“สนธิรัตน์” ชง 4 แผนพลังงาน เข้า กพช. 19 มี.ค.นี้
ที่ประชุม กบง. ผ่านร่าง 4 แผนหลักด้านพลังงาน “ไฟฟ้า-ทดแทน-อนุรักษ์-ก๊าซ” เตรียมเสนอ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)เห็นชอบ 19 มี.ค.นี้
นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เผยผลการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ว่า ที่ประชุมเห็นชอบร่างแผนด้านพลังงานสำคัญ 4 แผนที่ได้ปรับปรุงใหม่ ได้แก่ ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกพ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP 2018) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 -2580 (EEP 2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 -2580 (Gas Plan 2018) โดยจะนำเสนอต่อที่ประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)เพื่อขอความเห็นชอบในวันที่ 19 มี.ค.นี้
สำหรับร่างแผน PDP 2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ใช้หลักการและสมมติฐานตาม PDP 2018 โดยคงเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ไว้ตลอดช่วงแผนถึงปี 2580 ที่ 56,431 เมกะวัตต์ ทำให้การกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งสิ้นที่ปลายแผน PDP คงเดิมที่ 77,211 เมกะวัตต์
แต่จะปรับเปลี่ยนแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงฟ้าพลังงานหมุนเวียน และโรงไฟฟ้าหลักที่ใช้ฟอสซิล โดยปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ใหม่) ในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยมีเป้าหมายรวมคงเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ ลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ลง และเพิ่มเป้าหมายโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของ กฟผ. 69 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
และเพิ่มนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (ชีวมวล), ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย), ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และ Solar hybrid เข้าระบบตั้งแต่ปี 2563–2567 มีกำลังผลิตรวม 1,933 เมกะวัตต์
พร้อมชะลอโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐภาคใต้ ปีละ 60 เมกกะวัตต์ จากปี 2564– 2565 ไปเป็นปี 2565–2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ และเร่งรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานลม จากเดิมปี 2577 มาเป็นปี 2565 (5) ใช้ตามสมมติฐานเดิม PDP 2018 ในการรับซื้อโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (ที่ไม่ใช่โรงไฟฟ้าชุมชน) ภายหลังปี 2567 ซึ่งค่าไฟฟ้าเฉลี่ย PDP2018 อยู่ที่ 3.5799 บาท/kWh PDP2018 Rev.1 อยู่ที่ 3.6366 บาท/kWh หรือเพิ่มขึ้น 0.0567 บาท/kWh
ส่วน ร่าง AEDP 2018 ปรับเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนในภาคการผลิตไฟฟ้า ตามนโยบาย Energy For All ในการสร้างโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยในปี 2563 – 2567 จะมีพลังงานชีวมวล, ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย), ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และ Solar hybrid กำลังผลิตรวม 1,933 เมกกะวัตต์ ปรับลดสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพตามทิศทางการใช้พลังงานในอนาคต คงเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ในปี 2580 และยังคงเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์
และ ร่าง EEP 2018 ยังคงรักษาระดับเป้าหมายการลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity: EI) ลงร้อยละ 30 ภายในปี 2580 เมื่อเทียบกับปี 2553 สามารถลดการใช้พลังงาน 49,064 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) โดยใช้ 3 กลยุทธ์คือ ภาคบังคับด้านกฎระเบียบ ภาคส่งเสริมด้วยการจูงใจทางการเงิน และภาคสนับสนุนด้านพัฒนาบุคลาการ การวิจัยและพัฒนา มุ่งสู่ 5 กลุ่มเป้าหมาย สาขาอุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และการขนส่ง โดยเป็นการเพิ่มภาคเกษตรกรรมเข้ามาเพื่อสร้างการมีส่วนร่วม ทั้งนี้ คาดว่าจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานของประเทศในช่วงปี 2561 – 2580 รวม 54,371 ktoe คิดเป็นมูลค่าเงินที่จะประหยัดได้ราว 815,571 ล้านบาท ช่วยลดการจัดหาโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 4,000 เมกะวัตต์ และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ได้ประมาณ 170 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (Mt-CO2)
ร่าง Gas Plan 2018 ความต้องการใช้ก๊าซในภาพรวมในปี 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ย 0.7% ต่อปี หรืออยู่ที่ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยมีแนวโน้มการใช้เพิ่มขึ้นในภาคการผลิตไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรม ขณะที่ความต้องการใช้ในโรงแยกก๊าซและภาคขนส่งลดลง
ทั้งนี้สถานการณ์ก๊าซธรรมชาติได้เปลี่ยนแปลงไปจาก Gas Plan เดิมโดยก๊าซธรรมชาติในประเทศสามารถผลิตได้ต่อเนื่องหลังจากการประมูลแหล่งก๊าซบงกชและเอราวัณเป็นผลสำเร็จ ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมตามร่างแผนใหม่ในช่วงปลายแผนอยู่ที่ระดับ 26 ล้านตันต่อปี น้อยกว่าเดิมที่คาดไว้ที่ 34 ล้านตันต่อปี ในปี 2580 ความต้องการใช้ในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะอยู่ที่ 3,603 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
สำหรับการจัดหาก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 Rev.1 มีความจำเป็นต้องเตรียม LNG Terminal ในภาคใต้ (5 ล้านตันต่อปี ) ในปี 2570 และการจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายท่อบนบกจะเพียงพอใช้ถึงปี 2562 ทั้งนี้ ตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป ต้องมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมให้เพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ซึ่งต้องมีการบริหารจัดการระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมต่อไป
