สำนักข่าวหุ้นอินไซด์ (9 มิถุนายน 2568 )-----• ในปี 2568 รายได้ธุรกิจก๊าซธรรมชาติไทยมีทิศทางทรงตัว แต่ยังต่ำกว่าปี 2566 เพราะราคา Pool Gas คาดว่าจะเพิ่มขึ้น 0.4% ตามราคานำเข้า LNG เฉลี่ยที่สูงขึ้นจากปีก่อนหน้า ในขณะที่ อุปสงค์ก๊าซธรรมชาติในไทยคาดว่าจะลดลง  0.3%  

• ทั้งนี้ แม้ว่าอุปสงค์ภาคการผลิตไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นจากการขยายตัวของเขตชุมชนเมือง แต่ภาคอุตสาหกรรมจะหดตัวตามกิจกรรมการผลิต ส่วนภาคขนส่ง (NGV) ก็มีแนวโน้มหดตัวจากจำนวนรถ CNG ที่ลดลง

• ปริมาณนำเข้าก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะลดลง 5.5% โดยการนำเข้าจากเมียนมามีทิศทางหดตัวจากแหล่งก๊าซหลักของเมียนมาที่มีการผลิตลดลง ขณะเดียวกัน การนำเข้า LNG ก็มีแนวโน้มหดตัวตามอุปสงค์ก๊าซธรรมชาติไทย

 

รายได้ธุรกิจก๊าซธรรมชาติคาดจะทรงตัวในปี 2568 แต่ยังต่ำกว่าปี 2566

    โดยรายได้ธุรกิจก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะโต 0.1% แต่ยังต่ำกว่าปี 2566 อยู่ 18% เนื่องจากราคา Pool Gas คาดว่าจะขยายตัว 0.4% ในปีนี้ แต่ลดลงจากปี 2566 อยู่ 20% (รูปที่ 2)

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 Gas

อย่างไรก็ดี ราคา Pool Gas ในปีนี้ คาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากปี 2567 เพราะ

1.    ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยคาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากปีก่อนหน้า ตามราคาก๊าซธรรมชาติ Henry Hub และ Platts JKM ที่มีแนวโน้มปรับสูงขึ้นในปีนี้ เนื่องจาก อุปทานที่ตึงตัวในสหรัฐฯ ประกอบกับความต้องการ LNG ในเอเชียเร่งตัวสูงในช่วงไตรมาสแรก ส่งผลให้ปริมาณก๊าซสำรองลดลง ซึ่งจะช่วยหนุนราคาก๊าซธรรมชาติ แม้จะเผชิญแรงกดดันด้านเศรษฐกิจจากสงครามการค้า

2.    อย่างไรก็ดี ราคา Gulf Gas ซึ่งอ้างอิงราคาน้ำมันดิบดูไบ อาจหดตัวตามทิศทางขาลงของราคาน้ำมันดิบดูไบ และยังได้รับแรงกดดันจากอุปทานก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่จะสามารถผลิตได้เต็มกำลังตลอดปีนี้ 

กำไรขั้นต้นต่อหน่วย  ของแต่ละกลุ่มผู้ประกอบการในห่วงโซ่ก๊าซธรรมชาติมีทิศทางลดลง

1.    ผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ: ในปี 2568 กำไรขั้นต้นต่อหน่วยของผู้จัดหาก๊าซคาดว่าจะลดลงเล็กน้อยราว 0.5% เพราะต้นทุนที่เพิ่มขึ้นตามราคานำเข้าก๊าซเฉลี่ยที่จะเพิ่มสูงขึ้นตามราคาตลาดโลก แม้ว่าต้นทุนการผลิตก๊าซในอ่าวไทยจะลดลงเมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า ซึ่งเป็นผลของการประหยัดจากขนาด (economies of scale) จากการที่แหล่งก๊าซในอ่าวไทยสามารถผลิตได้เต็มกำลังการผลิต

2.    โรงแยกก๊าซ (GSP): กำไรขั้นต้นต่อหน่วยของโรงแยกก๊าซคาดว่าจะหดตัว 8% เพราะต้นทุนก๊าซเพื่อแปรรูปจะเพิ่มสูงขึ้นจากการเปลี่ยนมาใช้ราคา Pool Gas ตั้งแต่กลางไตรมาส 2 ปี 2567 จากเดิมที่อ้างอิงราคาก๊าซอ่าวไทย

อุปสงค์ก๊าซธรรมชาติไทยมีแนวโน้มลดลง 0.3% ในปี 2568 

โดยการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยแบ่งเป็น 3 ตลาด คือ ภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง (NGV) (รูปที่ 4) ทั้งนี้ แนวโน้มความต้องการก๊าซธรรมชาติสามารถวิเคราะห์ได้ดังนี้ 

1.    ภาคการผลิตไฟฟ้าคาดว่าจะขยายตัว 0.9%
เนื่องจากการเติบโตของความต้องการไฟฟ้าภาคครัวเรือนตามเขตชุมชนเมืองที่ขยายตัว ประกอบกับการใช้ไฟฟ้าภาคบริการที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น เพราะกิจการที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจภาคบริการทยอยฟื้นตัวหลังจากเหตุการณ์โควิด-19 ทั้งนี้ กลุ่มโรงไฟฟ้ายังคงใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงฟอสซิลหลักในการผลิตไฟฟ้า  


2.    อุปสงค์ก๊าซธรรมชาติภาคอุตสาหกรรมคาดว่าจะหดตัว 1.5% 
เพราะกิจกรรมการผลิตที่ลดลงจากภาวะเศรษฐกิจโลกและในประเทศที่ชะลอตัว ซึ่งเป็นผลกระทบของสงครามการค้าและการเข้ามาของสินค้าจีน ทำให้การใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงงานอุตสาหกรรมเพื่อเป็นพลังงานในกระบวนการผลิตหดตัว แม้ว่าจะมีการเร่งผลิตเพื่อส่งออกในระยะสั้นจากการเตรียมรับมือมาตรการภาษีของสหรัฐฯ ในช่วงไตรมาส 2 ของปีนี้ แต่ปัจจัยดังกล่าวเป็นเพียงการกระตุ้นชั่วคราว จึงไม่สามารถชดเชยผลกระทบจากภาวะเศรษฐกิจที่ชะลอตัวและการลดลงของอุปสงค์โดยรวมได้


3.    อุปสงค์ก๊าซธรรมชาติภาคขนส่ง (NGV)  คาดว่าจะลดลง 14.3% 
ตามจำนวนรถสะสมที่ใช้ก๊าซ CNG (Compressed Natural Gas)  ที่มีทิศทางหดตัวอย่างต่อเนื่อง (รูปที่ 8) ประกอบกับการลดลงของสถานีบริการ NGV เนื่องจากผู้ประกอบการหันมาเน้นสร้างรายได้และกำไรเพิ่มจากธุรกิจที่ไม่ใช่ NGV มากขึ้น โดยจำนวนสถานีบริการ NGV ลดลง 23% ในปี 2567

การนำเข้าก๊าซธรรมชาติไทยคาดว่าจะหดตัว 5.5% ในปี 2568 

1.    ปริมาณนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา คาดว่าจะลดลง 9.6% 
เนื่องจากแหล่งก๊าซหลักของเมียนมา เช่น ยาดานาและซอติก้า มีการผลิตลดลงอย่างต่อเนื่อง เพราะการหมดอายุของแหล่งก๊าซและการขาดการลงทุนใหม่ๆ ซึ่งเป็นผลมาจากความไม่แน่นอนทางการเมืองในเมียนมา

2.    ปริมาณนำเข้า LNG คาดว่าจะหดตัว 3.9% 
เพราะอุปสงค์ก๊าซธรรมชาติไทยมีแนวโน้มลดลงในปีนี้ ในขณะที่ แหล่งก๊าซเอราวัณคาดว่าจะผลิตได้เต็มกำลังตลอดทั้งปี ประกอบกับ สัญญาระยะยาวเพื่อนำเข้า LNG จากสหรัฐฯ มีกำหนดเริ่มต้นการส่งมอบในปี 2569

ความเสี่ยงของอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติไทยในระยะกลางถึงยาว

•    ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2567-2580 (ร่าง PDP 2024) อาจกดดันการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าในอนาคต โดยร่างแผนดังกล่าวระบุปรับลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าเหลือ 41% ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมด และปรับเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานสะอาดเป็น 51% ภายในปี 2580 จากเดิมในปี 2568 ที่คาดว่าจะมีสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติที่ราว 60%

•    อุปทานก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศมีแนวโน้มลดลง ทำให้ต้องมีการนำเข้า LNG เพิ่มขึ้น ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2567-2580 (ร่าง Gas Plan 2024) ระบุว่าจากอุปทานทั้งหมด การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในไทยมีแนวโน้มลดลงเหลือเพียง 36% ในปี 2580 จาก 55% ในปี 2567 ตามอายุแหล่งก๊าซหลักอย่างเอราวัณและบงกชที่มากขึ้น อย่างไรก็ตาม สถานการณ์อุปทานก๊าซธรรมชาติในไทยอาจมีการเปลี่ยนแปลง หากมีการเจรจาเกี่ยวกับพื้นที่ทับซ้อนทางทะเลไทย-กัมพูชา (OCA) ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติ ที่ยังไม่ทราบผลแน่ชัด และต้องใช้ระยะเวลา

•    ความไม่แน่นอนของการนำเข้าก๊าซจากเมียนมา ส่งผลต่อเสถียรภาพของอุปทาน แหล่งยาดานาและซอติก้าในเมียนมาใกล้สิ้นสุดสัญญา โดยโครงการดังกล่าวจะหมดอายุสัมปทานในปี 2571 และ 2587 ตามลำดับ ประกอบกับสถานการณ์ความไม่มั่นคงทางการเมืองในเมียนมา ทำให้อาจเกิดการหยุดชะงักหรือการลดปริมาณก๊าซที่ส่งมาไทย 

•    สถานีรับ-จ่าย LNG (LNG Terminal) อาจไม่เพียงพอรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้นในอนาคต แม้ว่าไทยมีการลงทุนขยาย LNG Terminal เช่น มาบตาพุดและหนองแฟบ แต่หากการขยายโครงสร้างพื้นฐานล่าช้า อาจทำให้เกิดข้อจำกัดในการจัดการก๊าซและเกิดปัญหาการขาดแคลนในช่วงที่มีความต้องการใช้สูง

•    การเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติโดยภาครัฐจะกระทบต่อราคาจำหน่ายก๊าซ โดยปัจจุบันยังอยู่ในระหว่างการพิจารณาโดยหน่วยงานภาครัฐและผู้ประกอบการที่เกี่ยวข้อง ทั้งนี้ ราคา Pool Gas มีแนวโน้มที่จะถูกปรับลดลง ผ่านการปรับน้ำหนักราคาก๊าซธรรมชาติถัวเฉลี่ยให้แตกต่างสำหรับแต่ละภาคส่วนที่ใช้ก๊าซ