แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580  (Gas Plan 2018)  

แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) มีวัตถุประสงค์หลักเพื่อ “จัดหาก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศ ในราคาที่เป็นธรรม รวมทั้ง บริหารจัดการ ระบบโครงสร้างพื้นฐานให้มีความมั่นคงและมีประสิทธิภาพ รองรับการพัฒนาเศรษฐกิจ สังคม โดยค านึงถึง สมดุลสิ่งแวดล้อม” เชื่อมโยงกับยุทธศาสตร์ชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 ในประเด็นยุทธศาสตร์ที่ 2 ด้านการ สร้างความสามารถในการแข่งขัน โดยส่งเสริมการจัดหาพลังงานให้เพียงพอเพื่อเป็นฐานความมั่นคงด้านพลังงาน ของประเทศ ตลอดจนการพัฒนาอุตสาหกรรมด้านพลังงานที่มีมูลค่าเพิ่ม รวมทั้งการเสริมสร้างความมั่นคง ด้านพลังงาน โดยการจัดหาและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน บริหารจัดการพลังงานให้มีประสิทธิภาพ และมีการแข่งขันอย่างเป็นธรรม มีราคาที่เหมาะสม และการสร้างโครงสร้างพื้นฐานที่รองรับการใช้พลังงาน ในรูปแบบต่างๆ เพื่อสนับสนุนภาคการผลิต บริการ และการขนส่ง รวมทั้งเชื่อมโยงกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจ และสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 12 ยุทธศาสตร์ที่ 7 การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานและระบบโลจิสติกส์ เป้าหมายที่ 4 การพัฒนาด้านพลังงาน ในการจัดหาพลังงานให้เพียงพอ สร้างความมั่นคงในการผลิตพลังงาน ส่งเสริมให้ ประเทศไทยเป็นศูนย์การซื้อขายพลังงาน และเพิ่มโอกาสของไทยในการพัฒนาพลังงานในภูมิภาคอาเซียน นอกจากนี้ ยังเชื่อมโยงกับแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ด้านที่ 3 ด้านปิโตรเลียมและปิโตรเคมี ประเด็น ปฏิรูปที่ 7 การพัฒนาอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย การจัดหาก๊าซธรรมชาติให้มีความต่อเนื่อง  การใช้โครงสร้างพื้นฐานพลังงานที่เกี่ยวข้องกับก๊าซธรรมชาติให้เกิดประโยชน์สูงสุด การส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ในการประกอบธุรกิจพลังงาน และการสร้างโอกาสให้ประเทศไทยกลายเป็นศูนย์กลางการค้าก๊าซธรรมชาติเหลว ของภูมิภาค (Regional LNG Trading Hub)  

1. บทน า

การใช้พลังงานของประเทศไทยในอดีตส่วนใหญ่จะพึ่งพิงการใช้น้ ามันและถ่านหินเป็นหลัก จนกระทั่ง

เมื่อประเทศไทยมีการส ารวจพบแหล่งก๊าซธรรมชาติ โดยเริ่มผลิตตั้งแต่ปี 2524 เพื่อเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้า บางปะกง และเริ่มขยายไปสู่การใช้ในโรงงานอุตสาหกรรมทดแทนการใช้ถ่านหินและน้ ามันเตา ต่อมาในปี 2528 ประเทศไทยได้เปิดใช้งานโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 จังหวัดระยอง เพื่อแยกผลิตภัณฑ์ต่างๆ เนื่องจาก ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยจะมีมีเทนอยู่ประมาณร้อยละ 65 ส่วนที่เหลือจะเป็นไฮโดรคาร์บอนที่น าไปใช้สร้าง มูลค่าเพิ่มในรูปของก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และสารตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี โดยการน าก๊าซธรรมชาติ ที่สามารถผลิตได้ในประเทศมาใช้ นอกจากเป็นการเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศแล้ว  ก๊าซธรรมชาติยังเป็นเชื้อเพลิงที่สะอาดและมีราคาถูกกว่าเชื้อเพลิงบางชนิด รัฐบาลจึงมีนโยบายในการส่งเสริม การใช้ก๊าซธรรมชาติส่งผลให้ความต้องการใช้เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยในปี 2547 เริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติ ส าหรับยานยนต์ (NGV) ใช้ในเชิงพาณิชย์ ทั้งนี้ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของไทยเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยค่อนข้างคงที่ในช่วง 5 ปีที่ผ่านมา (พ.ศ. 2557 - 2561) ซึ่งการใช้ในภาคอุตสาหกรรม และการใช้ใน โรงแยกก๊าซ เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 3.9 และ 1.4 ต่อปี ตามล าดับ ขณะที่การใช้ในภาคการผลิตไฟฟ้าและการใช้ ภาคขนส่ง (NGV) ลดลงเฉลี่ยร้อยละ 0.5 และ 8.7 ต่อปี ตามล าดับ ดังแสดงในรูปที่ 1 

รูปที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2524 - 2561 

  การจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องเพื่อให้เพียงพอกับความต้องการใช้ ตั้งแต่ปี 2524 ที่ประเทศไทยเริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งภายในประเทศโดยมีการส ารวจและผลิตเพิ่มขึ้น อย่างต่อเนื่อง ต่อมาปี 2541 เริ่มมีการน าเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาประเทศเมียนมา และต่อมา ได้น าเข้าเพิ่มจากแหล่งเยตากุน และซอติก้า จนถึงปัจจุบัน อย่างไรก็ดี ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้น ประกอบกับมีการพัฒนาเทคโนโลยีในการขนส่งก๊าซธรรมชาติในรูปก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ส่งผลให้ ในปี 2554 ประเทศไทยเริ่มมีการน าเข้า LNG โดยมีการจัดหาที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งในปี 2561 สัดส่วน การจัดหาก๊าซธรรมชาติร้อยละ 72 เป็นการผลิตจากแหล่งภายในประเทศ รองลงมาเป็นการน าเข้าจาก ประเทศเมียนมาร้อยละ 16 และน าเข้า LNG ร้อยละ 12 ดังแสดงในรูปที่ 2 

รูปที่ 2 ปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2524 - 2561 

 โครงสร้างพื้นฐานในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันของประเทศไทย มีโครงข่ายระบบท่อ 

ในการรับส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งเกิดขึ้นพร้อมกันกับการผลิตก๊าซธรรมชาติโดยเชื่อมต่อแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างๆ ในอ่าวไทย รวมทั้งเชื่อมต่อแหล่งก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา (ยาดานา เยตากุน และซอติก้า) ไปยัง โรงไฟฟ้า โรงแยกก๊าซ และลูกค้าอุตสาหกรรมในแนวท่อ จากข้อมูล ณ ปี 2561 ประเทศไทยมีโครงข่ายระบบ ท่อก๊าซธรรมชาติความยาวรวม 4,255 กิโลเมตร ประกอบด้วยท่อในทะเล 2,133 กิโลเมตร และท่อบนบก  2,122 กิโลเมตร โดยมีโครงการที่อยู่ในแผนด าเนินการดังนี้คือ ท่อ RA6 – จังหวัดราชบุรี และท่อเส้นที่ 5 ก าหนดแล้วเสร็จในปี 2564 รวมเป็นความยาวท่อทั้งสิ้น 4,795 กิโลเมตร นอกจากนี้ ยังมีโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 6 หน่วย ก าลังการผลิตรวม 2,870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน รวมทั้งมีท่าเรือและ LNG Terminal ที่มีก าลัง การแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซอยู่ที่ 11.5 ล้านตันต่อปี 

2. ความเป นมา

2.1 กระทรวงพลังงานได้วางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติระยะยาว พ.ศ. 2558 - 2579  โดยจัดท าเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่  (1) แผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Thailand Power Development Plan: PDP)  (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP)  (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและ พลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP)  (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan)  และ (5) แผนบริหารจัดการน้ ามันเชื้อเพลิง (Oil Plan)  

2.2 คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ 

พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุม ครั้งที่ 4/2558 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 โดยสรุปสาระส าคัญได้ดังนี้ 

 2.2.1 วางแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศ (Gas Plan 2015) ให้รองรับต่อ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคตโดยบูรณาการกับ PDP2015 ซึ่งมีเป้าหมายในการ กระจายเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า โดยลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้าเหลือร้อยละ 37 ในปี 2579 

 2.2.2 คาดว่าการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศมีแนวโน้มลดลงเนื่องจากปริมาณส ารอง มีจ ากัด โดยจะเริ่มลดลงตั้งแต่ปี 2567 อัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมามีแนวโน้มลดลงเช่นกัน คาดว่าเริ่มลดลงตั้งแต่ปี 2560 ส่งผลให้การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) น าเข้ามีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น อย่างต่อเนื่อง คาดว่าจะอยู่ในช่วง 22-31 ล้านตันต่อปี ในปี 2579 จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนพลังงานของประเทศ ที่จะสูงขึ้น เนื่องจากโดยทั่วไปราคา LNG น าเข้า จะสูงกว่าราคาก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งในประเทศ ค่อนข้างมาก 

 2.2.3 คาดว่าความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง  โดยในช่วง พ.ศ. 2558 - 2568 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มสูงขึ้นทั้งในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง คาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากระดับ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ที่ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ ก๊าซธรรมชาติ 1 ลูกบาศก์ฟุต) เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 1.6 ต่อปี แต่ใน ระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2579 (ดังแสดงในรูปที่ 3) เนื่องจาก คาดว่าการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าจะลดลงจากนโยบายการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า

 2.2.4 การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมในประเทศ โดยการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศมาจากสัญญาที่มีอยู่ในปัจจุบัน ทั้งแหล่งบนบกและจากแหล่งในอ่าวไทย แหล่งในพื้นที่พัฒนาร่วม ไทยมาเลเซีย จากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565 และ 2566 และพื้นที่ที่มีศักยภาพ จากการเปิดให้สิทธิส ารวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ รวมทั้งการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา และการน าเข้า LNG  

 2.2.5 การบริหารจัดการด้านการน าเข้า LNG ให้มีการแข่งขันและการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐาน ในอนาคต โดยเพิ่มจ านวนผู้จัดหาและจ าหน่าย การเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติ และสถานี LNG (Third Party Access; TPA) และก ากับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว  โดยมอบหมายให้ ส านักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และคณะกรรมการ ก ากับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกันศึกษาและจัดท าแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน และจัดท า แนวทางการก ากับดูแลด้านการจัดหา LNG ต่อไป 

 2.2.6 ให้มีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของ Gas Plan 2015 อย่างมีนัยส าคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ด าเนินการต่อไป 

รูปที่ 3  ประมาณการความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) 

2.3 กระทรวงพลังงานได้ด าเนินการตามแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ ปี พ.ศ. 2558 - 2579  โดยในส่วนของ Gas Plan 2015 ได้มีการทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ ซึ่ง กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบ Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ โดยคาดว่า ในปี 2579 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะอยู่ที่ ระดับ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ประมาณการไว้ตามแผน PDP2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ  4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในขณะที่การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยจะมีปริมาณลดลงในอนาคต  ส่งผลท าให้ประเทศไทยจ าเป็นต้องน าเข้า LNG เพิ่มขึ้น โดยคาดว่า ในปี 2565 ความต้องการการน าเข้าจะอยู่ที่ ประมาณ 17.4 ล้านตันต่อปี เพิ่มขึ้นจากประมาณการเดิมซึ่งอยู่ที่ 13.5 ล้านตันต่อปี และในช่วงปลายแผน  คือ ในปี 2579 ความต้องการการน าเข้า LNG จะเพิ่มสูงขึ้นถึง 34 ล้านตันต่อปี จากประมาณการเดิมอยู่ที่  31 ล้านตันต่อปี (ดังแสดงในรูปที่ 4) จึงจ าเป็นต้องมีการปรับแผนโครงสร้างพื้นฐานและการจัดหา LNG  ในระยะยาวของประเทศ ให้สอดคล้องและสามารถรองรับความต้องการใช้และการจัดหาที่เพิ่มมากขึ้นตามที่ คาดการณ์ไว้ 

รูปที่ 4  ประมาณการความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015)  ฉบับปรับปรุง (เสนอ กพช. 8 ธันวาคม 2559)  

3. แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018)  

สืบเนื่องจากคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2562 ได้เห็นชอบแผนพัฒนาก าลังผลิต

ไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และเนื่องจาก Gas Plan 2015 เป็นการวางแผนโดยบูรณาการตาม PDP2015 ประกอบกับความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงในปี 2561 และ 2562 ต่ ากว่าที่คาดการณ์ไว้ รวมถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก แหล่งในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่องภายหลังการประมูลสัมปทานในระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) ส่งผลให้สามารผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้อย่างต่อเนื่องอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน  สนพ.  ชธ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจึงได้ร่วมกันทบทวน Gas Plan 2015 และจัดท าร่างแผนบริหาร จัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) โดยบูรณาการให้สอดคล้องกับ PDP2018 และ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้รับทราบ แนวทางการจัดท า Gas Plan 2018 และให้ สนพ. น าไปรับฟังความคิดเห็นกับผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้อง และจัดท า สรุปเสนอ กบง. ต่อไป ต่อมา PDP2018 ได้มีการปรับปรุงให้สอดคล้องกับนโยบายและสถานการณ์ปัจจุบัน โดยจัดท าเป็นแผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) ดังนั้น จึงได้ด าเนินการปรับปรุง Gas Plan 2018 ให้สอดคล้องกับ PDP2018 rev.1 และสถานการณ์ ปัจจุบัน โดยได้น าเสนอคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 ซึ่งมีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 และมอบหมายให้ สนพ. น าเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงาน

ระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ ซึ่งประกอบด้วย แผนพัฒนาก าลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580  ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) รวมทั้ง แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) และแผนอนุรักษ์ พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) ซึ่งทั้ง 4 แผนดังกล่าว ได้ผ่านความเห็นชอบจาก กบง. ในการประชุม เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563  

3.1  กรอบแนวคิดและเป าหมาย แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) เป็นการวางแผนการ

จัดหาก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศในราคาที่เป็นธรรม รวมทั้ง บริหารจัดการ ระบบโครงสร้างพื้นฐานให้มีความมั่นคงและมีประสิทธิภาพ รองรับการพัฒนาเศรษฐกิจ สังคม โดยค านึงถึง สมดุลสิ่งแวดล้อม โดยวางเป าหมายการด าเนินงานใน 4 ด้านส าคัญ ดังนี้ คือ  

(1)           ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อลดปัญหามลพิษทางอากาศ  

(2)           เร่งรัดการส ารวจและผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วม 

และพื้นที่ทับซ้อน  

(3)           พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมและเพียงพอกับความต้องการใช้ในระดับ

ภูมิภาค รวมทั้งใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติอย่างมีประสิทธิภาพ  

(4)           ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ  เป าประสงค์ของ Gas Plan 2018 เพื่อบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติให้ประเทศไทยมีความมั่นคง

มั่งคั่ง และยั่งยืน ทางด้านพลังงาน เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้มี เสถียรภาพและท าให้ประชาชนมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง รวมทั้งสามารถเพิ่มมูลค่าก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้ จากอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและการส่งเสริมให้ประเทศไทยเป็น Regional LNG Hub จะช่วยผลักดันให้เกิดการ ขยายตัวทางเศรษฐกิจ นอกจากนี้ ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงสะอาดซึ่งจะช่วยลดการปล่อยมลพิษทางอากาศ จากกรอบแนวคิด เป้าหมาย และเป้าประสงค์ของ Gas Plan 2018 สามารถวางแผนด าเนินงาน 

โดยมีเป้าหมายการด าเนินงาน และหน่วยงานรับผิดชอบ แสดงดังตารางที่ 1 

ตารางที่ 1 แผนด าเนินงานเพ ่อรองรับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) 

3.2   สมมติฐานที่ใช้ประมาณการความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติ

 สมมติฐานที่ใช้ประมาณการความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติใน Gas Plan 2018 

เปรียบเทียบกับ Gas Plan 2015 แสดงดังตารางที่ 2 

ตารางที่ 2 สมมติฐานที่ใช้ใน Gas Plan 2018 เปรียบเทียบกับ Gas Plan 2015 

เมื่อเปรียบเทียบ PDP2015 กับ PDP2018 rev.1 พบว่ามีเป้าหมายหลักที่แตกต่างกัน โดยPDP2015  มีเป้าหมายในการกระจายเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า ลดสัดส่วนของก๊าซธรรมชาติ โดยมีสัดส่วนการใช้ ก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้าร้อยละ 37 ในปี 2579 ขณะที่ PDP2018 rev.1 มีเป้าหมายในการกระจายระบบผลิต ไฟฟ้าเพื่อสร้างความมั่นคงในระดับภูมิภาค โดยมีสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้าร้อยละ 53 ในปี 2580 ดังแสดงในรูปที่ 5 

รูปที่ 5 เปรียบเทียบ PDP2015 กับ PDP2018 rev.1 

3.3  ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ

แนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในระยะยาว พ.ศ. 2561 - 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 

ต่อปี คาดว่าในปี 2580 จะอยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยเป็นความต้องการใช้ในการผลิตไฟฟ้า  ร้อยละ 67 การใช้ในภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 21 การใช้ในโรงแยกก๊าซร้อยละ 11 และการใช้ในภาคขนส่ง ร้อยละ 1 (แสดงในรูปที่ 6) ดังนี้ 

            3.3.1   าคการผลิต    า ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มเพิ่มขึ้น เฉลี่ยร้อยละ 1.6 ต่อปี โดยอ้างอิงตาม PDP2018 rev.1 ซึ่งมีสัดส่วนไฟฟ้าที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ ร้อยละ 53 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งประเทศในปี 2580 โดยคาดว่าความต้องการก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มขึ้นจาก 2,680 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็น 3,603 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 67 ของความ ต้องการใช้  ก๊าซธรรมชาติทั้งหมดในปี 2580 

            3.3.2   าคอุตสาหกรรม ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติโดยอ้างอิงตามการขยายตัว ของเศรษฐกิจและการขยายตัวของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 2.0 ต่อปี โดยคาดว่า ความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมจะเพิ่มขึ้นจาก 762 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็น 1,116 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 21 ของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติทั้งหมด ในปี 2580 

⁰ 2561A 2562 2563 2564 2565 2566 2567 2568 2569 2570 2571 2572 2573 2574 2575 2576 2577 2578 2579 2580 รูปที่ 6  ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) 

                              3.3.3  ใช้ใน รงแยกก๊าซ ประเทศไทยมีโรงแยกก๊าซทั้งหมด 6 Units ก าลังการผลิตรวม  

2,870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นโรงแยกก๊าซที่สามารถแยกสารตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้  2,700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ไม่รวม โรงแยกก๊าซขนอม ก าลังการผลิต 170 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)  ซึ่งจากการคาดการณ์ว่าปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในแหล่งอ่าวไทยมีแนวโน้มลดลง ท าให้ความต้องการ ก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซมีแนวโน้มลดลงเฉลี่ยร้อยละ 3.0 ต่อปี จึงคาดว่าการใช้ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจาก 1,014 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็น 563 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 คิดเป็นร้อยละ 11  ของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติทั้งหมดในปี 2580

 3.3.4   าค นส่ง ประเทศไทยเริ่มมีการใช้ NGV ในเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2547 ต่อเนื่องมาจนถึง ปัจจุบัน อย่างไรก็ดี ช่วงหลังปี 2557 ราคาน้ ามันดิบในตลาดโลกลดต่ าลงจนความคุ้มค่าในการใช้ NGV เป็นเชื้อเพลิง ในภาคขนส่งแข่งขันได้ยากเมื่อเทียบกับเชื้อเพลิงอื่น ส่งผลให้การใช้ NGV ลดลงอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2558 จนถึงปัจจุบัน ซึ่งสะท้อนอย่างชัดเจนจากจ านวนรถ NGV ที่จดทะเบียนใหม่ลดลงอย่างมีนัยส าคัญ โดยเฉพาะ อย่างยิ่งรถยนต์ส่วนบุคคล และคาดว่าในระยะยาวกลุ่มรถที่ยังใช้ NGV จะมีเพียงรถแท็กซี่ รถโดยสารสาธารณะ และรถบรรทุก ท าให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มลดลงเฉลี่ยร้อยละ 6.1 ต่อปี โดยคาดว่าความต้องการ ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจาก 220 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็น 66 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็น ร้อยละ 1 ของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติทั้งหมดในปี 2580 

3.4 ประมาณการการจัดหาก๊าซธรรมชาติ

 แนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว พ.ศ. 2561 - 2580 ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติ

ในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา รวมทั้ง LNG ที่มีสัญญาอยู่ใน ปัจจุบัน และก๊าซธรรมชาติ หรือ LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่ม โดยการจัดหาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวข้างต้น เมื่อเปรียบเทียบกับการพยากรณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติพบว่า ตั้งแต่ ปี 2563 จ าเป็นต้องมีการจัดหา ก๊าซธรรมชาติ หรือ LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ ทั้งนี้ จากการคาดการณ์ การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคตมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากประมาณ 4,676 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็น 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 และการผลิตจากแหล่งภายในประเทศมีแนวโน้มลดลงอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 ดังแสดงในรูปที่ 7 

2561 2562 2563 2564 2565 2566 2567 2568 2569 2570 2571 2572 2573 2574 2575 2576 2577 2578 2579 2580 รูปที่ 7  ประมาณการความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) 

ในกรณีที่การจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของ

ประเทศเป็น LNG ทั้งหมด พบว่าในปี 2580 ความต้องการ LNG ทั้งหมดอยู่ที่ประมาณ 26 ล้านตันต่อปี  เป็นความต้องการในพื้นที่โครงข่ายท่อบนบกประมาณ 22 ล้านตันต่อปี และความต้องการของภาคใต้ประมาณ 4 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ การจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการในภาคใต้ ประกอบด้วย (1) การจัดหา ก๊าซธรรมชาติส าหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ ตามแผน PDP2018 rev.1  มีความจ าเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติในรูปแบบ LNG ประมาณ 1.5 - 3.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2570 (เนื่องจากมีแนวนโยบายในการส่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยขึ้นสู่โรงแยกก๊าซที่จังหวัดระยองทั้งหมดเพื่อสร้าง มูลค่าเพิ่มจากการผลิต LPG และเป็นสารตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี) และ (2) การจัดหาก๊าซธรรมชาติ ส าหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ซึ่งปัจจุบันจัดหาจากแหล่ง JDA โดยจะสิ้นสุดสัญญาในปี 2571 มีแนวทางการด าเนินการ ดังนี้คือ ให้เร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA เพิ่มเติม ที่ระดับ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือ จัดหาในรูปแบบ LNG ประมาณ 0.7 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2572 ซึ่งมีความจ าเป็นต้องวางแผนด้านโครงสร้าง พื้นฐานเพื่อให้เหมาะสมกับความต้องการดังกล่าวต่อไป  

3.5 เปรียบเทียบ Gas Plan 2015 และ Gas Plan 2018 

 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภาพรวม อยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน  ในปี 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี สูงกว่า Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2579 โดยเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.1 ต่อปี นอกจากนี้ ในส่วนของการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการใช้ใน Gas Plan 2015 คาดว่าในระยะยาวประเทศจะมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นสูง จากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศที่ยังมีความไม่แน่นอนในช่วงเวลาดังกล่าว อย่างไรก็ตาม สถานการณ์ปัจจุบันเปลี่ยนแปลงไปจากที่ เคยคาดการณ์ไว้ในอดีต โดยก๊าซธรรมชาติในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง (ภายหลังจากการประมูล แหล่งก๊าซธรรมชาติบงกชและเอราวัณในรูปแบบสัญญาการแบ่งปันผลผลิต (PSC)) ส่งผลให้ความต้องการ ก๊าซธรรมชาติ หรือ LNG ในส่วนที่ต้องจัดหาเพิ่มตาม (ร่าง) Gas Plan 2018 น้อยกว่าใน Gas Plan 2015  ดังแสดงในรูปที่ 8 

รูปที่ 8 เปรียบเทียบ Gas Plan 2015 และ Gas Plan 2018 

3.6 ป จจัยที่มีผลกระทบต่อการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ จากแนวโน้มการเปลี่ยนแปลงของเทคโนโลยีที่เกิดขึ้นอย่างรวดเร็ว (Disruptive Technology) 

ประกอบกับแนวโน้ม/ทิศทางของโลก ส่งผลกระทบต่อการบริหารจัดการด้านก๊าซธรรมชาติของไทย สรุปโอกาส และอุปสรรคในแต่ละประเด็นได้ ดังนี้ 

3.6.1 Digitalization ในยุคที่มีความเป็นดิจิทัลมากขึ้น การใช้พลังงานปรับเปลี่ยนไปจากเดิม 

จากที่ประเทศไทยมีอุตสาหกรรมหนักที่ใช้พลังงานค่อนข้างสูง เปลี่ยนเป็นอุตสาหกรรมและบริการที่ใช้พลังงาน ลดลงและมีประสิทธิภาพมากขึ้น นอกจากนี้ นโยบายด้าน Smart grid และการเกิดขึ้นของ Prosumer ส่งผลให้ ความต้องการไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้าลดลง เนื่องจากผู้ใช้ไฟฟ้ามีการผลิตไฟฟ้าใช้เองมากขึ้น อาจส่งผลต่อ การใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในอนาคต 

3.6.2  Decarbonization จากกระแสโลกที่ค านึงถึงด้านสิ่งแวดล้อมมากขึ้นถือว่าเป็นโอกาส

ของก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่สะอาดและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมมากกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลประเภทอื่น  ในการทดแทนเชื้อเพลิงอื่น (Fuel Switching) โดยเฉพาะอย่างยิ่งในการผลิตไฟฟ้าและใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม  อันจะส่งผลดีต่อสิ่งแวดล้อมและประชาชน อย่างไรก็ดี ก๊าซชีวภาพที่เป็นของเสียจากกระบวนการผลิตและ จากภาคการเกษตรสามารถน ามาใช้เป็นพลังงานทดแทนได้ (Waste to Energy) ซึ่งมีศักยภาพและเป็นมิตร ต่อสิ่งแวดล้อม โดยประเทศไทยมีศักยภาพค่อนข้างสูงทั้งการใช้ในการผลิตไฟฟ้า ใช้ในการผลิตความร้อน  และใช้ในรูปของไบโอมีเทนอัด (CBG)  

3.6.3 Decentralization จากนโยบายการกระจายศูนย์กลางของพลังงานลงสู่ระดับพื้นที่มาก

ขึ้นเพื่อสร้างเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเฉพาะอย่างยิ่งการจัดสรรโรงไฟฟ้าในระดับพื้นที่ ตามแผน PDP2018 rev.1 เป็นโอกาสให้เกิดการพัฒนาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้กระจายตัว ซึ่งจะส่งผลให้ เกิดการขยายตัวของโรงงานอุตสาหกรรมตามแนวท่อไปยังพื้นที่ต่างๆ ของประเทศได้ 

3.6.4 De-Regulation จากนโยบายส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติรวมทั้ง 

การเปิดให้มีผู้เล่นรายที่สามเข้ามา (Third Party Access: TPA) ในกิจการก๊าซธรรมชาติมากขึ้น จะเป็นผลดี ต่อประเทศในภาพรวม เนื่องจากการแข่งขันจะก่อให้เกิดความมีประสิทธิภาพทั้งด้านการใช้ประโยชน์จาก โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่และต้นทุนที่ลดลง 

                   3.6.5 Electrification          จากแนวโน้มการใช้ไฟฟ้าที่มากขึ้นจากอุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์และ

เทคโนโลยีต่างๆ ในยุคดิจิทัล ซึ่งหากผู้ใช้ไฟฟ้ายังใช้ไฟฟ้าจากระบบ 3 การไฟฟ้าจะเป็นโอกาสให้มีการใช้ ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้ามากขึ้น ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติส าหรับยานยนต์ (NGV) ซึ่งมีแนวโน้มลดลง อาจเกิดการลดลงอย่างรวดเร็วมากขึ้นหากการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ได้เข้ามาแทนที่รถ NGV  

ซึ่งจากปัจจัยดังกล่าวข้างต้นจะส่งผลให้การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตาม Gas Plan 2018 

อาจเปลี่ยนแปลงไปในอนาคต ดังนั้น จึงมีความจ าเป็นอย่างยิ่งที่จะต้องติดตามสถานการณ์ เพื่อวิเคราะห์และ ทบทวนแผนในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงในปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของ Gas Plan 2018 อย่างมี นัยส าคัญ 

3.7 ประ ยชน์ที่คาดว่าจะ ด้รับ 

3.7.1  เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศ

(1)      ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพและครอบคลุม

โรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในระดับภูมิภาคตามแผน PDP2018 rev.1 ส่งผลให้ประชาชนมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง 

(2)      นโยบายในการส่งเสริมการใช้วัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรหรือของเสียจากการผลิต

มาผลิตเป็นไบโอมีเทนใช้ทดแทนการน าเข้า LNG ตามแผน AEDP2018 จะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงให้กับ ประเทศ 

3.7.2  เสริมสร้างความมั่งคั่งให้กับประเทศ

(1)        จากการขยายตัวของอุตสาหกรรมในแนวท่อก๊าซธรรมชาติซง่ึช่วยเสริมสร้างเศรษฐกิจ

ในพื้นที่ 

(2)        อุตสาหกรรมปิโตรเคมีเป็นการเพิ่มมูลค่าของก๊าซธรรมชาติ ได้ถึง 7-25 เท่า ช่วยให้

เศรษฐกิจของประเทศขยายตัว 

(3)        จากศักยภาพของประเทศไทยในการเป็น Regional LNG Hub จะมีประโยชน์ต่อเศรษฐกิจ

ของประเทศคิดเป็นมูลค่าประมาณ 165 พันล้านบาท (ใน 10 ปี) และเกิดการจ้างงานประมาณ 16,000 คนต่อปี 

(4)        การใช้โครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติอย่างเต็มศักยภาพจะส่งผลให้ต้นทุน

ก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งจะส่งผลต่อเนื่องให้ค่าไฟฟ้าลดลง 

3.7.3  เสริมสร้างความยั่งย นให้กับประเทศ 

(1)      ลดการปล่อยมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าลงจาก 0.46 kg-CO₂/kWh ในปี 2561 เป็น 0.27 kg-CO₂/kWh ในปี 2580 ตาม PDP2018 rev.1 

(2)      ลดการปล่อยมลพิษทางอากาศจากการใช้พลังงานได้ หากมีการเปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิง เช่น ถ่านหิน น้ ามันเตา LPG มาใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทน (Fuel Switching) 

(3)      การส่งเสริมการใช้ไบโอมีเทนจะเป็นการบริหารจัดการในการเปลี่ยนของเสียให้เป็น พลังงาน (Waste to Energy) 

4.  ครงสร้างพ นฐานเพ ่อรองรับ Gas Plan 2018

4.1 ในช่วงปี 2558 – 2559 ได้มีการด าเนินการตาม Gas Plan 2015 โดยในส่วนของโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติ ได้พิจารณาเห็นชอบการด าเนินการในองค์ประกอบต่างๆ เช่น LNG Terminal  ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ  และรูปแบบการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยสรุปโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติที่ได้รับอนุมัติแล้วได้ ดงัรูปที่ 9 

รูปที่ 9 แผน าพ ครงสร้างพ นฐานก๊าซธรรมชาติที่ ด้รับการอนุมัติแล้ว 

ปัจจุบันประเทศไทยมี LNG Terminal ที่มีก าลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซอยู่ที่ 11.5 ล้านตัน

ต่อปี ทั้งนี้ หากรวมโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้ว ได้แก่ (1) โครงการ LNG Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง (บ้านหนองแฟบ) [T-2] ก าลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 7.5 ล้านตันต่อปี (สามารถขยาย ได้ถึง 15 ล้านตันต่อปี) ก าหนดแล้วเสร็จปี 2565  (2) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ก าลัง การแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 5 ล้านตันต่อปี ก าหนดแล้วเสร็จปี 2567 และ (3) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุดระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ก าลัง การแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี (สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี) ก าหนดแล้วเสร็จปี 2570 รวมทั้งสิ้นประเทศไทยจะมี LNG Terminal ที่มีก าลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ อยู่ที่ 34.8 ล้านตันต่อปี  ในปี 2570 และสามารถขยายก าลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี ดังนั้น จะเห็นได้ว่า ประเทศไทยยังมี LNG Terminal ส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ในประเทศ ซึ่งต้องมีการทบทวน รวมทั้ง  มีมาตรการส่งเสริมให้เกิดการใช้งานอย่างเต็มศักยภาพต่อไป 

4.2 เนื่องจากสถานการณ์เปลี่ยนแปลงไปโดยความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (Demand) ไม่ได้เติบโต อย่างที่คาดการณ์ไว้ในอดีต ประกอบกับการพัฒนาด้านเทคโนโลยี และการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ที่ปัจจุบันสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง ส่งผลต่อการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติที่เคยมีการพิจารณา เห็นชอบไว้ นอกจากนี้ จากการรับฟังความคิดเห็นต่อร่าง Gas Plan 2018 ได้มีความเห็นจากผู้เข้าร่วม ในการพิจารณาความเหมาะสมของโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ ดังนั้น แผนโครงสร้างพื้นฐานที่จะรองรับ 

Gas Plan 2018 จะเป็นการพัฒนาในองค์ประกอบต่างๆ ได้แก่ 

                 4.2.1 โครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ 

                 4.2.2 โอกาสของประเทศไทยในการเป็น Regional LNG Hub 

                 4.2.3 รูปแบบการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ 

 4.2.4 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมกับรูปแบบการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ การทบทวนในเรื่องต่างๆ ข้างต้นมีความเกี่ยวข้องกับหลายหน่วยงาน เช่น ส านักงานนโยบาย

และแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ส านักงานคณะกรรมการก ากับกิจการพลังงาน บริษัท ปตท. จ ากัด (มหาชน) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เป็นต้น ในการศึกษาหารือและแลกเปลี่ยนความคิดเห็น ร่วมกันอย่างใกล้ชิด เพื่อให้การจัดท าแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ มีความโปร่งใส เป็นธรรม อย่างยั่งยืน โดยมีการพิจารณาอย่างรอบด้าน ได้แก่ ด้านวิศวกรรม ด้านเศรษฐศาสตร์และการลงทุน ด้านสิ่งแวดล้อม  ด้านสังคม รวมทั้งด้านสุขภาพอาชีวอนามัยและความปลอดภัย เพื่อความเหมาะสม ทั้งนี้ การวางแผนต้องสอดรับ และด าเนินการให้ทันกับความต้องการใช้งาน รวมทั้งต้องมีความต่อเนื่อง เพื่อให้การบริหารจัดการระบบ โครงสร้างพื้นฐานให้มีความมั่นคงและมีประสิทธิภาพ รองรับการพัฒนาเศรษฐกิจ สังคม โดยค านึงถึงสมดุล สิ่งแวดล้อม