Shale Gas”
ด้านแหล่งข่าวจาก ปตท.ให้ข้อมูลเพิ่มเติมว่า หลังจากนี้ไป ปตท.อาจจะต้องพิจารณา “ทบทวนแผนการลงทุน” ในส่วนของธุรกิจก๊าซใหม่ เพราะหลายประเทศมีท่าทีชัดเจนว่าจะลดการส่งออกพลังงานในอนาคต สำหรับแหล่งนาทูน่าในอินโดนีเซีย คิดว่า ปตท.สผ.ก็คงจะมีการทบทวนเงื่อนไขการลงทุนใหม่เช่นเดียวกัน
อย่างไรก็ตามกรณีดังกล่าวได้รับการปฏิเสธจาก ไพรินทร์ ชูโชติถาวร ประธานเจ้าหน้าที่บริหารและกรรมการผู้จัดการใหญ่ ปตท. โดยเขาระบุว่า ปตท.จะไม่มีการปรับแผนจัดหาก๊าซฯ ส่วนการลงทุนของปตท.สผ. ฮุบหุ้นใหญ่ใน โคฟ เอ็นเนอร์ยี่ เพื่อลงทุนแหล่งพลังงานนอกชายฝั่งแอฟริกาตะวันออกนั้น
แม้จะมีเสียงวิจารณ์ ถึงการเพิ่มทุนครั้งใหญ่ของปตท.สผ. (เสนอขายหุ้นสามัญเพิ่มทุนจำนวนไม่เกิน 650 ล้านหุ้น) กับความคุ้มค่าในการดำเนินการในแหล่งก๊าซฯที่อยู่ห่างไกลแหล่งนี้ แต่ไพรินทร์ ยังคงยืนยันว่าเดินมาถูกทาง ในแง่โลจิสติกส์ขนส่งก๊าซฯมายังไทย ถือเป็นเส้นทางที่เหมาะสม ปลอดจากโจรสลัด เมื่อเทียบอีกหลายเส้นทาง
โดยปัจจุบัน โคฟ เอ็นเนอร์ยี่ ถือสัดส่วนร้อยละ 8.5 ในโครงการ Rovuma ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซฯขนาดใหญ่ในสาธารณรัฐโมซัมบิก คาดว่าจะมีปริมาณสำรอง มากกว่า 60 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต อีกทั้งแหล่งน้ำมัน Black Pearl Prospect อยู่ในพื้นที่บริเวณเดียวกัน โคฟยังถือสัดส่วนร้อยละ 10 ในแปลงสัมปทาน Rovuma Onshore Area รวมถึงการถือสัดส่วนร้อยละ 10-25 ในแปลงสัมปทานน้ำลึกอีก 7 แปลงในประเทศเคนยา
----------------------------------------------
ก๊าซฯ กำลังจะแซงหน้า “ถ่านหิน"
International Gas Union (IGU) ประเมินว่า ใน ปี 2573 ก๊าซฯ จะมีบทบาทแซงหน้า “ถ่านหิน” เป็นอันดับ 2 รองจากน้ำมัน โดยจะมีปริมาณเพิ่มขึ้นประมาณ 40% และเอเชียจะเป็นภูมิภาคที่ความต้องการพลังงานเพิ่มสูงขึ้นโดยมีจีนและอินเดียเป็นตัวขับเคลื่อน
แม้ถ่านหินจะยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักในเอเชีย แต่ก็จะมีความต้องการน้ำมันและก๊าซฯ เพิ่มสูงขึ้น
ขณะที่ออสเตรเลียจะกลายเป็นผู้ที่มีบทบาทในการส่งออกแอลเอ็นจี รายใหญ่ของโลกในปี 2573 เนื่องจากเป็นประเทศที่มีปริมาณสำรองมากที่สุดในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก
อย่างไรก็ตาม ออสเตรเลีย ยังมีข้อจำกัดหลายด้าน เช่น ในเรื่องต้นทุนการผลิตที่สูงเกินไป บวกกับการขาดแคลนแรงงาน และต้องการความมั่นคงทางเศรษฐกิจเพราะเป็นโครงการที่ใช้เงินลงทุนสูง
นอกจากนี้ ออสเตรเลียยังออกกฎหมายสำหรับแหล่งขุดเจาะที่จะนำมาใช้ใหม่ว่า จะต้องสำรองก๊าซฯที่ขุดได้ในแหล่งตะวันตกเพื่อใช้ในประเทศในสัดส่วน 15%
IGU ยังมองว่า การสำรวจและผลิตก๊าซฯภูมิภาคเอเชียแปซิฟิค ความร่วมมือระหว่างภาครัฐ และภาคอุตสาหกรรมจะเป็นปัจจัยสำคัญจากความเสี่ยงและต้นทุนการผลิตที่สูงขึ้น เพราะแหล่งก๊าซฯในโลกมีน้อยลง ต้องลงทุนด้านเทคโนโลยีอย่างมาก กว่าจะนำก๊าซฯขึ้นมาใช้ได้
--------------------------------------------
ปตท.วางหมาก(กล) "แอลเอ็นจี"
-การสร้างสถานีรองรับแอลเอ็นจี (LNG Terminal) ปัจจุบันรองรับได้ 5 ล้านตันต่อปี และกำลังจะขยายเป็น 10 ล้านตันต่อปี เป็นแห่งแรกในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ โดยมาเลเซีย (3 แห่ง), เวียดนาม (1 แห่ง), และสิงคโปร์ (1 แห่ง) จะทยอยสร้างเสร็จตั้งแต่ปี 2555 - 2559
-ระยะยาว มีแผนขยายการสร้างสถานีแอลเอ็นจี แห่งที่ 2 เพื่อรองรับปริมาณนำเข้าแอลเอ็นจีที่มากกว่า10 ล้านตันต่อปี
-ตั้งแต่ปี 2555 - 2557 มีแผนจัดหาแอลเอ็นจีตามสัญญาระยะสั้นและ/หรือ Spot cargo รวมทั้งสร้างความสัมพันธ์กับผู้ซื้อรายใหญ่ในภูมิภาค เพื่อสร้างอำนาจต่อรองกับผู้ขาย และหาโอกาสสร้างความร่วมมือด้านการบริหารการนำเข้าแอลเอ็นจี
-ความต้องการก๊าซแอลเอ็นจีในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป มีแผนจัดหาแอลเอ็นจีเป็นสัญญาระยะยาว
-โครงการผลิตแอลเอ็นจีใหม่ๆจะสนับสนุนให้บริษัทในกลุ่มปตท.มีโอกาสเข้าไปร่วมลงทุนใน LNG value chain เพื่อประโยชน์ในการจัดหาพลังงานในตลาดโลกต่อไป
ที่มา:กรุงเทพธุรกิจ
มาเลย์ - อินโด ผู้ส่งออกก๊าซเบอร์ 2 และ 3 ของโลก ประกาศชัดจะ"กอดแหล่งก๊าซ" แม้แต่พม่า ถึงคราที่ปตท.ต้องกุมขยับ ระเบิดเวลาก๊าซหมดอ่าวไทย
ในการประชุมก๊าซธรรมชาติในภูมิภาคเอเซียแปซิฟิก หรือ GASEX (Gas Information Exchange for the Western Pacific) ซึ่งจัดขึ้นทุกๆ 2 ปี มีชาติสมาชิกเข้าร่วมกว่า 15 ประเทศทั่วโลก ปีนี้จัดขึ้นที่ บาหลี ประเทศอินโดนีเซีย เพื่อเป็นเวทีพบปะแลกเปลี่ยนข้อมูลความรู้ “อัพเดท”สถานการณ์ด้านพลังงานที่น่าสนใจของโล โดยเฉพาะ “ก๊าซธรรมชาติ”
ผลจากการประชุม World Gas 2555 เมื่อต้นปีที่ผ่านมา ประธานสมาพันธ์ก๊าซระหว่างประเทศ (International Gas Union : IGU) และบริษัทชั้นนำด้านก๊าซธรรมชาติทั่วโลก ส่วนใหญ่ต่างเชื่อตรงกันว่า “ยุคทองของก๊าซธรรมชาติ” กำลังจะมา โดยมีประเด็นด้านปริมาณสำรอง ราคาและปัจจัยด้านสิ่งแวดล้อมเป็นตัวขับดันการเติบโตทั้งด้านการผลิต (ซัพพลาย) และการบริโภค (ดีมานด์)
โดยมีการระบุว่า ปริมาณสำรองก๊าซฯของโลกที่คาดว่าจะมีถึง 250 ปี มากกว่าน้ำมันที่มีการระบุว่าเหลือใช้บนโลกใบนี้อีก 40 ปี มากว่าถ่านหินที่คาดว่าโลกจะมีปริมาณสำรอง 112 ปี หากไม่มีการค้นพบแหล่งผลิตใหม่ๆ
ขณะเดียวกันก๊าซฯยังปล่อยมลภาวะน้อยกว่าน้ำมันและถ่านหิน แม้จะมีราคาแพงกว่าถ่านหิน แต่โดยเฉลี่ยยังถูกกว่าน้ำมัน
ความหอมฉุนพุ่งซ่าในการใช้ก๊าซฯ จึงน่าจะมีมากกว่าเชื้อเพลิงอื่น นับจากนี้
ทว่า ข้อมูลที่น่าสนใจมาก จนกลายเป็น “ความวิตกกังวล” ในการประชุม GASEX ที่โฟกัสสถานการณ์ก๊าซฯในเอเซียแปซิฟิก พบว่า ในช่วงปี 2555- 2573 หรือในระยะ 18 ปีจากนี้ “เอเชีย” จะเป็นตลาดก๊าซธรรมชาติที่จะมีความสำคัญ “มากที่สุด” (ความต้องการก๊าซฯมากที่สุด) ตามการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (จีดีพี)
แต่ความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นนั้น กลับ “สวนทาง” กับความสามารถในการผลิตก๊าซฯของ "แต่ละประเทศ"
เรียกว่า ขนใช้กันอย่างไม่เจียมเนื้อเจียมตัว !! แต่ทำไงได้ในเมื่อเศรษฐกิจกำลังโต (Asia ‘s rise)
การประหยัดหรือใช้อย่างมีประสิทธิภาพยังไงก็จำเป็นต้องทำ แต่ยังเป็นประเด็นรองเมื่อเทียบกับปริมาณการใช้ก๊าซฯที่เพิ่มขึ้น เพื่อรองรับการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ
“การนำเข้า” ก๊าซธรรมชาติ ในรูปของ “ก๊าซธรรมชาติเหลว” หรือแอลเอ็นจี จึงเข้ามาเป็น “ทางออก” ของปัญหานี้ แต่กำลังจะสร้าง “ปัญหาใหม่” ที่ท้าทายต่อต้นทุนการดำเนินการ นั่นคือ “ราคาแอลเอ็นจีในภูมิภาคนี้จะปรับตัวสูงขึ้น” ร้อนแรงตามดีมานด์
โลกแห่งทุนนิยม ไม่เคยประนีประนอม…ยิ่งมีความต้องการ ยิ่งแพง !!
กลายเป็นภาระของผู้ใช้ในทุกระดับ ที่จะต้อง “จ่ายแพง” ทั้งภาคประชาชนในฐานะผู้ใช้ไฟฟ้า และภาคอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นผู้ใช้ก๊าซฯในสองภาคหลักของประเทศ ยกเว้นรัฐแต่ละประเทศจะเล่นบทพลังงานการเมือง อุดหนุนกันไม่เลิก
ย่อโลกจากเอเชีย ลงมาที่ “อาเซียน” ข้อมูลจากการประชุมระบุว่า จีดีพีของอาเซียนที่เติบโตเฉลี่ยสูงกว่า 5% ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซฯ ในภูมิภาคเพิ่มขึ้น แม้จะมีแหล่งผลิตก๊าซฯขนาดใหญ่อยู่ที่ อินโดนีเซีย และมาเลเซีย แต่ความสามารถในการผลิตกลับเพิ่มขึ้นเพียง 0.7% ต่อปี
ถึงอย่างไร ! ก็ไม่เพียงพอกับปริมาณการใช้ที่สูงขึ้น
ปรากฎการณ์ที่เกิดขึ้น ทำให้คาดการณ์กันว่า ในปี 2563 (ในอีก 8 ปีจากนี้) อาเซียนจะเปลี่ยนสถานะจาก “ผู้ส่งออกก๊าซฯ เป็นผู้นำเข้าก๊าซฯ” โดยเมื่อถึงปี 2573 จะต้องนำเข้าก๊าซฯ ถึง 80% ของปริมาณก๊าซฯ ที่ใช้ทั้งหมด ในจำนวนนี้ เป็นการนำเข้าก๊าซฯ ในรูปแอลเอ็นจี มากถึง 70% และ 30% เป็นการนำเข้าจากทางท่อก๊าซฯ
โดยเฉพาะอย่างยิ่งประเทศ “มาเลเซีย และ อินโดนีเซีย” เริ่มเปลี่ยนบทบาทจากประเทศผู้ส่งออก เป็นผู้นำเข้าแอลเอ็นจี เนื่องจากแหล่งพลังงานสำรองลดน้อยลง
ที่สำคัญกว่านั้น สองประเทศนี้ยังต้องการ “สงวนทรัพยากร” ไว้ขับเคลื่อนเศรษฐกิจของตัวเอง
บริษัทที่ปรึกษาอย่างแมคเคนซี และธนาคารโลก (World Bank) ยังคาดการณ์ว่า อินโดนีเซียจะเป็นประเทศที่มีเศรษฐกิจติดอัน 1 ใน 7 ของโลก และชนชั้นกลางจะเติบโตเพิ่มขึ้นเป็น 135 ล้านคน นั่นหมายถึงความต้องการพลังงานที่จะสูงขึ้นตามไปด้วย
โดยทั้ง มาเลเซีย และอินโดนีเซีย ไม่ใช่ไก่กา แต่จัดเป็นผู้ส่งออกแอลเอ็นจี ในปี 2554 รายใหญ่เป็นอันดับสอง และสามของโลก !!! เป็นรองเพียง กาตาร์ (Waterborne LNG Reports)
ไม่น่าเชื่อว่าผู้ส่งออกแอลเอ็นจีระดับโลก อยู่ใกล้บ้านเราแค่นี้เอง
ล่าสุด อินโดนีเซีย ได้เจรจากับพันธมิตรหลักอย่าง บีพี (บริษัทน้ำมันยักษ์ใหญ่สัญชาติอังกฤษ) เพื่อขอแก้ไขสัญญาส่งออกก๊าซ โดยจะลดปริมาณการส่งออกเหลือ 60% ให้กับคู่ค้าเดิมอย่างเกาหลี และญี่ปุ่น ส่วนอีก 40% ของปริมาณการผลิต จะนำมาใช้ภายในประเทศ
สิ่งที่เกิดขึ้น สะท้อนถึง “ความยากลำบาก” ในการแสวงหาพลังงานจากทั่วโลกโดยเฉพาะกับประเทศที่ “พึ่งพาการนำเข้า” พลังงานเป็นหลัก
หนึ่งในนั้นคือ “ไทย” ที่ลำพังการจัดหาพลังงานในประเทศก็ยากแล้ว จากระเบิดเวลาที่ก๊าซฯจะหมดจากอ่าวไทย ในระยะเวลาไม่ถึง 20 ปีจากนี้
ขณะที่ไทยพึ่งพาการก๊าซฯเป็นเชื้อเพลิงหลักของประเทศ โดยก๊าซฯถูกนำไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าในสัดส่วนมากถึง 59% เมื่อเทียบกับปริมาณการใช้ก๊าซฯในภาพรวมที่ 4,438 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ม.ค. - ก.ค. 2555) ยังมีการคาดการณ์กันว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยในปีนี้ จะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 5,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
“มากกว่า” ปริมาณการผลิตก๊าซฯในประเทศที่ผลิตได้ 3,647 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ม.ค.-ก.ค.55) จนต้องนำเข้าก๊าซฯทางท่อจากประเทศเพื่อนบ้านมายาวนาน รวมไปถึงการนำเข้าแอลพีจี ที่เพิ่งนำเข้าล็อตแรกมาเมื่อปี 2554
ปริมาณการใช้ก๊าซฯของไทย ยังจะเพิ่มมากขึ้นในอนาคต ตามการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ
กลายเป็นแรงกดดันสำคัญ ทำให้ ที่ผ่านมา บริษัทปตท.จำกัด (มหาชน) บริษัทน้ำมันแห่งชาติของไทย พยายามที่จะออกไปเจรจา เป็นพันธมิตรกับเจ้าของแหล่งก๊าซ เพื่อนำเข้าและเป็นเจ้าของแหล่งพลังงาน โดยเฉพาะ แอลเอ็นจี มาตอบโจทย์ความต้องการที่ใช้ของคนในประเทศ
ทว่า สถานการณ์ของโลกที่“มีของแล้วไม่อยากขาย ขายก็ก็ขายแพง ฉันอยากเป็นเจ้าของคนเดียวไม่อยากแบ่งใคร” จึงไม่ใช่เรื่องง่ายสำหรับปตท.
ในยามที่ก๊าซฯเลอค่าดั่งทอง
จะว่าไปแล้ว คนไทยกำลังเข้าใกล้ “วิกฤติพลังงาน” แบบหายใจรดต้นคอ ในอีกไม่กี่ปีข้างหน้า โดยที่หลายคนยังไม่รู้ตัวด้วยซ้ำ คิดแค่ว่า “รวย มีเงินจ่ายค่าไฟ ก็จบ" แต่จริงๆอาจไม่จบ ถ้าต้องจ่ายแพงขึ้นเรื่อยๆ ไปจนถึงสภาพพลังงานรัดตัว
หากการ “วางแผนจัดหาพลังงาน” ของประเทศไม่ดีพอ
ชาครีย์ บูรณกานนท์ รองกรรมการผู้จัดการใหญ่ หน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ ปตท. เล่าว่า การที่รัฐบาลอินโดนีเซียประกาศนโยบายดังกล่าว ผลกระทบที่ตามมาทำให้ประเทศไทยจะต้องตื่นตัวในเรื่องของการจัดหาพลังงาน และวางแผนการบริหารจัดการพลังงานของประเทศให้สอดคล้องกับความต้องการที่ต้องทำด้วยความรัดกุมและรอบคอบมากขึ้น
ไม่เพียงแต่รัฐบาลอินโดนีเซียเท่านั้นที่จะใช้นโยบายดังกล่าว แม้กระทั่ง “พม่า” รัฐบาลพม่าก็ประกาศชัดเจนว่าจะลดปริมาณการส่งออกก๊าซธรรมชาติลงในอนาคต เพราะความต้องการเริ่มเพิ่มสูงขึ้น โดยเฉพาะความต้องการใช้ก๊าซฯในการผลิตไฟฟ้า ภายหลังพม่าเปิดประเทศ
“เรื่องพลังงานในวันนี้เราต้องคิดวางแผนล่วงหน้าเป็นสิบๆ ปี เพราะกว่าจะพัฒนาเสร็จหรือถูกนำมาใช้ต้องอาศัยระยะเวลาที่ค่อนข้างนานมาก”
การที่ปตท.เข้าร่วมงาน GASEX ในครั้งนี้ส่วนหนึ่งเพื่อต้องการหาคอนเนกชั่นทางธุรกิจและมองหาซัพพลายเออร์ในแหล่งพลังงานต่างๆ จากหลายๆ ประเทศ หากเรามีแหล่งพลังงานที่กระจายมากขึ้นก็เท่ากับเป็นการ “ลดความเสี่ยง” ด้านพลังงานของไทย เขาบอกอย่างนั้น
สำหรับอินโดนีเซีย ปตท.ได้เข้ามาลงทุนในอินโดนีเซียผ่านบริษัทลูกอย่าง บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. มาระยะหนึ่งแล้วโดยปตท.สผ.เข้ามาเป็นหนึ่งในผู้ร่วมลงทุนพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาตินาทูน่า แหล่งก๊าซฯสำคัญมากแหล่งหนึ่งของอินโดนีเซีย โดยถือหุ้นในสัดส่วน 14% เป็นโอเปอร์เรเตอร์ (ผู้ดำเนินการผลิต) ร่วมกับทางเปอร์ตามินา (Pertamina) บริษัทน้ำมันแห่งชาติอินโดนีเซีย ที่ถือหุ้นอยู่ราวๆ 40% เขาระบุ
อย่างไรก็ตาม มีการคาดการณ์ว่า แหล่งนาทูน่าที่ปตท.ถือหุ้น ยังต้องใช้เวลาพัฒนาอีกกว่า 10 ปี กว่าจะนำก๊าซฯออกมาใช้ได้ ขณะที่นโยบายจำกัดการส่งออกก๊าซฯของอินโดนีเซีย เกิดขึ้นก่อนหน้านั้น
เมื่อเป็นเช่นนี้ ทำให้ปตท.พยายามที่จะเพิ่มการนำเข้าแอลเอ็นจี จากต่างประเทศให้มากขึ้น แต่ทั้งนี้ก็อยู่ภายใต้เงื่อนไขความเหมาะสมด้านราคาเป็นหลัก เพื่อไม่ให้กระทบต่อต้นทุน
ด้าน ภาณุ สุทธิรัตน์ ผู้ช่วยกรรมการผู้จัดการใหญ่จัดหาและตลาดก๊าซธรรมชาติ ปตท. ให้ข้อมูลว่า การใช้ก๊าซฯของไทยในอีก 20 ปีข้างหน้าจะเพิ่มขึ้นเป็น 7,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากปัจจุบันอยู่ที่ 4,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ขณะที่ไทยเพิ่งนำเข้าแอลเอ็นจีในปี 2554 ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี หรือคิดเป็นปริมาณ 140 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
เขากล่าวเพิ่มเติมว่า แหล่งพลังงานในพม่าเริ่มไม่เพียงพอ ที่ผ่านมารมว.พลังงานพม่าเคยให้สัมภาษณ์ว่า ก๊าซฯที่ขุดพบในปัจจุบันไม่ต้องการส่งออก แต่จะสนับสนุนให้ใช้ในประเทศมากขึ้น
“แหล่งยาดานา เยตากุน ซอติก้า ส่งมาไทยทางท่อก๊าซฯ ถือว่าเราโชคดีไป เพราะทำสัญญากันไว้ ซึ่งเหลืออยู่อีกราวๆ 10 ปี ส่วนแหล่ง A1 พม่าก็ส่งไปจีน แน่นอนที่สุดไทยที่เป็นผู้รับซื้อก๊าซฯรายสำคัญก็ลำบากเพราะมีข้อจำกัดเพิ่มขึ้น ก๊าซฯทางท่อก็คงจะหายากขึ้นในอนาคตขึ้นอยู่กับว่ารัฐบาลพม่าต่อสัญญาให้เราหรือไม่”
ดังนั้นในระยะยาว ปตท.ต้องจัดหาแอลเอ็นจี เข้ามาใช้ในประเทศและที่สำคัญจะต้องเป็น “สัญญาระยะยาว” ไม่ใช่” สัญญาระยะสั้น หรือการซื้อขายแบบ Spot”
การควานหาสัญญาระยะยาว จึงเกิดขึ้น !!
“ตอนนี้ปตท.คงนำเข้าแอลเอ็นจีเฉพาะที่จำเป็นเท่านั้น เพราะทำสัญญาซื้อขายเป็นแบบ Spot ราคาจึงขึ้นอยู่กับตลาดในแต่ละช่วง โดยราคาอยู่ที่ประมาณ 10-20 เหรียญสหรัฐต่อตัน ไม่มีความแน่นอนเท่ากับการทำสัญญาเป็นระยะยาว” เขาบอก
การบริหารจัดการของ ปตท.ก็คือ ดูว่าความต้องการพลังงานในประเทศมีเท่าไหร่ ก็จะจัดหาก๊าซด้วยสัญญาระยะยาวอย่างน้อย 10-15 ปีขึ้นไป เพื่อความแน่นอนและมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศ ส่วนระยะสั้นๆ ก็คงใช้สัญญาซื้อขายแบบ Spot เป็นการซื้อมาเสริมความมั่นคงด้านพลังงาน ควบคู่กับสัญญาระยะยาว
ขณะเดียวกัน ปตท.ก็มีความสนใจจะลงทุนในแหล่งพลังงานในรูปแบบใหม่ อย่าง Shale Gas หรือก๊าซธรรมชาติที่ได้จากหินดินดาน ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซฯนอกรูปแบบ (Unconventional Gas) ที่มีปริมาณสำรองเป็นจำนวนมากในโลก โดยเฉพาะในจีนและสหรัฐอเมริกา และยังมีราคาถูกมากเมื่อเปรียบเทียบกับราคาพลังงานอื่นๆ
“ตัวนี้เราก็สนใจนะ เพราะมีเยอะมากทั่วโลก แหล่งที่ใหญ่ที่สุดอยู่ที่จีน และสหรัฐอเมริกา เรามองไปถึงเรื่องการเข้าไปลงทุนในระยะยาวเหมือนกัน แต่ตอนนี้ก็กำลังศึกษาความเป็นไปได้ คงต้องใช้เวลาอีกหลายปี เพราะเป็นเรื่องใหม่ที่ ปตท.ต้องวางแผนให้รอบคอบ”
เทคโนโลยีของ Shale Gas เพิ่งจะพัฒนาขึ้นในสหรัฐ แต่สำหรับจีนยังมีจุดอ่อนในเรื่องเทคโนโลยีและระบบโครงข่าย ดังนั้นการที่ไทย จะนำพลังงานประเภทนี้มาใช้ได้หรือไม่ จึงขึ้นอยู่กับหลายๆปัจจัย
“อย่างในอเมริกาเขาพบทั้งหมด 4-5 แหล่งใหญ่ๆ แต่รัฐบาลเขาอนุมัติให้ส่งออกเพียง 1 แหล่ง กับประเทศที่ทำเขตการค้าเสรี (FTA) ไว้เท่านั้น ซึ่งในเอเชียก็มีเกาหลีใต้กับญี่ปุ่นแค่ 2 ประเทศ ส่วนไทยซึ่งเป็นประเทศ Non-FTA อย่างจีนเขาเองก็ต้องพัฒนาเทคโนโลยีอีกนานหลายปี อย่างน้อยมองว่า 4-5 ปีข้างหน้าถึงจะเห็นก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตที่เป็น Shale Gas”
ด้านแหล่งข่าวจาก ปตท.ให้ข้อมูลเพิ่มเติมว่า หลังจากนี้ไป ปตท.อาจจะต้องพิจารณา “ทบทวนแผนการลงทุน” ในส่วนของธุรกิจก๊าซใหม่ เพราะหลายประเทศมีท่าทีชัดเจนว่าจะลดการส่งออกพลังงานในอนาคต สำหรับแหล่งนาทูน่าในอินโดนีเซีย คิดว่า ปตท.สผ.ก็คงจะมีการทบทวนเงื่อนไขการลงทุนใหม่เช่นเดียวกัน
อย่างไรก็ตามกรณีดังกล่าวได้รับการปฏิเสธจาก ไพรินทร์ ชูโชติถาวร ประธานเจ้าหน้าที่บริหารและกรรมการผู้จัดการใหญ่ ปตท. โดยเขาระบุว่า ปตท.จะไม่มีการปรับแผนจัดหาก๊าซฯ ส่วนการลงทุนของปตท.สผ. ฮุบหุ้นใหญ่ใน โคฟ เอ็นเนอร์ยี่ เพื่อลงทุนแหล่งพลังงานนอกชายฝั่งแอฟริกาตะวันออกนั้น
แม้จะมีเสียงวิจารณ์ ถึงการเพิ่มทุนครั้งใหญ่ของปตท.สผ. (เสนอขายหุ้นสามัญเพิ่มทุนจำนวนไม่เกิน 650 ล้านหุ้น) กับความคุ้มค่าในการดำเนินการในแหล่งก๊าซฯที่อยู่ห่างไกลแหล่งนี้ แต่ไพรินทร์ ยังคงยืนยันว่าเดินมาถูกทาง ในแง่โลจิสติกส์ขนส่งก๊าซฯมายังไทย ถือเป็นเส้นทางที่เหมาะสม ปลอดจากโจรสลัด เมื่อเทียบอีกหลายเส้นทาง
โดยปัจจุบัน โคฟ เอ็นเนอร์ยี่ ถือสัดส่วนร้อยละ 8.5 ในโครงการ Rovuma ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซฯขนาดใหญ่ในสาธารณรัฐโมซัมบิก คาดว่าจะมีปริมาณสำรอง มากกว่า 60 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต อีกทั้งแหล่งน้ำมัน Black Pearl Prospect อยู่ในพื้นที่บริเวณเดียวกัน โคฟยังถือสัดส่วนร้อยละ 10 ในแปลงสัมปทาน Rovuma Onshore Area รวมถึงการถือสัดส่วนร้อยละ 10-25 ในแปลงสัมปทานน้ำลึกอีก 7 แปลงในประเทศเคนยา
----------------------------------------------
ก๊าซฯ กำลังจะแซงหน้า “ถ่านหิน"
International Gas Union (IGU) ประเมินว่า ใน ปี 2573 ก๊าซฯ จะมีบทบาทแซงหน้า “ถ่านหิน” เป็นอันดับ 2 รองจากน้ำมัน โดยจะมีปริมาณเพิ่มขึ้นประมาณ 40% และเอเชียจะเป็นภูมิภาคที่ความต้องการพลังงานเพิ่มสูงขึ้นโดยมีจีนและอินเดียเป็นตัวขับเคลื่อน
แม้ถ่านหินจะยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักในเอเชีย แต่ก็จะมีความต้องการน้ำมันและก๊าซฯ เพิ่มสูงขึ้น
ขณะที่ออสเตรเลียจะกลายเป็นผู้ที่มีบทบาทในการส่งออกแอลเอ็นจี รายใหญ่ของโลกในปี 2573 เนื่องจากเป็นประเทศที่มีปริมาณสำรองมากที่สุดในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก
อย่างไรก็ตาม ออสเตรเลีย ยังมีข้อจำกัดหลายด้าน เช่น ในเรื่องต้นทุนการผลิตที่สูงเกินไป บวกกับการขาดแคลนแรงงาน และต้องการความมั่นคงทางเศรษฐกิจเพราะเป็นโครงการที่ใช้เงินลงทุนสูง
นอกจากนี้ ออสเตรเลียยังออกกฎหมายสำหรับแหล่งขุดเจาะที่จะนำมาใช้ใหม่ว่า จะต้องสำรองก๊าซฯที่ขุดได้ในแหล่งตะวันตกเพื่อใช้ในประเทศในสัดส่วน 15%
IGU ยังมองว่า การสำรวจและผลิตก๊าซฯภูมิภาคเอเชียแปซิฟิค ความร่วมมือระหว่างภาครัฐ และภาคอุตสาหกรรมจะเป็นปัจจัยสำคัญจากความเสี่ยงและต้นทุนการผลิตที่สูงขึ้น เพราะแหล่งก๊าซฯในโลกมีน้อยลง ต้องลงทุนด้านเทคโนโลยีอย่างมาก กว่าจะนำก๊าซฯขึ้นมาใช้ได้
--------------------------------------------
ปตท.วางหมาก(กล) "แอลเอ็นจี"
-การสร้างสถานีรองรับแอลเอ็นจี (LNG Terminal) ปัจจุบันรองรับได้ 5 ล้านตันต่อปี และกำลังจะขยายเป็น 10 ล้านตันต่อปี เป็นแห่งแรกในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ โดยมาเลเซีย (3 แห่ง), เวียดนาม (1 แห่ง), และสิงคโปร์ (1 แห่ง) จะทยอยสร้างเสร็จตั้งแต่ปี 2555 - 2559
-ระยะยาว มีแผนขยายการสร้างสถานีแอลเอ็นจี แห่งที่ 2 เพื่อรองรับปริมาณนำเข้าแอลเอ็นจีที่มากกว่า10 ล้านตันต่อปี
-ตั้งแต่ปี 2555 - 2557 มีแผนจัดหาแอลเอ็นจีตามสัญญาระยะสั้นและ/หรือ Spot cargo รวมทั้งสร้างความสัมพันธ์กับผู้ซื้อรายใหญ่ในภูมิภาค เพื่อสร้างอำนาจต่อรองกับผู้ขาย และหาโอกาสสร้างความร่วมมือด้านการบริหารการนำเข้าแอลเอ็นจี
-ความต้องการก๊าซแอลเอ็นจีในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป มีแผนจัดหาแอลเอ็นจีเป็นสัญญาระยะยาว
-โครงการผลิตแอลเอ็นจีใหม่ๆจะสนับสนุนให้บริษัทในกลุ่มปตท.มีโอกาสเข้าไปร่วมลงทุนใน LNG value chain เพื่อประโยชน์ในการจัดหาพลังงานในตลาดโลกต่อไป
ที่มา:กรุงเทพธุรกิจ
