LNGสหรัฐ

นางสาวณัฐนรี จิรัปปภา นักวิจัย บริษัท ศูนย์วิจัยกสิกรไทย จำกัด เปิดเผยแนวโน้มอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติไทยว่า รายได้ธุรกิจก๊าซธรรมชาติคาดจะลดลงในปี 2568 และ 2569 โดยรายได้ของผู้ผลิตและนำเข้าก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะหดตัว 7.4% และ 8.1% เนื่องจากราคา Pool Gas มีแนวโน้มลดลง 3.7% และ 5.2% ในปี 2568 และ 2569 ทั้งนี้ราคา Pool Gas คำนวณจากการถ่วงน้ำหนักราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ก๊าซจากเมียนมา (Myanmar Gas) และก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่นำเข้า โดยราคา Pool Gas ในปี 2568 มีระดับต่ำกว่าปี 2566 เนื่องจากมีการเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตั้งแต่ พ.ค. 2567โดยราคาPool Gas ลดลงจากการที่ภาคปิโตรเคมีเปลี่ยนจากการใช้ราคาอ่าวไทยมาร่วมใช้ราคา Pool Gas ในปี 2568 ราคา Pool Gas คาดว่าจะลดลงจากราคา Gulf Gas ที่ จะหดตัวตามทิศทางขาลงของราคาน้ำมันดิบดูไบ และยังได้รับแรงกดดันจากอุปทานก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่จะสามารถผลิตได้เต็มกำลังตลอดปีนี้ อย่างไรก็ดีราคา Pool Gas ก็เผชิญแรงกดดันจากราคานำเข้า LNG เฉลี่ยที่ คาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามราคาก๊าซธรรมชาติ Henry Hub และ JKM (Japan-Korea Marker) ที่มีแนวโน้มปรับสูงขึ้น เพราะอุปทานที่ตึงตัวในสหรัฐฯ ประกอบกับความต้องการ LNG ในเอเชียที่เร่งตัวสูงในช่วงไตรมาสแรกส่งผลให้ปริมาณก๊าซสำรองลดลง สำหรับปี 2569 ราคา Pool Gas มีแนวโน้มหดตัวลงไปอีก เพราะราคา Gulf Gas ยังมีทิศทางลดลง ตามราคาน้ำมันดิบดูไบ นอกจากนี้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยก็มีแนวโน้มหดตัวตามราคาอ้างอิง JKM ที่ คาดว่าจะลดลงจากอุปทาน LNG โลกที่ขยายตัว ประกอบกับการที่ไทยเริ่มนำเข้าLNG จากสหรัฐฯ ตาม สัญญาระยะยาว ซึ่งเป็นผลจากการเจรจาภาษีทรัมป์ ก็จะช่วยลดการพึ่งพาการซื้อ spot LNG (อ้างอิง ราคา Henry Hub) ที่มีราคาสูงกว่า อุปสงค์ก๊าซธรรมชาติไทยมีแนวโน้มลดลง 3.8% และ 3.0% ในปี 2568 และ 2569 โดยการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยแบ่งเป็น 3 ตลาด คือ ภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และ ภาคขนส่ง (NGV) ทั้งนี้แนวโน้มความต้องการก๊าซธรรมชาติสามารถวิเคราะห์ได้ดังนี้ 1.ภาคการผลิตไฟฟ้าคาดว่าจะหดตัวในปี 2568 และ 2569 ความต้องการก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าคาดว่าจะลดลง 7.2% ในปี 2568 จากการเติบโตของปริมาณนำเข้าไฟฟ้าและการใช้พลังงานหมุนเวียน โดยเฉพาะปริมาณไฟฟ้าพลังน้ำที่ขยายตัวตามปริมาณน้ำที่เพิ่มขึ้นเพราะปรากฏการณ์ลานีญา สำหรับปี 2569 ความต้องการภาคการผลิตไฟฟ้าคาดว่าจะหดตัว 3.9% เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานน้ำมีแนวโน้มลดลงตามปริมาณน้ำที่คาดว่าจะน้อยกว่าปี 2568 2.อุปสงค์ก๊าซภาคอุตสาหกรรมคาดว่าจะเพิ่มขึ้นในปี 2568 และลดลงในปี 2569 สำหรับปี 2568 อุปสงค์ ภาคอุตสาหกรรมคาดว่าจะขยายตัว 2.9% โดยมีแรงหนุนจากปริมาณก๊าซดิบจากแหล่งเอราวัณที่เพิ่มขึ้นสำหรับป้อนโรงแยกก๊าซในการผลิตอีเทน ซึ่งมีความต้องการสูงขึ้น จากอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ความต้องการภาคอุตสาหกรรมคาดว่าจะลดลง 1.5% ในปี 2569 ตามแนวโน้มความต้องการ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีที่คาดว่าจะลดลงจากการบริโภคภาคครัวเรือนและเศรษฐกิจโดยรวมที่จะเติบโตในอัตราจำกัด รวมไปถึงการแข่งขันกับผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีจากจีน 3.ความต้องการก๊าซธรรมชาติภาคขนส่ง (NGV) คาดว่าจะลดลง 15.6% และ 7.5% ในปี 2568 และ 2569 ตามจำนวนรถสะสมที่ใช้ก๊าซ CNG (Compressed Natural Gas) ที่มีทิศทางหดตัวอย่างต่อเนื่อง โดยในปีงบประมาณ 2568 จำนวนรถสะสมที่ใช้ก๊าซ CNG ลดลงมาอยู่ที่ 215,908 คัน จาก370,666 คัน ในปี 2562 นอกจากนี้ยังมีแรงกดดันจากการลดลงของสถานีบริการ NGV เพราะ ผู้ประกอบการหันมาเน้นสร้างรายได้และกำไรเพิ่มจากธุรกิจที่ไม่ใช่ NGV มากขึ้น ทำให้ NGV มีบทบาทลดลงอย่างชัดเจน กำไรขั้นต้นต่อหน่วยของผู้ผลิตและนำเข้าก๊าซธรรมชาติมีทิศทางลดลง 9.5% และ7.4% ในปี 2568 และ 2569 เพราะต้นทุนที่เพิ่มขึ้นตามราคานำเข้าก๊าซเฉลี่ยที่มีแนวโน้มสูงขึ้นจากการนำเข้า LNG เพื่อแทนแหล่งก๊าซจากเมียนมาที่มีต้นทุนต่ำกว่า แต่กำลังเผชิญภาวะอุปทานตึงตัว การนำเข้าก๊าซธรรมชาติไทยคาดว่าจะหดตัว 14.0% ในปี 2568 และเพิ่มขึ้น 5.2% ในปี 2569 ในปัจจุบันไทยนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาและLNG โดยในปี 2567 การนำเข้าจากเมียนมาคิดเป็นราว 28% ในขณะที่ LNG มีสัดส่วน 72% จากปริมาณนำเข้าก๊าซธรรมชาติทั้งหมด ทั้งนี้การนำเข้า LNG 70% เป็น spot LNG ในขณะที่ ส่วนที่เหลือเป็นสัญญาระยะยาว ซึ่งปัจจุบันมีเพียงสัญญากับกาตาร์และมาเลเซีย สาเหตุที่ไทยพึ่งพา spot LNG ในสัดส่วนสูง มาจากการนำเข้าก๊าซจากเมียนมาที่มีแนวโน้มลดลง ประกอบกับการเจรจาทำสัญญา LNG ระยะยาวที่ มักใช้เวลาราว 2-3 ปี โดยสัญญาล่าสุดคือการน าเข้า LNG จากสหรัฐฯ ซึ่งจะเริ่มในปี 2569 1.ปริมาณนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาคาดว่าจะลดลงในปี 2568 และ 2569 การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากเมียนมามีแนวโน้มลดลง 20.1% ในปี 2568 เนื่องจากแหล่งก๊าซ หลักของเมียนมา เช่น ยาดานาและซอติก้าใกล้หมดอายุ และขาดการลงทุนใหม่ๆ ซึ่งเป็นผลมาจากความไม่แน่นอนทางการเมืองในเมียนมา ในปี 2569 การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาคาดว่าจะลดลงในอัตราที่ชะลอลงจากปี ก่อนหน้ามาอยู่ที่ 5.4% เพราะมีแผนขุดเจาะหลุมก๊าซใหม่ในแหล่งยาดานาและซอติก้า 2.ปริมาณนำเข้า LNG มีแนวโน้มหดตัวในปี 2568 และเติบโตในปี 2569 ในปี 2568 การนำเข้า LNG คาดว่าจะลดลง 11.7% เพราะอุปสงค์ก๊าซธรรมชาติของไทยมี แนวโน้มหดตัวในปีนี้ ประกอบกับแหล่งก๊าซเอราวัณก็คาดว่าจะผลิตได้เต็มกำลังตลอดทั้งปี สำหรับปี 2569 การนำเข้า LNG มีทิศทางเพิ่มขึ้น 8.8% เพราะสัญญาระยะยาวฉบับใหม่ เพื่อนำเข้า LNG จากสหรัฐฯ ตามการเจรจาภาษีทรัมป์ มีกำหนดเริ่มต้นการส่งมอบในปี 2569 ความเสี่ยงของอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติไทยในระยะกลางถึงยาว -ร่าง PDP 2025 มีแนวโน้มลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้า ซึ่งคาดว่าจะน้ อยกว่า 41% จากที่ เคยระบุในร่างแผนเดิม (PDP 2024) เพื่อให้สอดคล้องกับการปรับเป้าหมาย Net Zero จากปี 2608 มาเป็นปี 2593 ทั้งนี้สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 54.8% ในช่วงเดือน ม.ค. - ส.ค. ปี 2568 -อุปทานก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศมีแนวโน้มลดลง ทำให้ต้องมีการนำเข้า LNG เพิ่มขึ้น การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในไทยมีแนวโน้มลดลงตามอายุ ที่มากขึ้นของแหล่งก๊าซหลักอย่างเอราวัณและบงกช ทั้งนี้ สถานการณ์อุปทานก๊าซธรรมชาติในไทยอาจมีการเปลี่ยนแปลง หากมีความคืบหน้าในการเจรจาพื้นที่ทับซ้อนทางทะเลไทย-กัมพูชา (OCA) ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตามการหารือด้านพลังงานในพื้นที่ดังกล่าวถูกชะลอจากวิกฤตพรมแดนและการปิดด่านระหว่างไทย-กัมพูชากลางปี 2568 -ความไม่แน่นอนของการนำเข้าก๊าซจากเมียนมา ส่งผลต่อเสถียรภาพของอุปทาน แหล่ง ยาดานาและซอติก้าในเมียนมาใกล้ สิ้นสุดสัญญา โดยโครงการดังกล่าวจะหมดอายุสัมปทานในปี 2571 และ 2587 ตามลำดับ ประกอบกับสถานการณ์ความไม่มั่นคงทางการเมืองในเมียนมา ทำให้ อาจเกิดการหยุดชะงักหรือการลดปริมาณก๊าซที่ส่งมาไทย -สถานีรับ-จ่าย LNG (LNG Terminal) อาจไม่เพียงพอรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้นในอนาคต แม้ว่าไทยมีการลงทุนขยาย LNG Terminal เช่น มาบตาพุดและหนองแฟบ แต่หากการขยายโครงสร้างพื้นฐานล่าช้า อาจทำให้เกิดข้อจำกัดในการจัดการก๊าซและเกิดปัญหาการขาดแคลน ในช่วงที่มีความต้องการใช้สูง -การปรับโครงสร้างราคา Pool Gas จะกระทบต่อต้นทุนก๊าซของแต่ละภาคส่วน โดยขึ้นอยู่กับ นโยบายภาครัฐที่จะกำหนดราคาอ้างอิงของแต่ละภาคส่วน เช่น ในกรณีที่ภาครัฐต้องการลดภาระต้นทุนเชื้อเพลิงของภาคการผลิตไฟฟ้าอาจมีการปรับโครงสร้างราคาPool Gas เพื่อให้ราคาอ้างอิงลดลง โดยให้ภาคส่วนอื่นใช้ ราคาLNG นำเข้าซึ่งมีราคาสูงกว่า

LNGสหรัฐ

ศูนย์วิจัยกสิกรฯ ชี้รายได้ก๊าซไทยขาลงปี 68–69 ราคา Pool Gas ดีมานด์ไฟฟ้า-NGV ลด

บริษัท บูรพาทัศน์ (1999) จำกัด