จากมติที่ประชุมคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน หรือบอร์ด กกพ. ในช่วงเดือน พ.ค. 2563 ได้อนุมัติออกใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (LNG Shipper) ให้แก่เอกชนใหม่ 3 ราย จากเดิมที่มีเพียง บมจ.ปตท. ผูกขาด ก่อนอนุมัติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นรายต่อมา เพื่อทดสอบระบบบริหารจัดการระบบท่อก๊าซธรรมชาติและคลังเก็บก๊าซธรรมชาติภายใต้ข้อบังคับเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (TPA Codes) รองรับแผนการเปิดเสรีก๊าซฯ
ทั้งนี้ ภาครัฐอาศัยช่วงจังหวะตลาดก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โลกอยู่ในระดับต่ำ จึงเปิดให้ภาคเอกชนที่สนใจนำเข้า LNG มายื่นขอใบอนุญาตฯ เพื่อจัดหา LNG ราคาถูกมาป้อนโรงไฟฟ้าในเครือฯ แทนการซื้อก๊าซฯ จาก ปตท. โดยบอร์ด กกพ.ได้อนุมัติให้ไลเซนส์ LNG Shipper แก่เอกชนทั้ง 3 ราย คือบมจ.กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ (GULF) บมจ.บี.กริม เพาเวอร์ (BGRIM) และบริษัท หินกองเพาเวอร์โฮลดิ้ง จำกัด (HKH) ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนที่ GULF ถือหุ้น 49% และ บมจ.ราช กรุ๊ป (RATCH) ถือหุ้น 51% เป็นที่เรียบร้อย โดยกัลฟ์ฯจ ะประเดิมการนำเข้า LNG ในช่วงปลายปี 2563
ทำให้พี่เบิ้มอย่าง “ปตท.” ก็ไม่อาจนิ่งเฉยได้ มีการหารือร่วมกับบริษัทลูกอย่าง บมจ.โกลบอล เพาเวอร์ ซินเนอร์ยี่ (GPSC) เพื่อหาแนวทางออกร่วมกันเพื่อให้เกิดประโยชน์ทั้งสองฝ่าย โดย GPSC ไม่เสียเปรียบคู่แข่งที่ได้ไลเซนส์นำเข้า LNG และ ปตท.พยายามรักษาฐานลูกค้าโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซฯ ไว้ให้มากที่สุด พร้อมกับหาตลาดใหม่เพิ่มเติม
นายวุฒิกร สติฐิต รองกรรมการผู้จัดการใหญ่หน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กล่าวว่า กลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติ ปตท.ได้มีการหารือกันเพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการเปลี่ยนแปลงที่จะเกิดขึ้นจากนโยบายเปิดเสรีก๊าซธรรมชาติ โดย ปตท.ได้ปรับเปลี่ยนรูปแบบการดำเนินธุรกิจไปสู่การเป็น Gas Marketer จากเมื่อก่อนเราเน้นการเป็น Operator Excellent หรือการผลิตเป็นเลิศ รวมทั้งแสวงหาโอกาสใน Value Chain ของก๊าซฯ ด้วย
ยอมรับว่าตลาดก๊าซฯ ภายในประเทศโตช้าลงเมื่อเทียบจากประเทศเพื่อนบ้าน ทำให้ ปตท.ตัดสินใจที่จะหันไปโตในต่างประเทศ โดยทางฝ่ายบริหาร ปตท.ได้พูดคุยกันมาเมื่อ 3-4 ปีที่แล้วเพื่อกำหนดทิศทางอนาคตที่ ปตท.มุ่งไปสู่การเป็น Gas Marketer และการโตในต่างประเทศ ซึ่งการแข่งขันเป็นสิ่งที่ไม่อาจหลีกเลี่ยงได้ ทำให้ ปตท.มีการวางแผนรองรับการแข่งขันไว้
สอดรับกับนโยบายรัฐที่ผลักดันให้ไทยเป็นศูนย์กลาง LNG ในภูมิภาคนี้ (Regional LNG Hub ) เพื่อนำเข้าและส่งออก LNG ไปยังประเทศต่างๆ ในภูมิภาคนี้ จึงเป็นโอกาสของ ปตท.ในการทำตลาด LNG ที่ประเทศเพื่อนบ้านรวมจีนตอนใต้ด้วย ซึ่ง ปตท.ได้ทดลองส่งออก LNG ไปจีนตอนใต้เมื่อช่วงต้นปี 2563 โดยการขนส่งด้วยวิธีใหม่ ISO-Container ผ่านทางรถบรรทุกแล้วต่อด้วยเรือไปจีนตอนใต้ แต่ก็ต้องชะลอไปจากผลกระทบการแพร่ระบาดโควิด-19 อย่างไรก็ตาม เร็วๆ นี้ ปตท.จะกลับมาทำตลาด LNG ส่งไปยังประเทศเพื่อนบ้านอีกครั้ง คาดว่าจะดำเนินการได้ภายในปลายปี 2563 ขึ้นกับการฟื้นตัวเศรษฐกิจและความพร้อมของกลุ่มประเทศในภูมิภาคนี้ด้วย
นายวุฒิกรมั่นใจว่า ปตท.จะนำเข้า LNG มา 1 ลำเรือก่อน ราว 6.5 หมื่นตันเพื่อทำตลาดส่งออกไปต่างประเทศในปลายปีนี้ ซึ่งเป็นการส่งออกในรัศมีห่างจากไทยไป 2 พันกิโลเมตร ครอบคลุมกลุ่มประเทศ CLMV (กัมพูชา ลาว พม่า เวียดนาม) รวมทั้งจีนตอนใต้ โดยจะขนส่งทางรถบรรทุก ISO -Container ในรูปแบบของเหลว
ปตท.ประเมินความต้องการใช้ LNG ในเวียดนาม จีนตอนใต้ รวมไปถึงกัมพูชา พม่า และฟิลิปปินส์ พบว่ามีปริมาณมากกว่า 1 ล้านตันต่อปี แต่ ปตท.วางเป้าหมายการขาย LNG ในประเทศเพื่อนบ้านในปี 2564 อยู่ที่ 1 ล้านตัน ซึ่งเชื่อมั่นว่าจะทำได้ หากภาวะเศรษฐกิจฟื้นตัวดีขึ้นจากผลกระทบโควิด-19 ภายในกลางปีหน้า มีทั้งลูกค้าที่ทำสัญญาระยะยาวและเป็นครั้งๆ ไป
ด้านคู่แข่งนั้นคงหนีไม่พ้นประเทศสิงคโปร์ที่แสดงจุดยืนต้องการเป็น Regional LNG Hub เช่นเดียวกับไทย ซึ่งเรื่องนี้นายวุฒิกรกล่าวว่า กลุ่ม ปตท.มี 2 โครงการภายใต้โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการพลังงาน (ERC Sandbox) ของ กกพ. ประกอบด้วยโครงการ Regional LNG Hub ของ ปตท. และโครงการศึกษาและพัฒนาศูนย์กลางการซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวผ่านสถานีรับจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลวของบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด. เป็นช่องทางให้ ปตท.ได้ทดลองเชิงพาณิชย์เพื่อส่งออก LNG ไปต่างประเทศ
ภายใต้แซนด์บ็อกซ์ที่การนำเข้าและส่งออก LNG ปตท.ได้รับยกเว้นการเสียภาษีนำเข้า-ส่งออก แต่จะเสียภาษีมูลค่าเพิ่ม(VAT) และมีการคิดค่าบริการเทอร์มินัล ซึ่งเป็นอัตราค่าบริการเดียวกับในประเทศ ดังนั้น ในอนาคตหากไทยต้องการเป็น Regional LNG Hub จำเป็นที่การเก็บอัตราค่าบริการเทอร์มินัลจะต้องใกล้เคียงกับสิงคโปร์ หรือประเทศคู่แข่งอื่นๆ เพื่อไม่ให้มีความเสียเปรียบจนไม่สามารถแข่งขันได้ ดังนั้นภาครัฐจำเป็นต้องมีบทบาทให้การสนับสนุนพิเศษ
ขณะเดียวกันยังเป็นการใช้ประโยชน์จากท่าเทียบเรือและสถานีรับจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal) ที่ ปตท.ได้ลงทุนทั้งที่มาบตาพุดและหนองแฟบ จังหวัดระยอง เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซฯ ในประเทศ ซึ่งเดิมคาดว่าความต้องการใช้ก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นมาก แต่ปัจจุบันความต้องการใช้ก๊าซฯ ไม่ได้สูงตามคาดการณ์ไว้ ดังนั้น การหันมาทำตลาดส่งออก LNG ไปต่างประเทศจึงเป็นทางออก ทำให้การใช้ประโยชน์จาก LNG Receiving Terminal ที่ได้ลงทุนไปแล้ว ซึ่งถือเป็นจุดแข็งในการเจาะตลาดกลุ่มประเทศที่มีความต้องการใช้ LNG ในปริมาณที่ไม่สูงมาก และไม่มีแผนลงทุนทำ LNG Receiving Terminal
“เมื่อ ปตท.ทดสอบการทำตลาด LNG ในต่างประเทศโดยใช้เกณฑ์เดิมที่มีอยู่ และอัตราค่าบริการก็เท่ากับอัตราผู้ใช้ในประเทศภายใต้แซนด์บ็อกซ์ โดยจะส่งผลสรุปต่อ กกพ.ในราว มี.ค.-เม.ย. 2564 ว่ามีกฎระเบียบใดที่ต้องปรับแก้ไขเพื่อเพิ่มความคล่องตัวในการดำเนินการและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันได้”
นายวุฒิกรย้ำว่า การนำเข้า LNG เพื่อทดลองทำการค้าเชิงพาณิชย์ในต่างประเทศเป็นก้าวสำคัญในการผลักดันให้ไทยก้าวสู่การเป็นศูนย์กลางการซื้อขาย LNG ในภูมิภาคนี้ โดย LNG ที่นำเข้ามานั้นจะไม่รวมอยู่ในเป้าหมายการนำเข้า LNG ราคาตลาดจร 11 ลำเพื่อใช้ในประเทศในปีนี้ ซึ่งปัจจุบัน ปตท.ได้มีการนำเข้า LNG ตลาดจรแล้ว 7 ลำเรือ คาดว่าคงนำเข้ามาเพื่อใช้ในประเทศเพียงเท่านี้ในปีนี้ เพราะความต้องการใช้ก๊าซฯ ในไทยชะลอตัวลง และที่ราคา LNG ตลาดจรช่วงนี้ได้ปรับราคาสูงขึ้น
สำหรับการทำตลาดก๊าซฯ ในไทย ทาง ปตท.ยังได้ส่งเสริมให้มีผู้ประกอบการมากรายจำหน่าย LNG แก่โรงงานอุตสาหกรรมต่างๆ นอกแนวท่อก๊าซฯ เพื่อส่งเสริมการแข่งขัน ล่าสุดมีผู้ประกอบการกว่า 10 รายที่ซื้อ LNG จาก ปตท.ไปจำหน่ายให้โรงงานอุตสาหกรรม รวมทั้ง บมจ.ดับบลิวเอชเอ คอร์ปอเรชั่น (WHA) เองก็ทำสัญญาซื้อก๊าซฯ ผ่านท่อแล้วเชื่อมท่อเข้าโรงงานของลูกค้านิคมฯ ด้วย ซึ่ง ปตท.ดำเนินการมาก่อนที่ กกพ.จะออกไลเซนส์ LNG Shipper ให้กับบริษัทเอกชนใหม่ทั้ง 3 ราย
ปตท.ยังได้ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือทางธุรกิจในธุรกิจก๊าซฯ และ LNG กับ บมจ.บ้านปู เมื่อต้นปี 2563 เพื่อหาศึกษาโอกาสร่วมกันในการทำธุรกิจว่ามีรูปแบบใดได้บ้าง เบื้องต้นคาดว่าอาจจะเป็นความร่วมมือในประเทศก่อน และมีโอกาสขยายไปยังต่างประเทศ เนื่องจากบ้านปูมีการลงทุนในแหล่ง Shale Gas ที่สหรัฐอเมริกา ดังนั้นการร่วมมือดังกล่าวจึงเป็นการอาศัยความเชี่ยวชาญหรือจุดแข็งของแต่ละฝ่ายเพื่อร่วมมือทำธุรกิจในภูมิภาคนี้ โดยมีกรอบการศึกษาประมาณ 1-2 ปี คาดว่าจะมีความชัดเจนมากขึ้นในช่วงปลายปีนี้ถึงกลางปี 2564
สำหรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ ในอนาคตควรปล่อยให้มีการแข่งขันโดยใช้กลไกตลาดเป็นตัวกำหนด และให้ผลตอบแทนสะท้อนต้นทุนการลงทุน ขณะที่ค่าบริการในปัจจุบันแยกเป็นตามโซนพื้นที่ เช่น ในทะเล บนบก เป็นต้น ที่ผ่านมา ปตท.คิดราคาก๊าซฯ แบบ Cost plus กล่าวคือต้นทุนก๊าซฯ บวกค่าดำเนินการต่างๆ ซึ่งเป็นโครงสร้างที่ กกพ.กำหนดอัตราค่าบริการอยู่แล้ว ส่วนในอนาคตโครงสร้างราคาก๊าซฯ จะเปลี่ยนแปลงหรือไม่ขึ้นกับนโยบายรัฐ
ที่ผ่านมา ปตท.ดำเนินการจัดหา LNG ตลาดจร ได้เปิดให้มีการเสนอราคาเข้ามาแข่งขัน แล้วเลือกผู้ที่เสนอราคาต่ำสุด ก่อนจะนำไปเกลี่ยราคาก๊าซฯ จากส่วนอื่นแล้วบวกค่าดำเนินการ โดยราคานำเข้า LNG ตลาดจรปีนี้เฉลี่ยอยู่ 2.5 เหรียญสหรัฐ/ล้านบีทียู ซึ่งมีล็อตที่นำเข้ามาต่ำสุด 1.78 เหรียญสหรัฐ/ล้านบีทียู
ส่วนราคา LNG ตามสัญญาระยะยาวที่ ปตท.นำเข้ามาปีละ 5.2 ล้านตัน พบว่ามีราคาเฉลี่ย 6 เหรียญสหรัฐ/ล้านบีทียู สะท้อนราคาน้ำมันที่ต่ำ ซึ่งเป็นระดับราคาก๊าซฯ ที่ใกล้เคียงราคาก๊าซฯ ที่รับซื้อในอ่าวไทยและพม่า
ดังนั้น การดำเนินงาน ปตท.ในช่วง 3-4 ปีนี้เป็นการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการเปิดเสรีก๊าซฯ รวมทั้งเป็นหัวหอกสำคัญที่ผลักดันให้ไทยก้าวสู่การเป็นศูนย์กลางการซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวในภูมิภาคนี้
