การบริหารจัดการด้านการ
เปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ
ความท้าทาย ความเสี่ยง
และผลกระทบ
สหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Conference of the Parties: COP) เป็นประจำทุกปี ซึ่งประเทศไทยได้เข้าประกาศเจตนารมณ์ร่วมกับนานาชาติในการมุ่งสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ภายในปี 2608 เช่นกัน ซึ่งจะเพิ่มแรงผลักดันในการบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจกทั้งภาครัฐและเอกชนที่เป็นรูปธรรมมากขึ้น ผ่านการจัดทำร่างพระราชบัญญัติการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศแห่งชาติที่จะมีผลบังคับใช้ในเร็วๆ นี้ พร้อมทั้งการส่งเสริมการผลิตและใช้พลังงานสะอาดของประเทศ รูปแบบการบริโภคที่อาจจะเปลี่ยนแปลงไป ความคาดหวังของผู้มีส่วนได้เสียต่อธุรกิจพลังาน ทั้งหมดนี้เป็นความท้าทายที่กลุ่มไทยออยล์ได้นำมาประเมินความเสี่ยงและโอกาส เพื่อกำหนดเป้าหมายและกลยุทธ์ธุรกิจระยะยาวให้มีประสิทธิภาพสูงสุด
เป้าหมาย
การลดก๊าซเรือนกระจก ขอบเขตที่ 1 และ 2
เป้าหมายปี 2567
-
ร้อยละจากปีฐาน
เป้าหมายระยะยาวภายในปี 2578
15
ร้อยละจากปีฐาน 2569
การปล่อยก๊าซเรือนกระจก ขอบเขตที่ 1 และ 2
เป้าหมายปี 2567
ไม่เกิน 3,760,000
ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า
เป้าหมายระยะยาวภายในปี 2593
ความเป็นกลางทางคาร์บอน
(Carbon Neutrality)
เป้าหมายระยะยาวภายในปี 2603
การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์
(Net Zero GHG Emission)
การปล่อยก๊าซเรือนกระจก ขอบเขตที่ 1
เป้าหมายปี 2567
ไม่เกิน 3,670,000
ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า
การปล่อยก๊าซเรือนกระจก ขอบเขตที่ 2
เป้าหมายปี 2567
ไม่เกิน 90,000
ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า
การปล่อยก๊าซเรือนกระจก ขอบเขตที่ 3
เป้าหมายปี 2567
ไม่เกิน 50,000,000
ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า
แนวทางการบริหารจัดการ
และผลการดำเนินงาน
คณะกรรมการบริษัทฯ ยังมีหน้าที่ในการติดตามตัวชี้วัดความสำเร็จด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศของบริษัทฯ ได้แก่ ตัวชี้วัดประสิทธิภาพการใช้พลังงาน (Energy Intensity Index) และปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Greenhouse Gas Emission) ซึ่งเป็นตัวชี้วัดองค์กร (Corporate Key Performance Indicators) เพื่อประเมินผลการปฏิบัติงานของผู้บริหารและพนักงาน
ในการทบทวนกลยุทธ์ประจำปี 2567 คณะกรรมการบริษัทฯ ได้เห็นชอบกับผลการทบทวน ‘แนวทางการดำเนินงานเพื่อการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero GHG Emissions Pathway)’ พร้อมทั้งพิจารณางบประมาณและแนวทางการลงทุนในเทคโนโลยีคาร์บอนต่ำ เช่น การศึกษาการติดตั้งเทคโนโลยีดักจับคาร์บอน (Carbon Capture) ในหน่วยผลิต การศึกษาธุรกิจไฮโดรเจนสีฟ้าและเขียว (Blue and Green Hydrogen) การศึกษาการผลิตน้ำมันอากาศยานแบบยั่งยืน (Sustainable Aviation Fuel: SAF) เป็นต้น
คณะกรรมการบริษัทฯ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการที่ดีและการพัฒนาอย่างยั่งยืน (ระดับคณะกรรมการบริษัทฯ) มีหน้าที่กำกับดูแลและติดตามความคืบหน้าของการดำเนินงานด้านความยั่งยืน รวมทั้งการบริหารจัดการประเด็นที่เกี่ยวข้องกับการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ ทุกครึ่งปี และมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อการพัฒนาอย่างยั่งยืน (ระดับฝ่ายบริหาร) ซึ่งมีประธานเจ้าหน้าที่บริหารและกรรมการผู้จัดการใหญ่เป็นประธานในที่ประชุม มีหน้าที่ในการผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานและติดตามความคืบหน้าทุกไตรมาส และฝ่ายจัดการของกลุ่มไทยออยล์มีหน้าที่ในการบริหารจัดการตามกลยุทธ์ที่กำหนดไว้ โดยจัดตั้ง “โครงสร้างการขับเคลื่อนการดำเนินงานเพื่อการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์” โดยมีผู้จัดการฝ่ายด้านความยั่งยืนเป็นผู้กำกับดูแลในภาพรวม และบูรณาการการดำเนินงานร่วมกับสายงานด้านกลยุทธ์องค์กร ด้านกระบวนการผลิต ด้านการลงทุนในธุรกิจใหม่ ด้านการวิจัยและพัฒนา ด้านการเงิน และด้านงานกิจกรรมเพื่อสังคม โดยมีหน้าที่วิเคราะห์ความเสี่ยงและโอกาสอันเนื่องมาจากการเปลี่ยนแปลงของสภาพภูมิอากาศ ดำเนินการตามกลยุทธ์ฯ พร้อมจัดทำแผนงานและแนวทางการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ของกลุ่มไทยออยล์ และรายงานผลการดำเนินงาน การบริหารจัดการความเสี่ยงที่น่าจะเกิดและโอกาส ต่อคณะกรรมการต่างๆ เป็นประจำ
การกํากับดูแลสภาพภูมิอากาศของกลุ่มไทยออยล์สามารถสรุปได้ดังนี้
ระดับ | บทบาทและความรับผิดชอบ | ความถี่ในการประชุม |
|---|---|---|
คณะกรรมการบริษัทฯ | • กำกับดูแลกลยุทธ์องค์กรด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ แผนงานการดําเนินงานการและประเมินผลการดำเนินงาน | ตามความจำเป็น |
คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการที่ดีและการพัฒนาอย่างยั่งยืน
(ระดับคณะกรรมการบริษัทฯ)
| • กําหนดและทบทวนกลยุทธ์ แผนการดําเนินงาน และเป้าหมายด้านความยั่งยืน ซึ่งรวมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องกับการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศสภาพภูมิอากาศ • กำกับดูแลการกำหนดตั้งเเป้าหมายที่เกี่ยวข้องกับการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สภาพภูมิอากาศ • กํากับดูแลและติดตามความคืบหน้าในการพัฒนาและการดําเนินงานของกลยุทธ์องค์กรด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ | ทุกครึ่งปี |
คณะกรรมการเพื่อการพัฒนาอย่างยั่งยืน
(ระดับฝ่ายบริหาร)
| • ขับเคลื่อนการดำเนินงานและติดตามความคืบหน้า ของกลยุทธ์องค์กรด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศของบริษัทฯ ควบคู่กับ การบริหารจัดการความเสี่ยงและมาตการการดําเนินการบรรเทาผลกระทบด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สภาพภูมิอากาศ และกำหนด แผนการปรับตัวต่อการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศของบริษัทฯ • ทบทวนและอนุมัติประเด็นสําคัญด้านความยั่งยืนประจําปี รวมถึงการดําเนินการดําเนินงานด้านสภาพภูมิอากาศพร้อมกับกลยุทธ์องค์กรด้านความยั่งยืนขององค์กร • ทบทวนและสนับสนุนแนวทางการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ของกลุ่มไทยออยล์ (Net Zero GHG Emissions Pathway) รวมถึงเป้าหมายระหว่างกาลเพื่อลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงร้อยละ 15% ภายในปี 2578 จากปีฐาน 2569 สอดคล้องกับเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนของกลุ่มไทยออยล์ภายในปี 2593 และเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ภายในปี 2593 • ผลักดันและสนับสนุนหน่วยงานภายในต่างๆ ให้มีส่วนร่วมอย่างต่อเนื่องในการบูรณาการการดําเนินงานไปสู่องค์กรที่ยั่งยืนในทุกมิติด้านสิ่งแวดล้อม สังคม และการกำกับดูแลกิจการ (Environment, Social, and Governance: ESG) ESG ซึ่งรวมถึงการอนุมัติแผนพัฒนาที่ยั่งยืนที่สําคัญเพื่อให้บรรลุเป้าหมายด้านความยั่งยืนของกลุ่มไทยออยล์ | ทุกไตรมาส |
โครงสร้างการขับเคลื่อนการดำเนินงานเพื่อการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์
โครงสร้างการกํากับดูแลการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero GHG Emissions Governance Structure)
| • ประเมินความเสี่ยงและโอกาสที่เกี่ยวข้องกับการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศสภาพภูมิอากาศ รวมถึงการปรับเนื้องานให้สอดคล้องกับกลยุทธ์ด้านสภาพภูมิอากาศขององค์กร และจัดทําแผนการดําเนินงานแผนปฏิบัติการและแนวทางการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ของกลุ่มไทยออยล์ และรายงานผลการดําเนินงาน ตลอดจนการบริหารความเสี่ยงและโอกาสต่อผู้บริหาร ฝ่ายบริหาร และคณะกรรมการบริษัทฯ เป็นประจำอย่างสม่ําเสมอ | ตามความจำเป็น |
กลุ่มไทยออยล์ได้กำหนดกลยุทธ์การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero GHG Emissions Strategy) หรือที่เรียกว่า กลยุทธ์ 3Cs ดังนี้
แนวทางการดำเนินงาน | ความคืบหน้าปี 2567 | |
|---|---|---|
C – Cut down existing emission: การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในกระบวนการผลิตในปัจจุบัน (ขอบเขตที่ 1 และ 2) | แนวทางการดำเนินงานและการลงทุนก่อนปี 2573 • มุ่งเน้นการศึกษาและลงทุนในการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานอย่างต่อเนื่อง โดยคณะกรรมการด้านพลังงานและการสูญเสีย (Energy and Loss Committee) เป็นผู้ขับเคลื่อนการดำเนินงาน • ควบคุมสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงที่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำในกระบวนการผลิตให้มากกว่าปริมาณการใช้เชื้อเพลิงที่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูง • เลือกใช้เทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงและหยุดกระบวนการผลิตของหน่วยการผลิตเดิมที่มีอายุการใช้งานเป็นระยะเวลานาน ส่งผลให้ประสิทธิภาพการใช้พลังงานของโรงกลั่นดีขี้นอย่างมีนัยสำคัญ • ไม่มีการใช้น้ำมันเตาซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่มีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูงในกระบวนการผลิต อันเนื่องมาจากสามารถนำน้ำมันเตาที่กลั่นได้มาเข้ากระบวนการเพื่อผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าสูงได้ จึงส่งผลให้การปล่อยก๊าซเรือนกระจกในการใช้งานขั้นปลาย (End Consumption) ต่ำลง • ศึกษาความเป็นไปได้ในการใช้เทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) เพื่อประยุกต์ใช้ในหน่วยการผลิต แนวทางการดำเนินงานและการลงทุนหลังปี 2573 • ศึกษารายละเอียดและลงทุนเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) ในหน่วยการผลิตเพื่อให้บรรลุเป้าหมายระยะกลางที่มุ่งลดก๊าซเรือนกระจกลงร้อยละ 15 ภายในปี 2578 จากปีฐาน 2569 • ทบทวนและดำเนินการตามแนวทางการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ เพื่อให้บรรลุเป้าหมาย ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี 2593 และการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero GHG Emissions) ภายในปี 2603 | • ทบทวนแนวทางการดำเนินงานและการลงทุนเพื่อลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในกระบวนการผลิต • ดำเนินโครงการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานจำนวน 39 โครงการ • ร่วมกับกลุ่ม ปตท. ในการศึกษาความเป็นไปได้เบื้องต้น (Preliminary Feasibility Study) ในการประยุกต์ใช้เทคโนโลยีดักจับ กักเก็บ และใช้ประโยชน์คาร์บอนไดออกไซด์ และการปรับเปลี่ยนการผลิตไฮโดรเจน • การติดตามและเข้าร่วมกระบวนการรับฟังความคิดเห็นต่อ ร่าง พ.ร.บ. การเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ |
C – Compensate Residual Emission: การชดเชยก๊าซเรือนกระจกที่เหลือ | • สนับสนุนการอาศัยธรรมชาติเป็นพื้นฐานในการฟื้นฟู (Nature-based solution: NbS) • ส่งเสริมการปลูกป่าเพื่อดักจับคาร์บอนฯ ในชั้นบรรยากาศ • สร้างคาร์บอนเครดิตจากโรงไฟฟ้าโคเจนเนเรชั่นของบริษัท TOP SPP ในโครงการลดก๊าซเรือนกระจกภาคสมัครใจตามมาตรฐานของประเทศไทย (Thailand Voluntary Emission Reduction Program: T-VER) • ศึกษาความเป็นไปได้ในการสร้างคาร์บอนเครดิตจากโครงการลงทุนที่สนับสนุนการลดคาร์บอนฯ • จัดทำแนวทางการซื้อขายคาร์บอนเครดิต | • ได้รับการจัดสรรพื้นที่เพื่อดำเนินโครงการฯ ร่วมกับภาครัฐรวมทั้งสิ้น 8,656 ไร่ โดยแบ่งออกเป็นป่าบกจำนวน 8,300 ไร่ และป่าชายเลนจำนวน 356 ไร่ โดยอยู่ระหว่างดำเนินการปลูกป่าบบนพื้นที่ดังกล่าว ซึ่งคาดว่า จะสามารถกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ได้ประมาณ 88,640 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าตลอดระยะเวลาโครงการ 10 ปี • สร้างคาร์บอนเครดิตจากโรงไฟฟ้าโคเจนเนเรชั่นของบริษัท TOP SPP ในโครงการลดก๊าซเรือนกระจกภาคสมัครใจตาม มาตรฐานของประเทศไทย (Thailand Voluntary Emission Reduction Program: T-VER) ตั้งแต่ปี 2562 โดยได้รับการ รับรองสะสมทั้งสิ้น 1,674,618 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า • สร้างคาร์บอนเครดิตจาก 1 โครงการประเภทกิจกรรมเพิ่ม ประสิทธิภาพการใช้พลังงาน 554 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า • สร้างความรู้ความเข้าใจต่อทิศทางตลาดคาร์บอนและแนวโน้ม กฎหมายที่เกี่ยวข้องของประเทศไทยและสากลให้แก่ผู้บริหารและพนักงาน |
C – Control Future Emission: การควบคุมการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในอนาคต | • แสวงหาโอกาสการลงทุนในธุรกิจที่มุ่งเน้นผลิตภัณฑ์ที่ปล่อยคาร์บอนต่ำ อาทิ เชื้อเพลิงอากาศยานแบบยั่งยืนยั่งยืน (Sustainable Aviation Fuel: SAF) ธุรกิจที่เกี่ยวข้องกับชีวภาพ (Bio Business) ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำและอนุพันธ์ (Low-carbon Hydrogen and its derivatives) และเทคโนโลยีการดักจับ การใช้ประโยชน์ และการกักเก็บคาร์บอน (CCUS) | • ศึกษาความเป็นไปได้เบื้องต้น (Preliminary Feasibility Study) ดังนี้ – การผลิตเชื้อเพลิงอากาศยานแบบยั่งยืน (SAF) – เทคโนโลยีการดักจับ การใช้ประโยชน์ และการกักเก็บคาร์บอน (CCUS) – โครงการธุรกิจพลังงานคาร์บอนต่ำ อาทิ เช่น ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำและอนุพันธ์ (Low-carbon Hydrogen and its derivatives) และเชื้อเพลิงชีวภาพอื่นๆ • ติดตามข้อกำหนดสากลและกฎหมายของภาครัฐ |
กลุ่ม ปตท. (PTT Group Net Zero Task Force: PTT G-NET) ซึ่งประกอบด้วยคณะทำงานย่อยเพื่อร่วมกันศึกษา ผลักดันและเสนอแนวทางดำเนินงานเพื่อให้บรรลุเป้าหมาย โดยครอบคลุมเทคโนโลยีดักจับ กักเก็บ และใช้ประโยชน์คาร์บอน (Carbon Capture Storage and Utilization) การประยุกต์ใช้ไฮโดรเจน (Hydrogen) เป็นพลังงานทางเลือก การเพิ่มศักยภาพการผลิตและการใช้พลังงานหมุนเวียนทดแทนฟอสซิล และการปลูกป่าเพื่อประโยชน์ทางคาร์บอนเครดิต
นอกจากนั้น เพื่อให้มีส่วนร่วมในนโยบายสาธารณะเกี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ ไทยออยล์ได้เป็นสมาชิกของเครือข่ายคาร์บอนนิวทรัลประเทศไทย (Thailand Carbon Neutral Network: TCNN) ตั้งแต่ปี 2564 โดยเป็นองค์กรภายใต้องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก (Thailand Greenhouse Gas Management Organization: TGO) ซึ่งมีวัตถุประสงค์ในการสร้างเครือข่ายระหว่างภาคเอกชนและภาครัฐเพื่อสนับสนุนนโยบายสาธารณะในการสนับสนุนเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศ ครอบคลุมการลดก๊าซเรือนกระจก ความเป็น
กลางทางคาร์บอน และการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ โดยบริษัทฯ ได้ดำเนินการดูแล ตรวจสอบและติดตามวัตถุประสงค์ของ TCNN ที่เกี่ยวข้องกับการเคลื่อนไหวของการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศอย่างสม่ำเสมอ เพื่อให้มั่นใจว่ายังสอดคล้องกับจุดยืนตามแนวทางการบริหารจัดการการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศและเป้าหมายการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ของกลุ่มไทยออยล์ ทั้งนี้ ในกรณีที่จุดยืนทางด้านนโยบายการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศระหว่าง TCNN และกลุ่มไทยออยล์ไม่สอดคล้องกัน บริษัทฯ อาจพิจารณาการเป็นสมาชิกของ TCNN ในอนาคต
การวิเคราะห์สถานการณ์ช่วงเปลี่ยนผ่าน (The Transition Scenario)
สถานการณ์แนวทางการดำเนินงานด้านสภาพภูมิอากาศภายใต้นโยบายที่มีอยู่ในปัจจุบันของประเทศต่างๆ ทั่วโลก (Stated Policies Scenario: STEPS)
สถานการณ์แนวทางการดำเนินงานด้านสภาพภูมิอากาศที่มีการพัฒนาอย่างยั่งยืน (Sustainable Development Scenario: SDS)
ความเสี่ยงและโอกาสใน 4 ปัจจัย
จากนโยบายและกฎระเบียบจากภาครัฐ
จากการเปลี่ยนแปลงเทคโนโลยี
จากการเปลี่ยนแปลงของตลาด
จากผู้มีส่วนได้เสียและภาพลักษณ์
ความเสี่ยงและโอกาส
จากนโยบายและกฎระเบียบจากภาครัฐ
ปัจจัยที่อาจส่งผลต่อการดำเนินธุรกิจในปัจจุบันและการลงทุนในอนาคต คือ การกำหนดเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศไทยที่ได้ให้คำมั่นสัญญาในการประชุมสมัชชาประเทศภาคีอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ ซึ่งอาจจะเป็นความเสี่ยงต่อต้นทุนการผลิตของกลุ่มไทยออยล์เมื่อมีการออกกฎหมายและมาตรการต่างๆ
เพื่อผลักดันให้การบริหารจัดการสำเร็จตามเป้าหมาย เช่น ร่างพระราชบัญญัติการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ การรายงานการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและการสนับสนุนเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ กลไกทางเศรษฐศาสตร์ที่จะบังคับใช้ในอนาคต เช่น ภาษีคาร์บอน หรือระบบซื้อขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Emission Trading Scheme) เป็นต้น
อีกทั้งยังมีความเสี่ยงจากราคาคาร์บอนที่ต้นน้ำ (Upstream) กรณีประเทศต้นทางของผู้ค้าน้ำมันดิบมีการคิดราคาคาร์บอนและกระทบต่อราคาต้นทุนวัตถุดิบที่จะสูงขึ้นด้วย และความเสี่ยงจากราคาคาร์บอนที่ปลายน้ำ (Downstream) จากมาตรการภาษีระหว่างพรมแดนของสหภาพยุโรป (Carbon Boarder Adjustment Mechanism: CBAM) ที่อาจมีผลต่อราคาของสินค้าปิโตรเคมีบางชนิดหากกลุ่มไทยออยล์มีการส่งออกไปหาลูกค้าในตลาดยุโรปในอนาคต
จากสภาวะดังกล่าวธุรกิจอุตสาหกรรมน้ำมันอาจจะปรับตัวตามไม่ทันและมีความเสี่ยงที่จะส่งผลกระทบต่อต้นทุนที่สูงขึ้นและแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาดในระยะยาว อย่างไรก็ตาม มาตรการของภาครัฐอาจเป็นโอกาสให้แก่กลุ่มไทยออยล์ในการวางแผนกลยุทธ์ธุรกิจ หากภาครัฐมีการส่งเสริมหรือให้แรงจูงใจในการลงทุนในการผลิตและการใช้พลังงานสะอาด เช่น ธุรกิจไฮโดรเจน การผลิตเชื้อเพลิงอากาศยานที่ยั่งยืน เป็นต้น
มาตรการรับมือ
ติดตามความคืบหน้าของกฎหมายและกฎระเบียบของภาครัฐอย่างใกล้ชิด
จัดทำการวิเคราะห์ผลกระทบทางการเงินกรณีมีราคาคาร์บอน (Sensitivity Analysis for Carbon Pricing)
เข้าร่วมเป็นสมาชิกหรือเครือข่ายกับสมาคมด้านก๊าซเรือนกระจก เช่น เครือข่ายคาร์บอนนิวทรัลประเทศไทย (TCNN) และองค์กรธุรกิจเพื่อการพัฒนาอย่างยั่งยืน (Thailand Business Council for Sustainable Development: TBCSD) เพื่อติดตามความคืบหน้าของกฎระเบียบของภาครัฐและทิศทางการปรับตัวของภาคเอกชนไทย
ติดตามผลกระทบจากราคาคาร์บอนกรณีส่งผ่านมาจากคู่ค้าน้ำมันดิบและวางกลยุทธ์การสรรหา (Sourcing) ที่เหมาะสม
ผลการวิเคราะห์
ผลกระทบต่อการเงิน
ความเสี่ยงที่สำคัญ
1.ผลกระทบจากราคาคาร์บอน จากการปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าจากกระบวนการผลิตของบริษัทฯ โดยประเมินสถานการณ์ในกรณีที่ประเทศไทยใช้กลไกซื้อขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และอ้างอิงปริมาณควบคุม (Capacity) ตามปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของกลุ่มไทยออยล์ในปี 2566 และอ้างอิงราคาในปี 2573 และ 2593 ของภูมิภาคเอเชียจาก IEA World Energy Outlook 2021
2.ผลกระทบจากความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมัน (สินค้าของบริษัทฯ) ที่ลดลง จากการเปลี่ยนไปใช้พลังงานทางเลือกของลูกค้า (ปลายน้ำ) โดยอ้างอิงปริมาณความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมันของอาเซียนจาก IEA World Energy Outlook 2021
3.ผลกระทบจากอัตราราคาคาร์บอน จากการเพิ่มราคาต้นทุนจากผู้ค้าน้ำมันดิบ (ต้นน้ำ) กรณีผู้ค้าน้ำมันดิบได้รับผลกระทบจากภาษีคาร์บอนและส่งต่อต้นทุนมาที่บริษัทฯ ร้อยละ 100
รายละเอียดผลกระทบทางการเงินจากการวิเคราะห์สถานการณ์ช่วงเปลี่ยนผ่าน (The Transition Scenario)
การวิเคราะห์สถานการณ์ความเสี่ยงทางกายภาพ (The Physical Scenario)
RCP 2.6 สถานการณ์จำลองที่ใช้มาตรการลดก๊าซเรือนกระจกที่เข้มงวด
RCP 8.5 สถานการณ์จำลองที่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกในระดับที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว
ความเสี่ยงและโอกาสใน 2 ปัจจัย
ความเสี่ยง
จากการขาดแคลนน้ำ
มาตรการรับมือ
โครงการที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ภายใต้กลยุทธ์ระยะยาว “Long-term Water Supply Strategy ปี 2566 – 2576”
โครงการศึกษาการติดตั้งหน่วยผลิตน้ำจืดจากน้ำทะเลเพิ่มเติม (Desalination Unit)
จากปัจจุบันที่มีอยู่แล้ว 6 หน่วย เพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำจากแหล่งน้ำทะเลที่ถือว่าเป็นทรัพยากรธรรมชาติที่มีอยู่อย่างไม่จำกัดทดแทนการใช้น้ำดิบที่มีอยู่อย่างจำกัด
โครงการศึกษาการนำน้ำเสียที่เกิดขึ้นจากโรงปรับปรุงคุณภาพน้ำดิบกลับมาใช้ใหม่ (Recycle Waste Water from Water Treatment Plant)
โครงการศึกษาการนำน้ำเสียจากระบบบำบัดน้ำเสียกลับมาใช้ใหม่ โดยใช้ระบบรีเวิร์สออสโมซิส (Reverse Osmosis System)
โครงการศึกษาการนำน้ำทิ้งชุมชนเมืองพัทยากลับมาใช้ประโยชน์ใหม่ (Pattaya Wastewater Recycle)
โครงการแหล่งน้ำดิบจากบ่อน้ำเอกชน
ที่มีศักยภาพและไม่มีผลกระทบกับการใช้น้ำของชุมชนและเกษตรกร เพื่อการใช้ทรัพยากรให้เกิดประโยชน์สูงสุด และเพิ่มความหลากหลายในการบริหารจัดการแหล่งน้ำ (Water Supply Management) เพื่อลดความสี่ยงกรณีขาดแคลนน้ำดิบ บริษัทฯ ได้ทำสัญญาซื้อขายน้ำดิบกับเอกชนเรียบร้อย ปัจจุบันอยู่ระหว่างการก่อสร้างระบบส่งน้ำดิบ คาดว่าจะแล้วเสร็จและสามารถส่งน้ำให้กลุ่มไทยออยล์ได้ภายในปี 2567
โครงการที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้
โครงการที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ภายใต้กลยุทธ์ระยะยาว “Long-term Water Supply Strategy ปี 2566 – 2576” เช่น
1. โครงการศึกษาการติดตั้งหน่วยผลิตน้ำจืดจากน้ำทะเลเพิ่มเติม (Desalination Unit) จากปัจจุบันที่มีอยู่แล้ว 6 หน่วย เพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำจากแหล่งน้ำทะเลที่ถือว่าเป็นทรัพยากรธรรมชาติที่มีอยู่อย่างไม่จำกัดทดแทนการใช้น้ำดิบที่มีอยู่อย่างจำกัด
2. โครงการศึกษาการนำน้ำเสียที่เกิดขึ้นจากโรงปรับปรุงคุณภาพน้ำดิบกลับมาใช้ใหม่ (Recycle Waste Water from Water Treatment Plant)
3. โครงการศึกษาการนำน้ำเสียจากระบบบำบัดน้ำเสียกลับมาใช้ใหม่ โดยใช้ระบบรีเวิร์สออสโมซิส (Reverse Osmosis System)
4. โครงการศึกษาการนำน้ำทิ้งชุมชนเมืองพัทยากลับมาใช้ประโยชน์ใหม่ (Pattaya Wastewater Recycle)
นอกจากนี้ยังมีโครงการที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง เช่น
โครงการแหล่งน้ำดิบจากบ่อน้ำเอกชน
ที่มีศักยภาพและไม่มีผลกระทบกับการใช้น้ำของชุมชนและเกษตรกร เพื่อการใช้ทรัพยากรให้เกิดประโยชน์สูงสุด และเพิ่มความหลากหลายในการบริหารจัดการแหล่งน้ำ (Water Supply Management) เพื่อลดความสี่ยงกรณีขาดแคลนน้ำดิบ บริษัทฯ ได้ทำสัญญาซื้อขายน้ำดิบกับเอกชนเรียบร้อย ปัจจุบันอยู่ระหว่างการก่อสร้างระบบส่งน้ำดิบ และระบบควบคุมคุณภาพด้วยระบบออสโมซิส (RO) คาดว่าจะแล้วเสร็จและสามารถส่งน้ำให้กลุ่มไทยออยล์ได้ภายในปี 2569
ผลการวิเคราะห์
ผลกระทบต่อการเงิน
ความเสี่ยงที่สำคัญ
1. ผลกระทบจากภาวะขาดแคลนน้ำ กรณีแหล่งน้ำจากภาครัฐลดการจ่ายน้ำให้บริษัทฯ ลงร้อยละ 10 บริษัทฯ จะดำเนินการลงทุนตามมาตรการ Long-term Water Supply Strategy โดยมีการพิจารณาปรับเพิ่มปริมาณน้ำดิบจากแหล่งน้ำเอกชน และการพิจารณาปรับเพิ่มน้ำจืดจากน้ำทะเล โดหน่วยกลั่นน้ำทะเล (Thermal Desalination Unit) รวมทั้งการวางแผนสำรองน้ำดิบในพื้นที่ที่เหมาะสม เพื่อจัดหาน้ำดิบให้เพียงพอต่อกระบวนการผลิต ส่งผลให้ต้นทุนการผลิตเพิ่มสูงขึ้น
2. ผลกระทบจากพายุไซโคลนนอกชายฝั่ง รายได้จากการขายผลิตภัณฑ์ลดลง กรณีไม่สามารถส่งมอบผลิตภัณฑ์ผ่านการขนส่งทางเรือได้ในช่วงเวลาที่มีพายุไซโคลนนอกชายฝั่ง และการหยุดกระบวนการผลิตก่อนและหลังการเกิดพายุไซโคลนนอกชายฝั่งเพื่อความปลอดภัยของผู้ปฏิบัติงานและความเสียหายของเครื่องจักรอุปกรณ์ พร้อมทั้งดำเนินการตรวจสอบความพร้อมของพื้นที่ปฏิบัติงานหลังเหตุการณ์เพื่อความปลอดภัยก่อนเริ่มดำเนินการตามปกติ
รายละเอียดผลกระทบทางการเงินจากการวิเคราะห์สถานการณ์ความเสี่ยงทางกายภาพ (The Physical Scenario)
ปี 2567
ผลการดำเนินงาน
เพื่อมุ่งสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ กลุ่มไทยออยล์มุ่งลดก๊าซเรือนกระจกทางตรงในกระบวนการผลิตเป็นหลัก โดยมีผลการดำเนินงานในปี 2567 ดังนี้
การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางตรง (ขอบเขตที่ 1)
(ขอบเขตที่ 1)
โครงการ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาอาคารของบริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)
โครงการลดก๊าซเรือนกระจกภาคสมัครใจตามมาตรฐานของประเทศไทย (Thailand Voluntary Emission Reduction Program: T-VER)
โครงการลดก๊าซเรือนกระจกภาคสมัครใจตามมาตรฐานของประเทศไทย (Thailand Voluntary Emission Reduction Program:
T-VER)
โครงการ โรงไฟฟ้าพลังงานร่วมขนาด 239 เมกะวัตต์ ณ อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี ของบริษัท ท็อป เอสพีพี จำกัด
โครงการลดก๊าซเรือนกระจกภาคสมัครใจตามมาตรฐานของประเทศไทย (T-VER) โดยองค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก (องค์การมหาชน)
โครงการลดก๊าซเรือนกระจกภาคสมัครใจตามมาตรฐานของประเทศไทย (T-VER) โดยองค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก (องค์การมหาชน)
โครงการประเภทกิจกรรมเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน
โครงการ Low Emission Supporting Scheme (LESS) จากการดำเนินกิจกรรมประเภทอนุรักษ์พลังงานด้านการเพิ่มประสิทธิภาพของกลุ่มไทยออยล์
โครงการ Low Emission Supporting Scheme (LESS) จากการดำเนินกิจกรรมประเภทอนุรักษ์พลังงานด้านการเพิ่มประสิทธิภาพของกลุ่มไทยออยล์
ทั้งนี้ การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจกดังกล่าวข้างต้น สามารถควบคุมก๊าซมีเทนให้อยู่ภายใต้เป้าหมายที่กำหนด เนื่องจากก๊าซมีเทนของกลุ่มไทยออยล์ส่วนใหญ่มาจากแหล่งกำเนิดเดียวกันกับแหล่งกำเนิดก๊าซเรือนกระจก
กลุ่มไทยออยล์ได้กำหนดเป้าหมายระยะยาว ระยะกลาง และเป้าหมายรายปี ซึ่งเป้าหมายรายปีมีการประเมินจากปริมาณพลังงานที่ใช้ของแผนธุรกิจในแต่ละปี โดยการดำเนินโครงการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในกระบวนการผลิตในปี 2567 ส่งผลให้กลุ่มไทยออยล์สามารถบรรลุเป้าหมายก๊าซเรือนกระจก ขอบเขตที่ 1 ที่กำหนดไว้ ดังนี้
การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางอ้อม (ขอบเขตที่ 2)
กลุ่มไทยออยล์มีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางอ้อม (ขอบเขตที่ 2) ที่เกิดจากการซื้อพลังงานไฟฟ้าในโครงการ โดยมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางอ้อม (ขอบเขตที่ 2) อยู่ที่ 30,753 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (tCO2e) หรือคิดเป็น ร้อยละ 0.88 ของการปล่อยก๊าซเรือนกระจกขอบเขตที่ 1 และ 2 ซึ่งบรรลุตามเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกขอบเขตที่ 2 ที่กำหนดไว้ที่ไม่เกิน 90,000 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (tCO2e)
ตั้งแต่ปี 2566 กลุ่มไทยออยล์ได้ขยายขอบเขตการรายงานการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางอ้อม (ขอบเขตที่ 2) เนื่องจากการดำเนินงานที่ศรีราชามีสัดส่วนการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่สำคัญเกี่ยวกับการใช้พลังงานในการดำเนินงานจากการใช้สาธารณูปโภค และการใช้พลังงานในสำนักงานศรีราชา โดยได้มีการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ผ่านการใช้พลังงานหมุนเวียน อีกทั้งมีการใช้ไฟฟ้าที่ซื้อจากระบบโซลาร์รูฟท็อปของอาคารสัฏฐิวรรษวิรุฬห์ (Thai Oil Sriracha Building: TSB) และอาคารสำนักงานวิศวกรรม (Engineering Building Center: EBC)
การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางอ้อม (ขอบเขตที่ 3)
การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจกทางอ้อมอื่นๆ (ขอบเขตที่ 3) ในห่วงโซ่อุปทานของกลุ่มไทยออยล์ มีดังนี้
ศึกษาและสร้างโอกาสในการเพิ่มมูลค่าของเสียจากการฝังกลบผ่านการจัดการโดยวิธีการ 3Rs เพื่อควบคุมการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการฝังกลบกากของเสีย โดยในปี 2567 กลุ่มไทยออยล์สามารถบรรลุเป้าหมายการฝังกลบของเสียเป็นศูนย์ตามที่ตั้งไว้อย่างต่อเนื่อง
ประเมินความเสี่ยงและจัดทำแผนงาน เพื่อลดการสูญเสียน้ำมันดิบระหว่างการขนส่งจากผู้ผลิตสู่โรงกลั่น (Ocean Loss) รวมถึงออกแบบระบบขนถ่ายผลิตภัณฑ์ผ่านท่อขนส่งผลิตภัณฑ์ เพื่อลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากแหล่งการผลิตและการขนส่งผลิตภัณฑ์ทางรถและเรือตามลำดับ โดยคณะทำงานด้านการจัดการพลังงานและลดการสูญเสียน้ำมัน (Energy and Loss Committee)
สนับสนุนการจัดซื้อผลิตภัณฑ์และบริการที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมจากคู่ค้า และเพิ่มมูลค่าของเสียโดยการ Upcycling เช่น Upcycling Plastic Waste เป็นเสื้อ QSHE สำหรับพนักงานและพนักงานผู้รับเหมา, Upcycling เศษอาหารเป็นปุ๋ย และอื่นๆ ภายใต้โครงการ Thaioil CE WE GO
จำหน่ายผลิตภัณฑ์คาร์บอนต่ำ เพื่อลดปริมาณก๊าซเรือนกระจกขั้นปลายจากผู้ใช้ ได้แก่ แก๊สโซฮอล์ ไบโอดีเซล ไบโอเอทานอล เป็นต้น
ประเภทผลิตภัณฑ์สีเขียว | รายชื่อผลิตภัณฑ์ของกลุ่มไทยออยล์ | บริษัท | ยอดขาย (ล้านบาท) | ปริมาณ |
|---|---|---|---|---|
ผลิตภัณฑ์ที่ใช้พืชหรือผลผลิตจากการเกษตรทดแทนวัตถุดิบจากปิโตรเลียม (Bio-based Product) | เอทานอลจากมันสำปะหลัง | Thaioil Ethanol Company Limited (TET) | 1,715.70 | 56.40 ล้านลิตร |
Ethanol 99.5% (จากมันสำปะหลังและข้าวโพด) | TOPNEXT International Company Limited (TX) | 1.79 | 41.69 ตัน | |
ผลิตภัณฑ์ที่สามารถแตกสลายได้โดยชีวภาพ (Biodegradable Product) | Linear Alkyl Benzene (LAB) | LABIX Company Limited (LABIX) | 7,633.46 | 150,437.71 ตัน |
Heavy Alkyl Benzene (HAB) | 76.59 | 2,197.27 ตัน | ||
ผลิตภัณฑ์ที่สามารถย่อยสลายได้โดยชีวภาพ (Compostable Product) | ผลิตภัณฑ์สารชะล้างทำความสะอาด (KEEEN) | TOPNEXT International Company Limited (TX) | 0.61 | 3.50 ตัน |
ผลิตภัณฑ์ที่ลดการปล่อยมลพิษสู่สิ่งแวดล้อม (Emission Reduction) | สารทำละลายที่ปราศจากสารเบนซีน ได้แก่ | TOPNEXT International Company Limited (TX) | ||
– TOPSol BF: Benzene Free | 51.60 | 1,038.58 ตัน | ||
– Xylene (Isomer): Low Ethylbenzene | 1,108.31 |
32,737.58 ตัน | ||
– Methyl Cyclohexane (MCH) | TOP Solvent (Vietnam) Limited liability Company (TSV) | 2.88 | 53.32 ตัน | |
สารทำละลายที่มีสารประกอบกลุ่มโพลีไซคลิก อะโรเมติก ไฮโดรคาร์บอน ในปริมาณต่ำ (TOPSol A 150 ND: Low PAHs) | TOPNEXT International Company Limited (TX) | 44.69 | 678.14 ตัน | |
น้ำมันยางสะอาด (TDAE, TRAE, AROS) ที่มีปริมาณ PCA ต่ำกว่าค่ามาตรฐานสากล จึงไม่ก่อให้เกิดมะเร็งและการเปลี่ยนแปลงพันธุกรรมในมนุษย์ | Thai Lube Base Public Company Limited (TLB) | 2,922.23 | 89,675.00 ตัน | |
น้ำมันเตากำมะถันต่ำที่มีปริมาณกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.5 (LSFO หรือ FO IMO) | Thai Oil Public Company Limited (TOP) | 2,885.66 |
152.83 ล้านลิตร | |
ผลิตภัณฑ์ที่ปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำกว่าผลิตภัณฑ์กลุ่มเดียวกันในตลาด (Avoided GHG Emission Product) | Cyclopentane CP80, CP97 ซึ่งเป็นสารทดแทน CFC และ HCFC | TOPNEXT International Company Limited (TX) | 14.92 | 194.90 ตัน |
แก๊สโซฮอล (Gasohol) | Thai Oil Public Company Limited (TOP) | 45,209.92 |
1,434.66 ล้านลิตร | |
ไบโอดีเซล (Biodiesel) | 122,554.67 | 4,535.29 ล้านลิตร |
ประสิทธิภาพและความก้าวหน้าของเทคโนโลยีการดักจับ การใช้ประโยชน์ และการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture Utilization and Storage: CCUS)
ในปี 2565 กลุ่มไทยออยล์ได้ทำการศึกษาเบื้องต้นสำหรับหน่วยผลิตที่มีศักยภาพในการประยุกต์ใช้เทคโนโลยี CCS พร้อมทั้งประมาณการงบประมาณการลงทุนสำหรับการติดตั้งระบบดักจับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จากกระบวนการผลิต รวมถึงการขนส่งและการกักเก็บเพื่อบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกในช่วงเวลาต่างๆ นอกจากนี้ กลุ่มไทยออยล์ร่วมมือกับบริษัทในกลุ่ม ปตท. อย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เพื่อดำเนินการศึกษาความเป็นไปได้เบื้องต้นเกี่ยวกับเทคโนโลยี CCS โดยเทียบเคียงมุมมองทั้งในระดับภูมิภาคและระดับสากล การศึกษาครอบคลุมการวิเคราะห์ความพร้อมของเทคโนโลยี รวมถึงการประเมินผลกระทบทางการเงิน การสนับสนุนด้านกฎระเบียบจากองค์กรต่างๆ ในระดับภูมิภาคและระดับสากล ตลอดจนผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่อาจเกิดขึ้นและมีความเกี่ยวข้องกับเทคโนโลยี CCUS รวมถึงการประเมินความต้องการของเทคโนโลยี CCUS ในภาคส่วนต่างๆทั้งในปัจจุบันและอนาคต
ในปี 2566 ผลการศึกษา ตลอดทั้งห่วงโซ่คุณค่าของ CCS ข้างต้นได้ถูกรวบรวมเป็นรายงานฉบับสมบูรณ์เกี่ยวกับโครงการ Eastern Thailand CCS Hub เพื่อสื่อสารให้หน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องทราบถึงความจำเป็นของกรอบนโยบายและกลไกกฎระเบียบในการสนับสนุนการขับเคลื่อนการดำเนินโครงการ CCS ในประเทศไทย
ในปี 2567 บริษัทฯ และกลุ่ม ปตท. ได้มีการหารือกับหน่วยงานภาครัฐและองค์กรต่างๆ เช่น สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย กรมโรงงานอุตสาหกรรม กรมควบคุมมลพิษ และกรมเจ้าท่า เพื่อให้การสนับสนุนการดำเนินการให้สอดคล้องตามเป้าหมายด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศของประเทศไทย รวมถึงผลักดันนโยบาย กฎหมาย และแนวทางสนับสนุน ตลอดจนการหาโอกาสในการจัดหาแหล่งเงินลงทุนและศึกษาความต้องการของตลาดอีกด้วย
ผลการศึกษาความเป็นไปได้เบื้องต้นเกี่ยวกับการลงทุนในเทคโนโลยี CCS โดยวิเคราะห์จากโครงการ Longship และ Northern Lights (Bellona,2020) ในประเทศนอร์เวย์ พบว่า ต้นทุนการลงทุน (CAPEX) และต้นทุนการดำเนินงาน (OPEX) ของเทคโนโลยี CCS ตลอดห่วงโซ่อุปทาน (Levelized Cost) มีค่าใช้จ่ายลงทุนอยู่ในระดับที่สูง1 เพื่อเพิ่มความเป็นไปได้ในการดำเนินโครงการ CCS บริษัทฯ วางแผนการดำเนินการสำรวจและศึกษาต่อเนื่องเกี่ยวกับเทคโนโลยีการดักจับคาร์บอนที่มีต้นทุนต่ำและมีประสิทธิภาพมากขึ้น ซึ่งคาดว่าจะช่วยลดต้นทุนในอนาคตได้ นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังมุ่งเน้นการพัฒนาโมเดลธุรกิจ CCS ร่วมกับกลุ่มปตท. และกลุ่มพันธมิตร รวมทั้งแสวงหาแหล่งเงินทุนสนับสนุน เพื่อให้มั่นใจว่าโครงการสามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย ภายในกรอบระยะเวลาและต้นทุนที่เหมาะสม สำหรับการศึกษาที่จะดำเนินการเพิ่มเติม จะครอบคลุมทั้งเทคโนโลยี CCS โดยตัวอย่างเทคโนโลยีที่มีความพร้อมใช้งานในปัจจุบัน อาทิ เช่น เทคโนโลยีการดูดซับด้วยสารดูดซับ (Amine-based Solvents) ระบบท่อส่งคาร์บอนบนบกและนอกชายฝั่ง (Onshore and Offshore Pipelines) ซึ่งจะช่วยให้บริษัทฯ สามารถรวบรวมข้อมูลที่เป็นประโยชน์ต่อการตัดสินใจในอนาคต และเพิ่มความมั่นใจในความสำเร็จของโครงการ CCS
หมายเหตุ:
1. อ้างอิงจากโครงการ Longship และ Northern Lights ในประเทศนอร์เวย์พบว่าต้นทุนการลงทุน (CAPEX) และต้นทุนการดำเนินงาน (OPEX) ของเทคโนโลยี CCS ตลอดห่วงโซ่อุปทาน (Levelized Cost) อยู่ที่ประมาณ มากกว่า 200 ดอลลาร์สหรัฐต่อตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (USD/tCO₂e) (https://bellona.org/publication/briefing-norways-longship-ccs-project)
