“ไทยต้องลดผลิตไฟจากก๊าซเหลือ 20% จึงจะบรรลุเป้าเป็นกลางคาร์บอน” วิจัย

เปิดผลวิจัยบทบาทของก๊าซธรรมชาติต่อการมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนของประเทศไทยชี้ต้องลดสัดส่วนผลิตไฟจากก๊าซให้เหลือน้อยกว่า 20% ในปี 2050 ไทยถึงเป็นกลางทางคาร์บอนได้จริงตามเป้า

เผย 3 ปัจจัยท้าทาย คือไทยต้องพึ่งพาการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพิ่ม” “การลงทุนเพิ่มในโครงสร้างพื้นฐานรองรับการใช้ก๊าซธรรมชาติและการนำเข้า LNG ที่อาจทำให้ไทยเสี่ยงติดกับดักคาร์บอนและการที่ก๊าซธรรมชาตินั้นมีบทบาทสำคัญในการสร้างความมั่นคงให้กับโครงข่ายไฟฟ้า ในการรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้มากขึ้น

ระบุแผนพลังงานยังไม่ยืดหยุ่นมากพอเสี่ยงทำไทยไม่บรรลุความเป็นกลางทางคาร์บอน

สนพ. ระบุ ทิศผลิตไฟ แผน PDP 2024 “มุ่งลดสัดส่วนเชื้อเพลิงฟอสซิลเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนระยะเปลี่ยนผ่าน 15 ปีสู่เป้าเป็นกลางทางคาร์บอนใน 41 ปี (2065)

ด้าน สถาบันปิโตรเลียมฯ เสนอหาตลาดใหม่ สำหรับ LNG หลังไทยมุ่งลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ

(ภาพ : energynewscenter)

มุ่งลดสัดส่วนฟอสซิลระยะเปลี่ยนผ่าน 15 ปี” PDP 2024

การเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศส่งผลกระทบกับทุกคนอย่างชัดเจน ทั้งอากาศที่ร้อนขึ้น เกิดภัยแล้ง ฝนตกน้ำท่วมที่ไม่ตรงตามฤดูกาล ผลกระทบเหล่านี้ประเทศไทยตระหนักเป็นอย่างดี จึงมีการประกาศเป้าหมายการมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ของประเทศไทยในค..2050 และการมุ่งสู่เป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero) ภายในค..2065 ในการประชุม COP26  ซึ่งสนพ.เองได้จัดทำแผนพลังงานชาติโดยตระหนักดีว่าภาคพลังงานปล่อยก๊าซคาร์บอนสูงที่สุด

ดังนั้นนอกจากการที่มุ่งเน้นสร้างความมั่นคงและความสามารถในการแข่งของประเทศแล้ว ยังมีเรื่องของความยั่งยืน สิ่งแวดล้อมเพื่อมุ่งสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน 

แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP 2024) ที่กำลังรับฟังความคิดเห็นอยู่ในขณะนี้  มีทิศทางว่าจะมีการจัดหาเชื้อเพลิงฟอสซิล ทั้งถ่านหิน และก๊าซธรรมชาติลดลง ขณะเดียวกันได้เพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน มากขึ้น  ซึ่งทิศทางการขับเคลื่อนนโยบายพลังงานนั้นมีความสอดคล้องกับเรื่องของสิ่งแวดล้อม

โดยในระยะ10-15 ปีนี้จะอยู่ในช่วงเปลี่ยนผ่านทางพลังงาน จากนั้นรัฐจะมุ่งสู่ระยะการเปิดเสรีกิจการไฟฟ้า รวมถึงการเป็น LNG  Hub (ศูนย์กลางซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว) ในระยะต่อไป

ศศิธร เจษฎาฐิติกุล ผู้อำนวยการกองยุทธศาสตร์และแผนงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กล่าวเปิดงานสัมมนาสาธารณะในหัวข้อ “GasLens: บทบาทของก๊าซธรรมชาติต่อการมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนของประเทศไทย (Roles of gas towards carbon neutrality in Thailand)” ที่ รร.เซ็นทารา แกรนด์ ลาดพร้าว วันนี้ (18 มิ.. 2567) ซึ่งจัดโดยโครงการพลังงานสะอาด เข้าถึงได้และมั่นคง สำหรับภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ (Clean, Affordable, and Secure Energy for Southeast Asia: CASE) โดยองค์กรความร่วมมือระหว่างประเทศของเยอรมัน (GIZ) สถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย (ERI) และ Agora Energiewende โดยมีสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เป็นพันธมิตรจากภาครัฐประจำโครงการ

ศศิธร เจษฎาฐิติกุล (ภาพ : TDRI)

จะบรรลุได้ ต้องลดผลิตไฟจากก๊าซให้เหลือน้อยกว่า 20%” งานวิจัย

การลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าของไทยมีความสำคัญอย่างมากที่จะช่วยให้ประเทศบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ในปี พ.. 2565

การใช้ก๊าซธรรมชาติปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ประมาณ 74 ล้านตันคาร์บอน โดยประมาณร้อยละ 68 มาจากการผลิตไฟฟ้า

นอกจากนี้ การลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้า หรือการมีสัดส่วนพลังงานไฟฟ้าสะอาดเพิ่มมากขึ้น ยังช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการลดก๊าซคาร์บอนในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรมที่เปลี่ยนมาใช้พลังงานไฟฟ้าทดแทนการใช้น้ำมันและถ่านหิน (Electrification) เช่น การใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EVs) เป็นต้น

โดยผลการศึกษาแบบจำลองฉากทัศน์ (Scenario) ภาคพลังงานหลายชิ้นพบว่า การที่ประเทศไทยจะบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนได้ สัดส่วนของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าจะต้องลดลงเหลือน้อยกว่าร้อยละ 20 ในค.. 2050 หรือพ. 2593” ดร.สิริภา จุลกาญจน์ นักวิจัย สถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย (ERI) และ ดร.ศุภวรรณ แซ่ลิ้ม นักวิจัย Agora Energiewende นำเสนอผลการศึกษา

ดร.ศุภวรรณ แซ่ลิ้ม (ภาพ : TDRI)
ดร.สิริภา จุลกาญจน์ (ภาพ : TDRI)

3 ปัจจัยเสี่ยงความท้าทายสำคัญ

“3 ปัจจัยสำคัญที่จะส่งผลกระทบต่อเส้นทางการบรรลุความเป็นกลางทางคาร์บอนของไทยคือ

1.การที่ประเทศไทยจำเป็นต้องพึ่งพาการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพิ่มมากขึ้นเพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้าเนื่องจากมีทรัพยากรก๊าซธรรมชาติที่ผลิตภายในประเทศน้อยลงทำให้มีแนวโน้มที่จะเผชิญกับความเสี่ยงด้านความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติและราคาก๊าซธรรมชาติที่ผันผวนตามปัจจัยโลกมากขึ้น

การมีแผนรองรับความเสี่ยง เช่น การศึกษาความเป็นไปได้ในการค้นพบแหล่งก๊าซธรรมชาติแหล่งใหม่ และกลยุทธ์การนำเข้า LNG แบบกระจายความเสี่ยง (Diversified portfolios) จึงมีบทบาทสำคัญในการวางแผนกลยุทธ์เพื่อลดผลกระทบจากความเสี่ยง (Risk mitigation strategies)

2. การลงทุนเพิ่มในโครงสร้างพื้นฐานรองรับการใช้ก๊าซธรรมชาติและการนำเข้า LNG อาจจะส่งผลกระทบให้ประเทศไทยเผชิญความเสี่ยงในการติดกับดักคาร์บอน (Carbon lock-in) ซึ่งเป็นต้นทุนที่ทำให้ประเทศไทยมีความยืดหยุ่นน้อยในการเปลี่ยนไปใช้พลังงานสะอาดที่ต้นทุนถูกกว่าในอนาคต และมีความเสี่ยงที่การลงทุนนี้จะกลายเป็นสินทรัพย์ด้อยค่า (Stranded Assets) หากจำเป็นต้องเปลี่ยนแผนเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคต

ประกอบกับความไม่แน่นอนของเทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage หรือ CCS) และเทคโนโลยีการดักจับ การใช้ประโยชน์ และกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture, Utilization and Storage หรือ CCUS) ที่อาจจะทำให้ต้นทุนในการบรรลุความเป็นกลางทางคาร์บอนเพิ่มขึ้นหากยังคงใช้ก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนที่สูงและ

3. ก๊าซธรรมชาติมีบทบาทสำคัญในการสร้างความมั่นคงให้กับโครงข่ายไฟฟ้าในการรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้มากขึ้น

โดยโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติสามารถเพิ่มความยืดหยุ่นให้ระบบไฟฟ้า (Flexible generation) ในการผลิตไฟฟ้าในช่วงที่มีความต้องการใช้สูง (Peak demand) ในขณะที่การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมไม่สามารถผลิตได้สองนักวิจัยเปิดเผย

(ภาพ : TDRI)

ต้องปรับโครงสร้างกลไกตลาดตอบสนองความต้องการพลังงานสะอาดโลก

จำเป็นต้องมีการปรับโครงสร้างกฎระเบียบและกลไกตลาดรูปแบบใหม่ (New regulatory and market mechanisms) รวมถึงการลงทุนเพิ่มเติม เพื่อพัฒนาความสามารถของห่วงโซ่อุปทานก๊าซธรรมชาติ และการสร้างแรงจูงใจทางการเงินในการลงทุน

แนวโน้มของโลกที่ให้ความสำคัญต่อความยั่งยืนและการบรรลุเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ ส่งผลกระทบต่อความสามารถในการแข่งขันทางเศรษฐกิจประเทศ เพราะไทยพึ่งพาการส่งออกและงานบริการจากต่างประเทศมากกว่าร้อยละ 50 ของผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ (GDP)

ดังนั้นหากประเทศไทยไม่สามารถตอบสนองความต้องการการใช้พลังงานสะอาดที่เพิ่มขึ้นของภาคธุรกิจ ก็อาจจะส่งผลกระทบต่อความสามารถในการแข่งขันของภาคธุรกิจในไทย ทำให้มีการย้ายฐานการผลิตไปประเทศอื่นแทคณะผู้วิจัยระบุ

(ภาพ : mgronline / energynewscenter)

ชี้แผนพลังงานยังไม่ยืดหยุ่นมากพอ ที่จะตอบรับความท้าทายใหม่

การพัฒนาแผนพลังงานของไทยยังขาดความยืดหยุ่นและไม่คล่องตัวซึ่งอาจไม่เท่าทันต่อแนวโน้มการเปลี่ยนแปลงของโลกทั้งด้านเทคโนโลยีและราคาเนื่องจากกระบวนการทำแผนพัฒนาในด้านพลังงานยังใช้ข้อมูลและสมมติฐานในอดีตที่อาจจะไม่เท่าทันต่อสถานการณ์ในปัจจุบันและต้องผ่านการเห็นชอบโดยคณะทำงาน

นอกจากนี้หากแผนที่เกี่ยวข้องกับการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนมีการปรับเปลี่ยนก็จะส่งผลให้ต้องมาปรับแผนพลังงานใหม่ได้

จากสถานการณ์ปัจจุบันประเทศไทยมีแผนพลังงานแห่งชาติเป็นแนวทางถึง ค..2037  ซึ่งมีแนวโน้มว่าแผนดังกล่าวอาจจะยังมีความเสี่ยงและความท้าทาย ที่ไม่สามารถทำให้ประเทศไทยบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนได้ภายในค..2050

ทั้งนี้ ร่างแผน PDP2024 ที่ยังคงใช้ก๊าซในปริมาณที่สูงนั้น หากต้องการบรรลุเป้าความเป็นกลางทางคาร์บอนจำเป็นต้องพึ่งเทคโนโลยี CCS ซึ่งปัจจุบันยังมีต้นทุนสูง หากจะต้องการให้ CCS มีความคุ้มค่า ภาครัฐจำเป็นต้องออกมาตรการกลไกราคาคาร์บอน (Carbon Pricing) หรือชดเชยเพื่อให้การพัฒนาโครงการดังกล่าวดำเนินไปได้

ส่วนการใช้พลังงานใหม่อย่างไฮโดรเจน ในภาคการผลิตไฟฟ้านั้นอาจจะยังไม่ใช่ทางเลือกที่มีประสิทธิภาพ ทั้งเชิงผลกระทบทางเทคนิคและต้นทุนในระยะสั้นและระยะกลาง และควรพิจารณาการนำไปใช้ในภาคอื่น ๆ ที่ทางเลือกในการลดก๊าซคาร์บอนน้อยกว่า และมีความคุ้มค่าในการลงทุนมากกว่าคณะผู้วิจัยระบุ

ดร.เรืองศักดิ์ ฐิติรัตน์สกุล า (ภาพ : TDRI)

หาตลาดใหม่ สำหรับ LNG หลังไทยมุ่งลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ.ปิโตรเลียมเสนอ

ประเทศไทยมีศักยภาพมากในการเป็น Regional LNG Hub ซึ่งโครงสร้างพื้นฐานในปัจจุบันมีความสามารถในการรองรับการนำเข้า LNG ได้ 19 ล้านตันต่อปีและตามแผนจะขยายได้ถึง 30 ล้านตันต่อปีในปีค.. 2028

สำหรับในระยะยาว หากความต้องการ LNG ลดลง โครงสร้างพื้นฐานเดิมของ LNG จะทำอย่างไรนั้น มองว่าในสถานการณ์จริงจะมีเวลาให้ภาคส่วนต่างๆ ได้ปรับตัว โดยค่อยๆ ทยอยลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ หรือ LNG ลงไม่ได้ลดการใช้ทั้งหมดในทันที

และยังคงมีอีกหลายแนวทาง เช่น การให้ไทยเป็นศูนย์กลางในการส่งออก LNG ไปยังตลาดเล็ก เช่นกลุ่มประเทศ CLMV (Cambodia, Laos, Myanmar, and Vietnam) อย่างในประเทศในอาเซียน ที่แต่ละประเทศมีเป้าการมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนในกรอบเวลาที่แตกต่างกัน ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศอื่นๆ ยังมีอยู่ในระยะเวลาอย่างน้อย 20 ปี

ส่วนความเป็นไปได้ในการนำโครงสร้างพื้นฐานของ LNG ไปรองรับพลังงานไฮโดรเจนในอนาคตนั้น เห็นว่าสามารถปรับเพื่อนำไปใช้ประโยชน์ได้ เช่น การนำเข้า LNG มาผลิตไฮโดรเจนผ่านกระบวนการ methane pyrolysis

อย่างไรก็ตาม อีกหนึ่งแนวคิดคือการใช้ประโยชน์จากก๊าซชื้น หรือ Wet LNG ซึ่งทั้งนี้จะขึ้นอยู่กับความเป็นไปได้ในการบริหารการจัดหา Wet LNG ผ่านการลงทุนในแหล่งผลิตในต่างประเทศ (equity investment)” ดร.เรืองศักดิ์ ฐิติรัตน์สกุล ที่ปรึกษาสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย กล่าวในเวที

ดร.ปราโมทย์ ผึ้งจินดา (ภาพ : TDRI)

ในการพัฒนาธุรกิจไฮโดรเจนให้เติบโตในประเทศไทยนั้นประเทศไทยจำเป็นต้องดำเนินการตามขั้นตอนเชิงกลยุทธ์โดยพิจารณาจากระดับความต้องการที่คาดการณ์ไว้หากความต้องการใช้ไฮโดรเจนในระยะแรกอยู่ในระดับต่ำประเทศไทยอาจจำเป็นต้องบูรณาการการใช้ไฮโดรเจนในหลายภาคส่วนร่วมกับเทคโนโลยีอื่นๆเพื่อเพิ่มปริมาณการใช้ให้อยู่ในระดับที่คุ้มค่าสำหรับการสร้างธุรกิจไฮโดรเจน

อย่างไรก็ตาม หากมีความต้องการใช้ไฮโดรเจนในระดับสูงตั้งแต่เริ่มต้น ประเทศไทยจำเป็นต้องดำเนินการใน 3 ด้านหลักควบคู่กันไป ได้แก่ ระบุและจัดหาแหล่งผลิตไฮโดรเจน เตรียมความพร้อมโครงสร้างพื้นฐานด้านไฮโดรเจน โดยเฉพาะระบบขนส่งและโลจิสติกส์ จัดทำแผนแม่บทระดับประเทศสำหรับการพัฒนาเทคโนโลยีไฮโดรเจนของไทยดร.ปราโมทย์ ผึ้งจินดา ที่ปรึกษาอาวุโสโครงการพลังงาน International Hydrogen Ramp-up Programme จากองค์กรความร่วมมือระหว่างประเทศของเยอรมัน (GIZ) ให้ความเห็นเพิ่มเติม