เมื่อไม่นานมานี้ ผู้เขียนอ่านคอลัมน์ของ David Fickling จาก Bloomberg Opinion เรื่อง “The LNG Boom Is Losing Its Biggest Bet in Emerging Asia” ใจความสำคัญของเขาคือ ตลาดเกิดใหม่ในเอเชียที่ถูกยกให้เป็นอนาคตของก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNG ไม่เติบโตตามที่อุตสาหกรรมคาดหวัง บริษัทเชลล์ระบุถึงประเทศไทย บังกลาเทศ ฟิลิปปินส์ และเวียดนามว่าเป็นตลาดเติบโตสำคัญมาตั้งแต่รายงานแนวโน้ม LNG ฉบับแรกในปี 2560 และรายงานฉบับล่าสุดที่เผยแพร่หลังวิกฤตช่องแคบฮอร์มุซ ก็ยังคาดว่าไทยจะนำเข้า LNG ในปี 2583 มากกว่าระดับปัจจุบันถึงห้าเท่า
ในคำของ Fickling ประเทศไทยคือ “ตัวอย่างที่เด่นชัดที่สุด” ของการประเมินสถานการณ์ผิดพลาดของอุตสาหกรรมก๊าซ โดยประเทศไทยยังคงใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเกือบสองในสามของประเทศ แต่ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2569 หรือ PDP2026 ซึ่งเผยแพร่เมื่อวันที่ 8 กันยายน ตั้งเป้าเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนในระบบไฟฟ้าจากร้อยละ 20 เป็นร้อยละ 50 ภายในหนึ่งทศวรรษ และในหนึ่งจากสี่กรณีของแผน สัดส่วนนี้จะเพิ่มขึ้นสูงถึงร้อยละ 89 ราวปี 2593 เอกนัฏ พร้อมพันธุ์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ระบุว่าเหตุผลสำคัญประการหนึ่งคือการลดการพึ่งพา “การนำเข้า LNG จากตลาดจรที่มีราคาแพงและผันผวน”
น่าเสียดายที่ร่าง PDP2026 ไม่สอดคล้องกับคำพูดของรัฐมนตรี อย่างน้อยก็ในช่วง 11 ปีข้างหน้า
เดือนที่แล้ว ผู้เขียนและเพื่อนร่วมงานที่เครือข่ายการเงินเพื่อรับมือกับภาวะโลกรวน (Climate Finance Network Thailand: CFNT) เผยแพร่บทวิเคราะห์ “An Irresponsible Path to Net Zero” เพื่อวิพากษ์ร่าง PDP2026 สิ่งที่สะดุดใจพวกเรามากที่สุดคือ “สี่ทางเลือก” ที่นำเสนอให้ประชาชนพิจารณานั้นเหมือนกันทุกประการตลอดช่วงปี 2569–2580 ซึ่งแผนเรียกว่า “ระยะที่ 1” หรือระหว่างปี 2569-2580 โดยทุกทางเลือกกำหนดเหมือนกันให้มีการเพิ่มกำลังผลิตใหม่เท่ากันที่ 50,900 เมกะวัตต์ โดยกำหนดให้เป็นโรงไฟฟ้าก๊าซพลังความร้อนร่วมแห่งใหม่ 9,100 เมกะวัตต์ (เพิ่มจาก 6,300 เมกะวัตต์ในร่าง PDP2024 ที่ถูกยกเลิกไปแล้ว) รวมถึงกำลังผลิตอีก 540 เมกะวัตต์จากการปรับปรุงโรงไฟฟ้าลิกไนต์แม่เมาะ
กล่าวคือ เส้นทางเลือกที่แตกต่างกันทั้ง 4 กรณี เปิดให้เลือกหลังจากการตัดสินใจที่สำคัญที่สุดถูกกำหนดไว้แล้ว
ในระยะที่ 1 หรือระหว่างปี 2569-2580 ทุกทางเลือกกำหนดเหมือนกันให้มีการเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เท่ากันที่ 50,900 เมกะวัตต์ โดยกำหนดให้เป็นโรงไฟฟ้าก๊าซพลังความร้อนร่วมแห่งใหม่ 9,100 เมกะวัตต์ และอีก 540 เมกะวัตต์จากการปรับปรุงโรงไฟฟ้าลิกไนต์แม่เมาะ
การนำเข้า LNG ของไทยเพิ่มขึ้นเกือบเท่าตัว จาก 829 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ในปี 2564 เป็น 1,628 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในช่วงเดือน มกราคม-กรกฎาคม ในปี 2569 ขณะที่ก๊าซที่ส่งผ่านท่อจากเมียนมาลดลงประมาณร้อยละ 41 และหากย้อนกลับมาดูร่างแผน PDP 2026 ที่ระบุไว้ว่า ความต้องการก๊าซที่ 2,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันเป็นเส้นแบ่งของ “ความเสี่ยงในการนำเข้า LNG” ซึ่งไม่ว่าในกรณีไหน มีแนวโน้มว่ามันจะทะลุเส้นดังกล่าวตั้งแต่ช่วงต้นทศวรรษ 2030 และอยู่เหนือเส้นนี้ต่อเนื่องไปจนถึงปี 2580
ข้อสังเกตที่แหลมคมที่สุดของ Fickling คือ วันนี้ LNG สอบตกโจทย์สามด้านของพลังงานครบทุกข้อ ทั้งความสะอาด ราคาที่เข้าถึงได้ และความมั่นคง LNG ไม่เคยสะอาด และทุกวันนี้ก็ไม่ถูกด้วย เพียงแค่ซื้อเชื้อเพลิงมาป้อนโรงไฟฟ้าก๊าซที่มีอยู่ ก็อาจแพงกว่าการสร้างระบบโซลาร์พร้อมระบบกักเก็บพลังงานขึ้นใหม่ทั้งหมด ส่วนข้ออ้างเรื่องความมั่นคงก็พังทลายทันทีที่โดรนของอิหร่านทำให้แหล่งอุปทานราวหนึ่งในห้าของตลาดโลกถูกตัดขาด ส่งผลให้ประเทศผู้นำเข้าในเอเชียเผชิญไฟดับ ครัวเรือนไทยสัมผัสผลกระทบนี้แล้วเมื่อต้นปีที่ผ่านมา เมื่อสมมติฐานราคา LNG ในตลาดจรที่ใช้คำนวณค่า Ft หรือค่าไฟฟ้าผันแปรในบิลค่าไฟของเรา กระโดดจาก 11.6 เป็น 18.8 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู
ในเมื่อแทบเป็นไปไม่ได้ที่การเพิ่มกำลังผลิตจากก๊าซ 9,100 เมกะวัตต์ในระยะที่ 1 ระหว่างปี 2569–2580 จะช่วยให้ไทยบรรลุพันธกรณี NDC 3.0 หรือลดค่าไฟได้ และมีแต่จะยิ่งทำให้เราพึ่งพาการนำเข้า LNG มากขึ้นเท่านั้น ดังนั้น การเพิ่มโรงไฟฟ้าก๊าซใหม่จึงมองได้เพียงว่าเป็นหลักฐานอีกชิ้นหนึ่งของอิทธิพลกลุ่มล็อบบี้ธุรกิจก๊าซที่มีต่อการกำหนดนโยบายพลังงานไทย
ผู้เขียนไม่สงสัยเลยว่า การใช้โซลาร์รูฟท็อป แบตเตอรี่ และมาตรการจัดการอุปทานไฟฟ้า สามารถทดแทนกำลังผลิตไฟฟ้าจากก๊าซทั้ง 9,100 เมกะวัตต์ที่วางแผนไว้ได้ภายในปี 2580 โดยเฉพาะอย่างยิ่งเมื่อ Agora และ SDG Move ใช้ตัวเลขจากร่าง PDP มาสร้างแบบจำลองเพื่อหาทางเลือกที่มีต้นทุนเหมาะสมที่สุด และพบว่าสามารถลดกำลังผลิตจากก๊าซลงได้ 14,000 เมกะวัตต์ในปี 2583 และลดลงอีก 5,000 เมกะวัตต์ในปี 2593 โดยไม่จำเป็นต้องสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซใหม่เลย เพียงแต่ว่าจำเป็นต้องปรับเงื่อนไขสัญญาของโรงไฟฟ้าก๊าซที่มีอยู่ให้ยืดหยุ่นขึ้น เช่น ลดข้อกำหนดการผลิตไฟฟ้าขั้นต่ำ และผ่อนปรนเงื่อนไขแบบ take-or-pay ที่รัฐต้องจ่ายเงินให้แก่โรงไฟฟ้าแม้ไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าก็ตาม วิธีดังกล่าวนอกจากจะช่วยลดการพึ่งพิงการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซ มันยังช่วยทำให้เราไม่ต้องจำกัดการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วย
ทีนี้มาดูระยะที่ 2 ระหว่างปี 2581–2593 ทั้งสี่กรณีวางเดิมพันกับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็กแบบโมดูลาร์ หรือ SMR ในจำนวนเท่ากันทั้งหมด โดยตั้งเป้าหมายกำลังผลิต 300 เมกะวัตต์ภายในปี 2580 ก่อนขยายตัวถึงสามสิบเท่าเป็น 9,000 เมกะวัตต์ภายในปี 2593 โดยไม่มีแผนสำรอง หรือแปลว่าร่างแผนตั้งเป้าเพิ่มเครื่องปฏิกรณ์ 30 เท่า ในระยะเวลา 13 ปี ในประเทศที่กฎระเบียบด้านนิวเคลียร์ยังไม่ครอบคลุมการผลิตไฟฟ้าด้วยซ้ำ
นี่คือการวางเดิมพันกับเทคโนโลยีที่มีประวัติผลงานไม่สู้ดีนัก เพราะในบรรดาโครงการ SMR 127 แบบทั่วโลก มีเพียงสองแบบที่เปิดดำเนินการแล้ว ได้แก่ HTR-PM ของจีน ซึ่งใช้เวลา 11 ปีนับจากเริ่มก่อสร้างจนเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ และ KLT-40S แบบลอยน้ำของรัสเซีย ซึ่งใช้เวลา 13 ปี ส่วนในสหรัฐอเมริกา ต้นทุนประมาณการของโครงการเรือธงของ NuScale เพิ่มขึ้นมากกว่าสองเท่าระหว่างปี 2558–2566 ทำให้โครงการดังกล่าวถูกยกเลิกไป
ในเรื่องต้นทุน ร่าง PDP2026 ตั้งสมมติฐานต้นทุนของ SMR ไว้ที่ 202,164 บาทต่อกิโลวัตต์ ซึ่งต่ำกว่าต้นทุนที่เกิดขึ้นในโครงการจริงหลายแห่ง และกำหนดต้นทุนดำเนินงานไว้เพียงร้อยละ 1 ของเงินลงทุน หรือ 1,785 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อปี ซึ่งน้อยกว่าการประมาณการของ Idaho National Laboratory ที่ 4,012–7,344 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อปี พร้อมกับเมินเฉยการประเมินจาก BloombergNEF ที่ประเมินต้นทุนไฟฟ้าจาก SMR ไว้ที่ประมาณ 372 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง สูงกว่ามหาศาลเมื่อเทียบกับ 33–75 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมงสำหรับโซลาร์ฟาร์มขนาดใหญ่ในไทยปัจจุบัน (นอกจากนี้ แผนยังกันกำลังผลิตอีก 2,500–3,000 เมกะวัตต์ไว้ให้เทคโนโลยีที่ไม่แม้แต่จะระบุชื่อ และตั้งต้นทุนเท่ากับค่าเฉลี่ยของระบบ ทำให้เทคโนโลยีนี้ไม่มีวันดูแพง แต่เรื่องนี้ขอเก็บไว้พูดคราวหน้า)
ผู้เขียนคาดว่าหากโครงการ SMR ล่าช้าหรือต้องใช้งบบานปลายอย่างที่เกิดขึ้นแทบทุกแห่ง ทางออกเฉพาะหน้าที่เป็นไปได้มากที่สุดก็คือการใช้ก๊าซเพิ่มขึ้น และนั่นย่อมหมายถึงการนำเข้า LNG ที่มากขึ้นด้วย
Fickling ชี้ว่า เวียดนามกำลังลังเลที่จะยอมรับข้อเรียกร้องของผู้พัฒนาโครงการ LNG ที่ต้องการหลักประกันการรับซื้อเชื้อเพลิงสูงถึงร้อยละ 95 ต่อเนื่องเป็นเวลา 25 ปี ประเทศไทยควรตั้งคำถามเดียวกับที่เวียดนามกำลังถามว่า ทำไมเราต้องจ่ายแพงเกินควรให้โรงไฟฟ้าที่ไม่อาจรับประกันได้ แม้แต่ไฟฟ้าราคาถูกหรือความมั่นคงทางพลังงาน?
ผู้เขียนมีข้อเสนออย่างน้อยสองประการสำหรับการแก้ไขร่างแผน PDP 2026
- ประการแรก เปิดให้มีการทบทวนแผนการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในระยะที่ 1 และนำเสนอทางเลือกสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าที่แตกต่างกันอย่างแท้จริงสำหรับช่วงปี 2569–2580 ซึ่งเป็นช่วงเวลาชี้ขาดว่าไทยจะบรรลุเป้าหมายปี 2578 ภายใต้ NDC 3.0 ได้หรือไม่
- ประการที่สอง นำความเสี่ยงที่แผนยอมรับอยู่แล้วมาคิดเป็นต้นทุนให้ครบถ้วน ทั้งความผันผวนของราคา LNG ต้นทุนคาร์บอน (ทั้งนี้ ปัจจุบันการเปรียบเทียบค่าไฟในแผนยังไม่รวมต้นทุนคาร์บอนเลย แม้คณะรัฐมนตรีจะเห็นชอบในหลักการร่างพระราชบัญญัติการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศที่มีภาษีคาร์บอนเมื่อเดือนธันวาคมปีที่แล้วก็ตาม) พร้อมกันนี้ ต้องเทียบเคียงต้นทุน SMR กับโครงการที่สร้างเสร็จจริง และเตรียมแผนสำรองที่มีต้นทุนต่ำกว่า ซึ่งจากหลักฐานที่มีอยู่ในขณะนี้ก็คือการเพิ่มโซลาร์และระบบกักเก็บพลังงาน
หากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานต้องการลดการพึ่งพา LNG จากตลาดจรอย่างที่พูดจริง สิ่งที่ควรทำเป็นอย่างแรกในร่างแผน PDP2026 คือ ตัดกำลังผลิตก๊าซใหม่ที่ไม่จำเป็น 9,100 เมกะวัตต์ออกจากระยะที่ 1