ศูนย์วิจัยกสิกรไทย ระบุว่าแนวโน้มอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติไทย รายได้มีแนวโน้มลดลงในปี 2568 และ 2569 เพราะราคา Pool Gas คาดว่าจะหดตัว 3.7% และ 5.2% ตามทิศทางขาลงของราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ในขณะที่ อุปสงค์ก๊าซธรรมชาติในไทยคาดว่าจะลดลง 3.8% และ 3.0% ในปี 2568 และ 2569 จากความต้องการภาคการผลิตไฟฟ้าที่จะลดลง ตามการนำเข้าไฟฟ้าและการใช้พลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้น ส่วนภาคขนส่ง (NGV) ก็มีแนวโน้มหดตัวจากจำนวนรถ CNG ที่ลดลง
ปริมาณนำเข้าก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะลดลง 14.0% ในปี 2568 เพราะการนำเข้าจากเมียนมามีทิศทางหดตัวจากแหล่งก๊าซหลักของเมียนมาที่ผลิตน้อยลงอย่างต่อเนื่อง สาหรับปี 2569 การนำเข้าก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มเพิ่มขึ้น 5.2% เนื่องจากสัญญาระยะยาวเพื่อนำเข้า LNG จากสหรัฐฯ มีกาหนดเริ่มส่งมอบในปี 2569
รายได้ของผู้ผลิตและนำเข้าก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะหดตัว 7.4% และ 8.1% เนื่องจากราคา Pool Gas มีแนวโน้มลดลง 3.7% และ 5.2% ในปี 2568 และ 2569 ทั้งนี้ ราคา Pool Gas คำนวณจากการถ่วงน้ำหนักราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ก๊าซจากเมียนมา (Myanmar Gas) และก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่นำเข้า โดยราคา Pool Gas ในปี 2568 มีระดับต่ำกว่าปี 2566 เนื่องจากมีการเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตั้งแต่ พ.ค. 2567 โดยราคา Pool Gas ลดลงจากการที่ภาคปิโตรเคมีเปลี่ยนจากการใช้ราคาอ่าวไทยมาร่วมใช้ราคา Pool ในปี 2568 ราคา Pool Gas คาดว่าจะลดลง จากราคา Gulf Gas ที่จะหดตัวตามทิศทางขาลงของราคาน้ามันดิบดูไบ และยังได้รับแรงกดดันจากอุปทานก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่จะสามารถผลิตได้เต็มกำลังตลอดปีนี้
อย่างไรก็ดี ราคา Pool Gas ก็เผชิญแรงกดดันจากราคานำเข้า LNG เฉลี่ยที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามราคาก๊าซธรรมชาติ Henry Hub และ JKM (Japan-Korea Marker) ที่มีแนวโน้มปรับสูงขึ้น เพราะอุปทานที่ตึงตัวในสหรัฐฯ ประกอบกับความต้องการ LNG ในเอเชียที่เร่งตัวสูงในช่วงไตรมาสแรก ส่งผลให้ปริมาณก๊าซสำรองลดลง
สำหรับปี 2569 ราคา Pool Gas มีแนวโน้มหดตัวลงไปอีก เพราะราคา Gulf Gas ยังมีทิศทางลดลงตามราคาน้ำมันดิบดูไบ นอกจากนี้ ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยก็มีแนวโน้มหดตัวตามราคาอ้างอิง JKM ที่คาดว่าจะลดลงจากอุปทาน LNG โลกที่ขยายตัว ประกอบกับการที่ไทยเริ่มนำเข้า LNG จากสหรัฐฯ ตามสัญญาระยะยาว ซึ่งเป็นผลจากการเจรจาภาษีทรัมป์ ก็จะช่วยลดการพึ่งพาการซื้อ spot LNG (อ้างอิงราคา Henry Hub) ที่มีราคาสูงกว่า
การใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยแบ่งเป็น 3 ตลาด คือ ภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง (NGV) ทั้งนี้ แนวโน้มความต้องการก๊าซธรรมชาติสามารถวิเคราะห์ได้ดังนี้
1.ภาคการผลิตไฟฟ้าคาดว่าจะหดตัวในปี 2568 และ 2569 ความต้องการก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าคาดว่าจะลดลง 7.2% ในปี 2568 จากการเติบโตของปริมาณนำเข้าไฟฟ้า และการใช้พลังงานหมุนเวียน โดยเฉพาะปริมาณไฟฟ้าพลังน้ำ ที่ขยายตัวตามปริมาณน้ำที่เพิ่มขึ้นเพราะปรากฏการณ์ลานีญา สำหรับปี 2569 ความต้องการภาคการผลิตไฟฟ้าคาดว่าจะหดตัว 3.9% เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานน้ำที่มีแนวโน้มลดลงตามปริมาณน้ำที่คาดว่าจะน้อยกว่าปี 2568
2.อุปสงค์ก๊าซภาคอุตสาหกรรมคาดว่าจะเพิ่มขึ้นในปี 2568 และลดลงในปี 2569 สำหรับปี 2568 อุปสงค์ภาคอุตสาหกรรมคาดว่าจะขยายตัว 2.9% โดยมีแรงหนุนจากปริมาณก๊าซดิบจากแหล่งเอราวัณที่เพิ่มขึ้นสำหรับป้อนโรงแยกก๊าซในการผลิตอีเทน ซึ่งมีความต้องการสูงขึ้นจากอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ความต้องการภาคอุตสาหกรรมคาดว่าจะลดลง 1.5% ในปี 2569 ตามแนวโน้มความต้องการอุตสาหกรรมปิโตรเคมีที่คาดว่าจะลดลงจากการบริโภคภาคครัวเรือนและเศรษฐกิจโดยรวมที่จะเติบโตในอัตราจำกัด รวมไปถึงการแข่งขันกับผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีจากจีน
ความต้องการก๊าซธรรมชาติภาคขนส่ง (NGV)2 คาดว่าจะลดลง 15.6% และ 7.5% ในปี 2568 และ 2569 ตามจำนวนรถสะสมที่ใช้ก๊าซ CNG (Compressed Natural Gas)3 ที่มีทิศทางหดตัวอย่างต่อเนื่อง โดยในปีงบประมาณ 2568 จำนวนรถสะสมที่ใช้ก๊าซ CNG ลดลงมาอยู่ที่ 215,908 คัน จาก 370,666 คัน ในปี 2562 นอกจากนี้ ยังมีแรงกดดันจากการลดลงของสถานีบริการ NGV เพราะผู้ประกอบการหันมาเน้นสร้างรายได้และกำไรเพิ่มจากธุรกิจที่ไม่ใช่ NGV มากขึ้น ทำให้ NGV มีบทบาทลดลงอย่างชัดเจน
กำไรขั้นต้นต่อหน่วยของผู้ผลิตและนำเข้าก๊าซธรรมชาติมีทิศทางลดลง 9.5% และ 7.4% ในปี 2568 และ 2569 เพราะต้นทุนที่เพิ่มขึ้นตามราคานำเข้าก๊าซเฉลี่ยที่มีแนวโน้มสูงขึ้นจากการนำเข้า LNG เพื่อแทนแหล่งก๊าซจากเมียนมาที่มีต้นทุนต่ำกว่า แต่กำลังเผชิญภาวะอุปทานตึงตัว
การนำเข้าก๊าซธรรมชาติไทยคาดว่าจะหดตัว 14.0% ในปี 2568 และเพิ่มขึ้น 5.2% ในปี 2569 ในปัจจุบัน ไทยนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาและ LNG โดยในปี 2567 การนำเข้าจากเมียนมาคิดเป็นราว 28% ในขณะที่ LNG มีสัดส่วน 72% จากปริมาณนำเข้าก๊าซธรรมชาติทั้งหมด
ทั้งนี้ การนำเข้า LNG 70% เป็น spot LNG5 ในขณะที่ ส่วนที่เหลือเป็นสัญญาระยะยาว ซึ่งปัจจุบันมีเพียงสัญญากับกาตาร์และมาเลเซีย สาเหตุที่ไทยพึ่งพา spot LNG ในสัดส่วนสูง มาจากการนำเข้าก๊าซจากเมียนมาที่มีแนวโน้มลดลง ประกอบกับการเจรจาทำสัญญา LNG ระยะยาวที่มักใช้เวลาราว 2-3 ปี โดยสัญญาล่าสุดคือการนำเข้า LNG จากสหรัฐฯ ซึ่งจะเริ่มในปี 2569
1.ปริมาณนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาคาดว่าจะลดลงในปี 2568 และ 2569 การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากเมียนมามีแนวโน้มลดลง 20.1% ในปี 2568 เนื่องจากแหล่งก๊าซหลักของเมียนมา เช่น ยาดานาและซอติก้า ใกล้หมดอายุและขาดการลงทุนใหม่ๆ ซึ่งเป็นผลมาจากความไม่แน่นอนทางการเมืองในเมียนมา
ในปี 2569 การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาคาดว่าจะลดลงในอัตราที่ชะลอลงจากปีก่อนหน้ามาอยู่ที่ 5.4% เพราะมีแผนขุดเจาะหลุมก๊าซใหม่ในแหล่งยาดานาและซอติก้า
2.ปริมาณนำเข้า LNG มีแนวโน้มหดตัวในปี 2568 และเติบโตในปี 2569 ในปี 2568 การนำเข้า LNG คาดว่าจะลดลง 11.7% เพราะอุปสงค์ก๊าซธรรมชาติของไทยมีแนวโน้มหดตัวในปีนี้ ประกอบกับแหล่งก๊าซเอราวัณก็คาดว่าจะผลิตได้เต็มกาลังตลอดทั้งปี สำหรับปี 2569 การนำเข้า LNG มีทิศทางเพิ่มขึ้น 8.8% เพราะสัญญาระยะยาวฉบับใหม่ เพื่อนาเข้า LNG จากสหรัฐฯ ตามการเจรจาภาษีทรัมป์ มีกาหนดเริ่มต้นการส่งมอบในปี 25697
• ร่าง PDP 2025 มีแนวโน้มลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้า ซึ่งคาดว่าจะน้อยกว่า 41% จากที่เคยระบุในร่างแผนเดิม (PDP 2024) เพื่อให้สอดคล้องกับการปรับเป้าหมาย Net Zero จากปี 2608 มาเป็นปี 2593 ทั้งนี้ สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 54.8% ในช่วงเดือน ม.ค. – ส.ค. ปี 2568
• อุปทานก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศมีแนวโน้มลดลง ทำให้ต้องมีการนำเข้า LNG เพิ่มขึ้น การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในไทยมีแนวโน้มลดลงตามอายุที่มากขึ้นของแหล่งก๊าซหลักอย่างเอราวัณและบงกช ทั้งนี้ สถานการณ์อุปทานก๊าซธรรมชาติในไทยอาจมีการเปลี่ยนแปลง หากมีความคืบหน้าในการเจรจาพื้นที่ทับซ้อนทางทะเลไทย-กัมพูชา (OCA) ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม การหารือด้านพลังงานในพื้นที่ดังกล่าวถูกชะลอจากวิกฤตพรมแดนและการปิดด่านระหว่างไทย-กัมพูชากลางปี 2568
• ความไม่แน่นอนของการนำเข้าก๊าซจากเมียนมา ส่งผลต่อเสถียรภาพของอุปทาน แหล่งยาดานาและซอติก้าในเมียนมาใกล้สิ้นสุดสัญญา โดยโครงการดังกล่าวจะหมดอายุสัมปทานในปี 2571 และ 2587 ตามลำดับ ประกอบกับสถานการณ์ความไม่มั่นคงทางการเมืองในเมียนมา ทาให้อาจเกิดการหยุดชะงักหรือการลดปริมาณก๊าซที่ส่งมาไทย
• สถานีรับ-จ่าย LNG (LNG Terminal) อาจไม่เพียงพอรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้นในอนาคต แม้ว่าไทยมีการลงทุนขยาย LNG Terminal เช่น มาบตาพุดและหนองแฟบ แต่หากการขยายโครงสร้างพื้นฐานล่าช้า อาจทำให้เกิดข้อจำกัดในการจัดการก๊าซและเกิดปัญหาการขาดแคลนในช่วงที่มีความต้องการใช้สูง
• การปรับโครงสร้างราคา Pool Gas จะกระทบต่อต้นทุนก๊าซของแต่ละภาคส่วน โดยขึ้นอยู่กับนโยบายภาครัฐที่จะกาหนดราคาอ้างอิงของแต่ละภาคส่วน เช่น ในกรณีที่ภาครัฐต้องการลดภาระต้นทุนเชื้อเพลิงของภาคการผลิตไฟฟ้า อาจมีการปรับโครงสร้างราคา Pool Gas เพื่อให้ราคาอ้างอิงลดลง โดยให้ภาคส่วนอื่นใช้ราคา LNG นำเข้า ซึ่งมีราคาสูงกว่า
โดย สำนักข่าวอินโฟเควสท์ (16 ธ.ค. 68)
