กลุ่ม IPP

บริษัทหลักทรัพย์ เคจีไอ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) เปิดเผยในบทวิเคราะห์ประเมินผลกระทบจากการจัดหา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ของภาคการไฟฟ้าไทย โดยอ้างอิงข้อมูลจากการบรรยายของบริษัท โกลบอล เพาเวอร์ ซินเนอร์ยี่ จำกัด (มหาชน) หรือ GPSC ระบุว่า ความตึงเครียดในภูมิภาคตะวันออกกลางอาจเพิ่มความเสี่ยงต่อราคาพลังงานและต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะถัดไป ฝ่ายวิจัยระบุว่า ช่องแคบฮอร์มุซถือเป็นจุดยุทธศาสตร์สำคัญของการขนส่ง LNG ของโลก โดยรองรับการขนส่งประมาณ 20% ของปริมาณทั้งหมด ส่งผลให้ความขัดแย้งในภูมิภาคดังกล่าวสามารถกระทบต่อราคาพลังงานในตลาดโลกได้อย่างมีนัยสำคัญ โดยล่าสุดราคา Asian Spot LNG (JKM) ปรับตัวเพิ่มขึ้นเกือบเท่าตัว จากระดับประมาณ 11 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู เป็นราว 25 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ในช่วงที่สถานการณ์ตึงเครียด สำหรับประเทศไทย ปัจจุบันมีการนำเข้า LNG ประมาณ 8–11 ล้านตันต่อปี โดยบางส่วนของอุปทานมีความเชื่อมโยงกับเส้นทางการขนส่งผ่านตะวันออกกลางและช่องแคบฮอร์มุซ จึงทำให้มีความเสี่ยงจากปัจจัยด้านภูมิรัฐศาสตร์ดังกล่าว ในโครงสร้างพลังงานของประเทศ ก๊าซธรรมชาติยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า โดยคิดเป็นสัดส่วนสำคัญของกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งระบบ ขณะที่ในปี 2568 การนำเข้า LNG คิดเป็นส่วนหนึ่งของอุปทานก๊าซทั้งหมด ส่วนที่เหลือมาจากแหล่งผลิตภายในประเทศบริเวณอ่าวไทยและเมียนมา ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LNG นำเข้ามีความเชื่อมโยงโดยตรงกับราคาก๊าซในระบบ pool gas ซึ่งเป็นต้นทุนหลักที่ใช้ในการคำนวณค่าไฟฟ้า ด้านแนวโน้มค่าไฟฟ้า หากราคาก๊าซปรับตัวเพิ่มขึ้น หน่วยงานกำกับดูแลอาจตรึงค่า FT (Fuel Tariff) ไว้ชั่วคราวเพื่อลดภาระของผู้บริโภค แต่ในระยะถัดไปยังมีความเป็นไปได้ที่จะต้องมีการปรับขึ้นเพื่อสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ขณะที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (EGAT) ยังมีภาระต้นทุนสะสมประมาณ 40,000 ล้านบาท ซึ่งลดลงอย่างมีนัยสำคัญจากระดับราว 100,000–150,000 ล้านบาทในช่วงวิกฤตราคาพลังงานจากสงครามรัสเซีย–ยูเครน โดยทั่วไปแล้ว ต้นทุน LNG ที่ปรับเพิ่มขึ้นจะใช้เวลาประมาณ 3–6 เดือน ก่อนจะส่งผ่านเข้าสู่ราคาก๊าซในระบบ ซึ่งอาจเริ่มสะท้อนผลกระทบตั้งแต่ช่วงไตรมาส 2 ของปี 2569 เป็นต้นไป ในด้านความมั่นคงทางพลังงาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือ PTT ประเมินว่า หากการนำเข้า LNG จากกาตาร์เกิดการหยุดชะงัก อาจส่งผลกระทบต่อการนำเข้าประมาณ 2 เดือน จากปริมาณนำเข้ารวมราว 15–17 เที่ยวเรือต่อเดือน ซึ่งยังอยู่ในระดับที่สามารถบริหารจัดการได้ นอกจากนี้ ไทยยังมีการกระจายแหล่งนำเข้า LNG ผ่านสัญญา portfolio จากหลายประเทศ เช่น มาเลเซีย อินโดนีเซีย ออสเตรเลีย และสหรัฐอเมริกา รวมทั้งภาครัฐยังเร่งเพิ่มกำลังการผลิตก๊าซในอ่าวไทยเพื่อลดการพึ่งพา LNG นำเข้า สำหรับ GPSC โรงไฟฟ้าในกลุ่ม IPP ส่วนใหญ่ดำเนินงานภายใต้กลไกการส่งผ่านต้นทุนพลังงาน (energy cost pass-through) กับภาครัฐ ขณะที่โรงไฟฟ้ากลุ่ม SPP สามารถส่งผ่านต้นทุนเชื้อเพลิงบางส่วนไปยังลูกค้าอุตสาหกรรม และมีรายได้บางส่วนเชื่อมโยงกับค่า FT นอกจากนี้ โรงไฟฟ้า IPP ของบริษัทสามารถปรับใช้เชื้อเพลิงดีเซลได้ในกรณีที่ก๊าซขาดแคลน และยังมีสต็อกถ่านหินเพียงพอสำหรับการผลิตไฟฟ้าอย่างน้อยประมาณ 2 เดือน ขณะที่อุปสงค์ไฟฟ้าจากภาคอุตสาหกรรมยังคงทรงตัว และยังไม่พบสัญญาณการชะลอตัวอย่างมีนัยสำคัญ โดย GPSC อยู่ระหว่างการเจรจากับลูกค้าบางรายเพื่อปรับโครงสร้างราคาที่เชื่อมโยงกับต้นทุนก๊าซในสัญญา ทั้งนี้ ฝ่ายวิจัยยังคงให้น้ำหนักการลงทุนในกลุ่มโรงไฟฟ้าในระดับ “เท่ากับตลาด” จากความไม่แน่นอนของสถานการณ์พลังงานในปัจจุบัน อย่างไรก็ตาม มองว่าหุ้นโรงไฟฟ้ากลุ่ม SPP มีความน่าสนใจมากกว่ากลุ่ม IPP สำหรับนักลงทุนที่สามารถรับความเสี่ยงได้สูง เนื่องจากหากสถานการณ์ความขัดแย้งคลี่คลายเร็วกว่าคาด หุ้น SPP ยังมีความน่าสนใจในเชิงความคุ้มค่าระหว่างความเสี่ยงและผลตอบแทนมากกว่า