"แอลเอ็นจี" ครองเอเชีย เกมต่อรองราคา "กดค่าไฟ"

ปริมาณการใช้พลังงานในไทยที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจ แม้ว่าในช่วงไตรมาสแรก (ม.ค.-มี.ค.) ของปีนี้ ปริมาณการใช้พลังงานจะปรับตัวลดลง 7% ขณะที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ปรับตัวลดลง 3% เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีที่ผ่านมา เป็นผลจากการชะลอตัวของเศรษฐกิจไทยจากปัจจัยการเมืองในประเทศ ทำให้ปริมาณนักท่องเที่ยวลดลง พ่วงกับสภาพอากาศหนาวที่ผ่านมา

อย่างไรก็ตาม สิ่งที่เกิดขึ้นเป็นเพียง "ภาพลวงตา" หรือ ปรากฏการณ์ใน "ช่วงสั้น"

เพราะอีกไม่ถึง "ทศวรรษ" จากนี้ พลังงานไทยจะเดินสู่ "จุดวิกฤติ" จากปริมาณการใช้ที่เพิ่มขึ้น สวนทางกับปริมาณการผลิต โดยเฉพาะการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ผ่านท่อส่งก๊าซฯที่กำลังจะหมดลงในเวลาอีก "ไม่เกิน 10 ปี" จากนี้ อย่างที่กูรูพลังงานหลายท่านเอ่ยอ้าง หนึ่งในนั้นคือ ประธานเจ้าหน้าที่บริหารและกรรมการผู้จัดการใหญ่ บมจ.ปตท. "ไพรินทร์ ชูโชติถาวร"

30 กว่าปีวลี "โชติช่วงชัชวาลย์" หลังประเทศไทย ขุดพบก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย กำลังจะยุติลง

ขณะที่ปัจจุบัน "ก๊าซธรรมชาติ" ยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า (ราว 70% ของปริมาณการใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า)

แล้วพลังงานไทยจะไปยังไงต่อ... !!??

ในเมื่อโรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ รวมถึงการสร้างเขื่อน ในการผลิตไฟฟ้า คือความหวังเลือนราง ขณะที่การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน (Renewable Energy) ยังเผชิญปัญหาต้นทุนการผลิตที่สูงกว่า การนำเข้าชิ้นส่วน อุปกรณ์ที่มีราคาแพงเพราะปริมาณความต้องการยังน้อย และปริมาณวัตถุดิบทางการเกษตรที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ยังแปรปรวนทั้งเรื่อง "ปริมาณ" และ "ราคา"

พลังงานทดแทน จึงไม่อาจทดแทนพลังงานหลัก จากเชื้อเพลิงฟอสซิลได้

"ก๊าซ" จึงยังคงเป็นทางเลือกหลักของพลังงานไทย ต่อไป

เพียงแต่วันนี้ เปลี่ยน "สถานะ" จากก๊าซ เป็น ของเหลว หรือ "ก๊าซธรรมชาติเหลว" (Liquefied Natural Gas- LNG)

เปลี่ยนจากการส่งก๊าซฯผ่านท่อส่งก๊าซฯ เป็นการบรรทุกผ่าน "เรือขนส่งแอลเอ็นจี" เข้ามาเทียบท่าที่สถานีรับจ่ายแอลเอ็นจี หรือ มาบตาพุด แอลเอ็นจี เทอร์มินอล ตั้งอยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จ.ระยอง ซึ่งเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ในไตรมาสสามของปี 2554

แอลเอ็นจี เทอร์มินอล แรกในอาเซียน !!

โดยในปี 2556 มีการนำเข้าแอลเอ็นจี 1.4 ล้านตัน และกำลังจะนำเข้าแอลเอ็นจี ปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ตลอดอายุสัญญา 20 ปี จาก Qatargas ผู้ผลิตแอลเอ็นจีรายใหญ่ของโลก ในปี 2558 ซึ่งเต็มกำลังการรองรับของสถานีรับจ่ายแอลเอ็นจี ในเฟส 1 ที่ปริมาณ 5 ล้านตัน และมีแผนขยายสถานีรับ-จ่ายแอลเอ็นจี ในเฟส 2 ใช้เงินลงทุน 2 หมื่นล้านบาท กำลังการรองรับแอลเอ็นจีอีก 5 ล้านตัน (รวมเป็น 10 ล้านตัน) โดยคาดจะแล้วเสร็จในปี 2560 ส่วนปริมาณการนำเข้าจริงขึ้นอยู่กับสถานการณ์ และความต้องการใช้ในปีนั้นๆ และการก่อสร้างสถานีรับจ่ายแอลเอ็นจี เฟสสาม ตามแผนแล้วเสร็จปี 2573

นี่คือสิ่งที่ปตท.กำลังพยายามดำเนินการในเรื่องนี้ อย่างขะมักเขม้น

ทว่า ปัญหาที่เกิดขึ้นกับเชื้อเพลิงประเภทนี้ นอกจากการลงทุนสูงสถานีรับจ่ายก๊าซฯด้วยมูลค่าค่อนข้างแล้ว เชื้อเพลิงดังกล่าวยังมี "ราคาแพง" เมื่อเทียบกับก๊าซฯในอ่าวไทย รวมถึงก๊าซฯพม่า ที่มีการนำเข้ามาใช้ในไทย

โดยก๊าซฯในพม่า ราคาเฉลี่ย 11 ดอลลาร์ต่อล้านบีทียู ,ก๊าซฯในอ่าวไทยราคา 8-9 ดอลลาร์ต่อล้านบีทียู ขณะที่แอลเอ็นจี มีราคานำเข้าอยู่ที่ 16-19 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ตามราคาอ้างอิงกับราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบที่นำเข้าของประเทศญี่ปุ่น (JCC)

ตัวเลขที่มีช่วงห่างดังกล่าว สะท้อนสู่ต้นทุน "ค่าไฟฟ้า" ในอนาคต ซึ่งเป็นปัญหาหนักอก ของปตท.และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่ไม่มีใครอยากเผยตัวเลขให้ตกใจกันเล่น เพราะคนที่จะหัวใจวาย คือ ผู้ใช้ไฟ (End User)

แม้ว่าการปรับขึ้นราคาค่าไฟจะไม่ได้ขึ้นอยู่กับราคาเนื้อก๊าซฯเพียงอย่างเดียว ก็ตาม แต่ก็ถือว่าเป็นต้นทุนหลักในการผลิตไฟฟ้า

ทั้งนี้ข้อมูลของกฟผ.ระบุว่า ตามสูตรการคำนวณราคา หากราคาก๊าซฯ เพิ่มขึ้น 1 บาท เท่ากับค่าไฟเพิ่มขึ้น 0.6 สตางค์

แม้ว่าสัดส่วนการใช้แอลเอ็นจีของไทย ในปัจจุบันจะมีสัดส่วนประมาณ 3% ของปริมาณการใช้ก๊าซฯทั้งหมด แต่ตามการณ์คาดการณ์ปริมาณการใช้แอลเอ็นจี จะสูงขึ้นเป็น 18-19 ล้านตัน ในปี 2568 หรือคิดเป็นสัดส่วนเพิ่มขึ้นจาก 3% ในปัจจุบันเป็น 55% ของปริมาณการใช้ก๊าซในประเทศ ในอีก 11 ปีจากนี้ ที่คำนวณไว้ที่ 6,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

นี่คือ "หายนะ" ค่าไฟที่หลายฝ่ายแสดงความห่วงใย ไม่เพียงที่ค่าไฟบ้านอยู่อาศัย ยังหมายถึงขีดแข่งขันของทุกธุรกิจและอุตสาหกรรมในประเทศจะมีขีดแข่งขันต่ำลง จากต้นทุนค่าไฟฟ้าที่สูงขึ้น หากเทียบกับฐานในปัจจุบัน

ในงานประชุมระดับโลกในอุตสาหกรรมก๊าซฯครั้งที่ 42 หรือ GASTECH 2014 จัดขึ้นที่เมืองโกยาง สาธารณรัฐเกาหลี (เกาหลีใต้) ระหว่างวันที่ 24-27 มีนาคมที่ผ่านมา ภายใต้แนวคิดการประชุมเพื่อหาทางรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติในเอเชีย ซึ่งเป็น "ผู้นำเข้าแอลเอ็นจีหลัก" ของโลก

"สองในสาม" ของการนำเข้าแอลเอ็นจีโลก อยู่ใน 4 ประเทศ ได้แก่ ญี่ปุ่น เกาหลีใต้ ไต้หวัน และจีน

โดยผู้นำเข้าแอลเอ็นจีอันดับ 1 ของโลกคือ ญี่ปุ่น ตามมาด้วยอันดับ 2 คือ เกาหลี

ทว่า ประเทศผู้นำเข้ารายใหญ่เหล่านี้ กลับยังต้องซื้อแอลเอ็นจี ใน "ราคาแพง" เมื่อเทียบกับผู้ซื้อหน้าใหม่ เนื่องจากผูกสัญญาระยะยาวไว้กับผู้ซื้อ

ขณะที่ราคาแอลเอ็นจี โดยเฉพาะในสหรัฐ (ราคา Henry Hub) หลังเมื่อ 2-3 ปีที่ผ่านมา มีการสำรวจพบ ก๊าซธรรมชาติจากชั้นหินดินดาน (shale gas) ในปริมาณสำรองมหาศาลในสหรัฐ ซึ่งถือเป็นการเปลี่ยนแปลง Resource หรือทรัพยากรพลังงานของโลกค่อนข้างรุนแรง กดให้ราคาแอลเอ็นจีในตลาดสหรัฐ ราคาเพียง 3-5 ดอลลาร์ต่อตัน ต่ำกว่าเมื่อเทียบกับราคา JCC ที่ 16-17 ดอลลาร์ต่อตัน และราคา spot ราคาซื้อขายระยะสั้น ที่ราคาค่อนข้างแปรปรวน

เกมการต่อรองราคา ของ "ญี่ปุ่น เกาหลี จีน" เพื่อปกป้องสิทธิ์ในฐานะผู้ซื้อรายใหญ่ของโลก จึงเริ่มขึ้น

กลายเป็นที่มา ของแนวคิดการจัดตั้งราคา "ASIAN Hub" หรือการกำหนดราคาแอลเอ็นจี ร่วมกันในตลาดอาเซียน ซึ่งเป็นข้อเสนอในการประชุมรอบนี้ กลายเป็น "ประเด็นร้อน" มากกว่าการแสดงความก้าวหน้าเทคโนโลยีก๊าซฯ ในการประชุมรอบนี้

"มีคนเสนอเรื่อง Asian Hub โดยเกาหลี ญี่ปุ่น จีน เริ่มคุยกันแล้ว เพราะสัญญาซื้อขายเดิมน่าจะถึงเวลาทบทวนในเร็วๆ นี้ ขณะที่อาเซียน 10 ประเทศในที่สุดก็ต้องมาคุยกัน เพราะแต่ละประเทศในอาเซียนเริ่มทำสถานีรับก๊าซแอลเอ็นจี เราก็ให้ผู้นำเข้ารายใหญ่เจรจากันไปก่อน ขณะที่สัญญาซื้อขายแอลเอ็นจีที่ปตท.ทำไว้กับกาตาร์ก๊าซ เป็นราคา JCC แต่โชคดีที่เราสัญญาแบบริวิวได้ ดังนั้นจึงมีความเป็นไปได้ที่จะต่อรองให้การนำเข้าแอลเอ็นจีล้านที่ 3-4-5 ให้ปรับลดราคาลง" ซีอีโอ ปตท.ระบุ และว่า

อีกสิ่งที่เกิดขึ้นในการซื้อขายแอลเอ็นจีได้ปีเศษ คือ การเกิดขึ้นของผู้ขายที่ไม่ใช่เจ้าของบ่อก๊าซฯ ส่วนใหญ่เป็นบริษัทน้ำมันข้ามชาติ (International Oil Company -IOC) ที่ทำตัวเองเป็นนายหน้า (Trader) ไปซื้อแอลเอ็นจีจากแหล่งต่างๆ ไว้ในครอบครอง (Portfolio Supplyer) ก่อนจะนำมาขายให้กับลูกค้าในประเทศต่างๆ ทั่วโลกที่ต้องการ

ทำให้ราคาแอลเอ็นจีมีความหลากหลาย กลายเป็นสูตรราคาลูกผสม แบบ Hybrid ไม่มากไป ไม่น้อยไป

สิ่งนี้เองที่ทำให้ ญี่ปุ่น เกาหลี ไต้หวัน และจีน มองด้วยสายตาไม่เป็นมิตร

อยากเปลี่ยนสูตรราคาเป็นเช่นนี้บ้าง

"ณัฐชาติ จารุจินดา" ประธานเจ้าหน้าที่ปฏิบัติการกลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้นและก๊าซธรรมชาติ บมจ.ปตท. ให้ข้อมูลเพิ่มเติมว่า อีกหนึ่งวิธีในการสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้กับแอลเอ็นจี นอกจากการต่อรองราคากับผู้ซื้อแล้ว สิ่งหนึ่งที่ปตท.ดำเนินการคือการพาตัวเองเข้าไปเป็น "เจ้าของแหล่ง" ก๊าซฯ เพื่อผลิตแอลเอ็นจีกลับมาใช้ในประเทศไทย

อาทิ การที่บมจ.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม หรือ ปตท.สผ. บริษัทลูกปตท.เข้าไปเป็นผู้ถือหุ้น 8.5% ในแหล่งก๊าซฯขนาดใหญ่ที่ประเทศโมซัมบิก ในโครงการ Offshore Rovuma Area1 ซึ่งพบว่ามีปริมาณสำรอง 60 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต หรือสูงกว่าสำรองของไทยถึง 6 เท่า โดยจะผลิตในเชิงพาณิชย์ได้ในปี 2562

โครงการดังกล่าวอยู่ระหว่างศึกษาการผลิตแอลเอ็นจี โดยปตท.มีแผนรับซื้อแอลเอ็นจีที่ผลิตได้จากแหล่งดังกล่าวในปริมาณ 2.6 ล้านตันต่อปี

รวมไปถึงอยู่ระหว่างศึกษาการสร้างโรงงานผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวลอยน้ำ (Floating Liquefaction Natural Gas Production หรือ FLNG) ร่วมกับบริษัทโกล่าร์ แอลเอ็นจี จำกัด (Golar LNG Limited) จากประเทศนอร์เวย์ โดยจะร่วมกันศึกษาและจะร่วมลงทุนเพื่อพัฒนาแหล่งก๊าซฯ ต่าง ๆ ทั่วโลกที่มีการสำรวจพบแล้วแต่ยังไม่สามารถพัฒนาขึ้นมาใช้ได้เนื่องจากไม่คุ้มค่าที่จะขนส่งทางท่อ โดยแผนลงทุนอยู่ในช่วงปี 2557-2561 กำลังการผลิตประมาณ 1.5-2 ล้านตันต่อปี

แหล่งข่าวจากปตท.ยังให้ข้อมูลเพิ่มเติมถึงอำนาจต่อรองราคาแอลเอ็นจีของ 10 ประเทศในอาเซียนว่า มีความเป็นไปได้ที่จะดำเนินการ เนื่องจากขณะนี้หลายประเทศในอาเซียน ได้มีการก่อสร้างสถานีรับจ่ายแอลเอ็นจี ไม่เฉพาะในไทย

"สิงคโปร์ก็มี อินโดนีเซีย เวียดนาม กำลังจะมีในอีก 3 ปี ขณะที่แอลเอ็นจี เทอร์มินัลของไทยจะรับแอลเอ็นจีเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันเป็น 10 ล้านตันในอนาคต เมื่อรวมการนำเข้าแอลเอ็นจีจากประเทศอื่นๆ ในอาเซียนอีกราว 10 ล้านตัน รวมเป็น 20 ล้านตัน เชื่อว่าน่าจะเพียงพอที่จะต่อรองราคากับผู้ซื้อได้ในระดับหนึ่ง"

"ชาครีย์ บูรณกานนท์" รองกรรมการผู้จัดการใหญ่ หน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ บมจ.ปตท. กล่าวถึงแผนการจัดหาแอลเอ็นจีของปตท.ว่า เพื่อสร้างความยืดหยุ่นและบริหารความเสี่ยงของราคา ได้กำหนดการรับซื้อเป็นสัญญาระยะยาว (Longterm) ในสัดส่วน 70% และสัญญาระยะสั้น (Short term) ในสัดส่วน 30% โดยคาดว่าปีนี้จะมีการนำเข้าแอลเอ็นจี ในปริมาณ 1.4 ล้านตัน ลดลงจากแผนที่คาดว่าจะนำเข้าในปริมาณ 2.5-3 ล้านตัน

ส่วนในปี 2558 ตามแผนจะมีการนำเข้าแอลเอ็นจี ปริมาณ 3 ล้านตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้าแอลเอ็นจีจากกาต้าร์ก๊าซ 2 ล้านตัน โดยระบุว่าราคาแอลเอ็นจีที่ซื้อจากกาต้าร์เป็นราคาที่แข่งขันได้ในช่วงเวลานั้น

ขณะที่ราคาแอลเอ็นจีในอนาคต มีแนวโน้มอ่อนตัวจากการค้นพบ Shale gas ในสหรัฐฯ ซึ่งจะส่งผลดีต่อผู้ซื้อแอลเอ็นหน้าใหม่ในการต่อรองราคากับผู้ขาย ต่างจากผู้ซื้อหน้าเดิมจากญี่ปุ่น เกาหลี ไต้หวัน จีน ที่มีสัญญาระยะยาวที่ทำไว้เดิมค้ำคอ

ชาครีย์ ยังเห็นว่า ไทยมีความพร้อมที่จะเป็น "ศูนย์กลางการค้าแอลเอ็นจีในอาเซียน" ในอนาคต หากประเมินจากสภาพทางภูมิศาสตร์ ที่อยู่ตรงกลางอาเซียน มากกว่าสิงคโปร์ หากมีการปรับกฎระเบียบการค้าพลังงานข้ามชาติของประเทศ ที่ปัจจุบันยังมีอุปสรรคอยู่มาก ขณะที่การรวมตัวของอาเซียนเป็นประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน หรือ เออีซี ที่จะเกิดขึ้นในปลายปี 2558 ยังไม่มีแผนความร่วมมือด้านพลังงานที่ชัดเจน

----------------------------------------------

"อาเซียน-จีน"

ดีมานด์พลังงานพุ่ง 80% ปี 2035

ข้อมูลสำคัญจากการประชุม GASTECH 2014 "Maarten Wetselaar" Acting Upstream International Director ของเชลล์ ระบุว่า ความต้องการใช้แอลเอ็นจีของโลก จะเพิ่มขึ้นประมาณ 12 ล้านตันต่อปี และตลาดแอลเอ็นจีจะเติบโตเพิ่มขึ้นเป็น 2 เท่าในช่วงปี 2025 - 2030 จากปี 2010 โดยตลาดหลักจะมาจากเอเชีย

โดย "อาเซียนและจีน" จะเป็นกลุ่มประเทศที่ใหญ่ที่สุดของโลกในการลงทุนเพื่อสร้างความมั่นคงพลังงานในระยะยาว โดยคาดว่า ความต้องการพลังงานของกลุ่มนี้จะเพิ่มขึ้นถึง 80% ในปี 2035

หากเปรียบเทียบต้นทุนราคา และผลของการใช้ก๊าซธรรมชาติ กับถ่านหิน เป็นดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ พบว่า ต้นทุนเชื้อเพลิง การผลิต และการดำเนินการกรณีสร้างใหม่ของก๊าซธรรมชาติ จะถูกกว่าถ่านหิน 4 เท่า

โดยเห็นว่าประเทศที่ภูมิภาคเอเชีย ควรกำหนดกลยุทธ์ คือ ประเด็นในเรื่องของราคาแอลเอ็นจี ทำอย่างไรให้ราคาแอลเอ็นจี เกิดความสมดุลระหว่างสูตรราคา JCC กับ Henry Hub ในตลาดสหรัฐฯ เพื่อให้ราคาสะท้อนความเป็นจริงของราคาเนื้อก๊าซแทนการอิงราคาน้ำมัน

ทั้งนี้ปัจจุบันประเทศผู้ซื้อรายใหญ่อย่างญี่ปุ่น และเกาหลี เริ่มมีแนวคิดที่ร่วมกันในระดับรัฐบาลและองค์กร ในการแลกเปลี่ยนข้อมูลทั้งทางตรงและทางอ้อมเพื่อจะบริหารจัดการความต้องการใช้แอลเอ็นจี รวมถึงการหันมาซื้อก๊าซทางท่อที่มีราคาต่ำกว่า เพื่อสร้างสมดุลราคากรณีราคาแอลเอ็นจีมีราคาสูง ซึ่งปัจจุบันเริ่มมีการวางท่อส่งก๊าซข้ามพรมแดน ได้แก่ รัสเซีย และเอเชียกลางไปยังจีน รัสเซียไปยังญี่ปุ่นและเกาหลี

สิ่งที่เป็นความท้าทาย คือ ต้องพิจารณาว่าจะทำอย่างไร ให้แอลเอ็นจีสามารถที่จะแข่งขันด้านราคา (Economic Price) กับเชื้อเพลิงชนิดอื่นได้

ขณะที่ Seok Hyo Jang ประธานของ KOGAS และประธานบริษัท KOGAS Union บริษัทพลังงานแห่งชาติของเกาหลีใต้ คาดว่า ในปี 2015 จีนจะมีความต้องการใช้แอลเอ็นจีเพิ่มขึ้น 4 เท่า เพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า ตามการเติบโตของเศรษฐกิจ ขณะที่ประเทศอื่นในอาเซียน อาทิ ไทยสิงคโปร์ และอินโดนีเซีย จะเพิ่มการนำเข้าแอลเอ็นจีอย่างต่อเนื่อง

ตัวเลขจากกระทรวงพลังงาน คาดการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยว่า นับจากปี 2554 - 2573 จะเพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณ 8.8% ต่อปี

นอกจากนี้ยังมีการประเมินว่าในปี 2558 ความต้องการพลังงานของโลกจะเพิ่มขึ้น 50% เมื่อเทียบกับปี 2548 โดยภูมิภาคเอเชียจะมีการบริโภคพลังงานถึง 51-56% ของการบริโภคพลังงานทั้งโลก จากปัจจุบันที่มีการใช้พลังงานอยู่ 1 ใน 3 ของโลกเท่านั้น

------------------------------------

วิกฤติไฟฟ้า สู่ วิกฤติปิโตรเคมี

ปริมาณก๊าซธรรมชาติในประเทศที่ปรับตัวลดลง ไม่เพียงส่งผลกระทบต่อภาคการผลิตไฟฟ้า สนับสนุนผู้ใช้ไฟในภาคประชาชน ภาคอุตสาหกรรม และการขนส่งเท่านั้น

ทว่า อีกปัญหาหนึ่งที่ ปตท.กำลังกุมขยับ นั่นคือ การกังวลต่อการขาดแคลนวัตถุดิบสำหรับใช้ใน "โรงปิโตรเคมีคอมเพล็กซ์" ในอนาคต ซึ่งมีก๊าซธรรมชาติ เป็นวัตถุดิบหลัก

ปัจจุบันจากปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติของไทย จำนวน 4,611 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในจำนวนดังกล่าวถูกนำมาใช้ในโรงปิโตรเคมีของกลุ่ม ปตท. สัดส่วน 19% ปริมาณ 955 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

โดยกลุ่มปตท. ถือเป็นผู้ผลิตปิโตรเคมี อันดับ 1 ในไทย และอันดับต้นๆในภูมิภาคเอเซีย

ที่ผ่านมากลุ่มปตท.มีการลงทุนในธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่น ผ่านบริษัทร่วมทุน มูลค่าการลงทุนรวมประมาณ 25,000 ล้านบาท แบ่งเป็นกำลังการผลิตรวมโอเลฟินส์ อะโรเมติกส์ และเม็ดพลาสติก ครอบคลุมการผลิตและจำหน่ายตั้งแต่ผลิตภัณฑ์ขั้นต้น ขั้นกลาง และขั้นปลาย ด้วยกำลังการผลิตโอเลฟินส์ 2.7 ล้านตันต่อปี อะโรเมติดส์ 2.4 ล้านตันต่อปี และโพลิเมอร์ 2 ล้านตันต่อปี

นอกจากนี้ ยังผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์โอลีโอเคมี พร้อมกับการให้บริการระบบโลจิสติกส์ของเม็ดพลาสติก ระบบสาธารณูปโภค การบริการซ่อมบำรุงและวิศวกรรม และที่ปรึกษาเทคนิควิศวกรรม

ในเรื่องนี้ ณัฐชาติ จารุจินดา ประธานเจ้าหน้าที่ปฏิบัติการกลุ่มธุรกิจ ปิโตรเลียมขั้นต้น และก๊าซธรรมชาติ ปตท. กล่าวว่า ขณะนี้ปตท.อยู่ระหว่างศึกษาถึงแนวทางในการแก้ไขปัญหาดังกล่าว โดยน่าจะได้ข้อสรุปภายในปีนี้

"ตอนนี้เราศึกษากันอย่างซีเรียสในกลุ่มปตท.ว่า ใครจะลงทุนอะไรส่วนไหน เราตั้งเป้าจะให้ได้ข้อสรุปในปีนี้"

โดยให้ข้อมูลต่อว่า ก๊าซธรรมชาติที่จะเหมาะสมในการนำมาทดแทนก๊าซฯในอ่าวไทย ที่ถูกนำมาใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คือ ก๊าซจากพื้นที่คาบเกี่ยวไทย -กัมพูชา แต่พูดกันมานานจนถึงขณะนี้ก็ยังไม่สามารถตกลงกันได้ระหว่างรัฐบาลไทยกับรัฐบาลกัมพูชา เพื่อร่วมกันพัฒนาพื้นที่ดังกล่าว

ดังนั้นแนวทางการรับมือก๊าซฯหมดอ่าวไทย หากการเจรจาความร่วมมือระหว่างไทย และกัมพูชา ไม่ได้ข้อสรุป โดยมีหลายแนวทาง ได้แก่

การนำเข้าวัถุดิบอื่นเข้ามาทดแทน การนำเช่นก๊าซธรรมชาติจากหินดินดาน (Shale gas) จากสหรัฐ ที่ไม่ได้สกัดเอาอีเทนออก หรือที่เรียกว่า NGLs เนื่องจากปัจจุบันสหรัฐฯควบคุมการส่งออกเฉพาะแอลเอ็นจี แต่ไม่ได้ควบคุมอีเทน จึงมีความเป็นไปได้ที่จะใช้แนวทางนี้เช่นกัน

อีกแนวทางหนึ่งคือการศึกษาความเป็นไปได้ในการขยายฐานการผลิต "แนฟทาแครกเกอร์" ที่สหรัฐ หรือที่ดูจะมีความเป็นไปได้มากที่สุด คือ การใช้ฐานการผลิตปิโตรเคมีอทเพล็กซ์ในเวียดนาม

ตามข้อมูลระบุว่าขณะนี้ปตท. อยู่ระหว่างการศึกษารายละเอียดความเป็นไปได้ของโครงการโรงกลั่นน้ำมัน และปิโตรเคมีคอมเพล็กซ์ที่เมืองบินห์ดินห์ เวียดนาม มูลค่า 2.87 หมื่นล้านดอลลาร์สหรัฐ หรือประมาณ 9.47 แสนล้านบาท โดยตั้งบริษัทฟอสเตอร์ วีลเลอร์ และพีทีที เอนเนอร์ยี่โซลูชั่นส์ (PTTES) เป็นที่ปรึกษาด้านเทคนิค และแมคคินซี ซึ่งเป็นที่ปรึกษาด้านกลยุทธ์ทางธุรกิจ คาดว่าจะได้ข้อสรุปผลศึกษาในเดือน พ.ค.นี้

หากรัฐบาลเวียดนามเห็นชอบ กลุ่ม ปตท. จะถือหุ้นในโครงการนี้ 1 ใน 3 ที่เหลือจะเป็นการถือหุ้นโดยเวียดนามและพันธมิตรอื่นๆ โดยโครงการดังกล่าวจะใช้เวลาดำเนินการต่างๆ แล้วเสร็จใน 5-6 ปีข้างหน้าหลังจากรัฐบาลอนุมัติการลงทุน

โดยโครงการดังกล่าว ประกอบด้วย โรงกลั่นขนาด 6.6 แสนบาร์เรล/วัน โรงงานโอเลฟินส์ 6.5 ล้านตัน/ปี โรงงานอะโรเมติกส์ 3.7 ล้านตัน/ปี โดยโรงกลั่นเน้นผลิตวัตถุดิบป้อนปิโตรเคมี อย่างไรก็ตาม จะมีน้ำมันดีเซล และน้ำมันเครื่องบินออกมาจำหน่ายประมาณ 3 แสนบาร์เรล/วัน

"หากนำเข้าแนฟทาแครกเกอร์ อาจจะต้องปิดโรงงานที่ไทย แล้วตั้งโรงใหม่เปลี่ยนจากสายโอเลฟินส์ เป็นแครกเกอร์แทน เหมือนเอสซีจี"

ณัฐชาติ ยังกล่าวว่า นับถอยหลังฐานการผลิตปิโตเคมีในไทยจะยาวนานเพียงใด ขึ้นอยู่กับนโยบายการใช้ก๊าซธรรมชาติในไทย เป็นหลัก

"ถ้าบอกว่าต้องเก็บก๊าซฯในอ่าวไทยไว้ก่อน แล้วให้นำเข้าแอลเอ็นจีมาก ต้นทุนก็จะไปอยู่ที่ผู้บริโภค หรือไม่ก็ต้องแยกนาฟทาแครกเกอร์ออกมาก เหมือนกับเอสซีจี กล่าวคือ ต้องเปลี่ยนวัตถุดิบไป เป็นตัวเบาข้างบน จากแอลพีจีมาจะเป็นแนฟทาฯ และถึงจะไปเป็นน้ำมัน ปกติใช้ผสมในเบนซีน ใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตปิโตรเคมี"