สงครามตะวันออกกลางเขย่าพลังงานโลก : ก๊าซธรรมชาติแพงยืดเยื้อ กดดันค่าไฟฟ้าสูงอย่างน้อย 2 ปี

KEY SUMMARY

สงครามตะวันออกกลาง ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) พุ่งสูงขึ้นอย่างก้าวกระโดดและคาดว่าอยู่ในระดับสูงต่อเนื่องแม้มีการเจรจาหยุดยิง จากอุปทานแหล่งผลิตก๊าซฯ ที่เสียหายถึง 3% ของอุปทานโลกที่ใช้เวลาฟื้นฟูเป็นเวลา 3-5 ปี

ความขัดแย้งในตะวันออกกลางส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) พุ่งขึ้นอย่างรวดเร็วกว่า 91% จาก 10.7 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ (ก่อนเกิดสงคราม) มาอยู่ที่ระดับ 20.5 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในช่วงปลายเดือนมีนาคม ถึงต้นเมษายน จากความกังวลด้านอุปทานเนื่องจากผลของสงครามทำให้การขนส่ง LNG บริเวณช่องแคบฮอร์มุซติดขัดถึงแม้จะมีการเจรจาหยุดยิง แต่โครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานสำคัญได้ถูกโจมตีจนเกิดความเสียหายอย่างถาวร โดยเฉพาะแหล่งก๊าซฯ Ras Laffan ของกาตาร์ที่ถูกโจมตี ทำให้ต้องลดกำลังการผลิตลงราว 12.8 ล้านตันต่อปีหรือลดลงราว 17% ของกำลังการผลิตก๊าซฯ จากแหล่ง Ras Laffan โดยกำลังการผลิตที่ลดลงทำให้อุปทาน LNG ลดลง คิดเป็น 3% ของอุปทานโลก (กาตาร์ผลิต LNG คิดเป็น 19% ของอุปทานโลก) ซึ่งคาดว่าจะใช้เวลาในการฟื้นฟูนาน 3-5 ปี ซึ่งจะเป็นปัจจัยกดดันให้ราคา LNG ยังทรงตัวอยู่ในระดับสูงในระยะข้างหน้า จากฝั่งอุปสงค์ในเอเชียและยุโรปที่มีความกังวลว่าไม่สามารถจัดหาก๊าซฯ ทดแทนได้ทัน อย่างไรก็ดี คาดว่าอุปสงค์และอุปทานจะสามารถกลับมาอยู่ในระดับสมดุลมากขึ้นหลังจากช่วง 2 ปีข้างหน้า จากการเพิ่มกำลังการผลิตของสหรัฐฯ ซึ่งจะช่วยชดเชยอุปทานของกาตาร์ที่หายไปได้บางส่วน ในขณะที่อุปสงค์คาดว่าจะปรับตัวลดลงจากการใช้พลังงานทดแทนมากขึ้น

ต้นทุนก๊าซธรรมชาตินำเข้าที่ปรับสูงขึ้น กดดันต้นทุนค่าไฟฟ้าให้อยู่ในระดับสูงที่ราว 4.9 บาทต่อหน่วยในปลายปี 2026 แต่หากคงหนี้ กฟผ. (ค่า AF) จะช่วยชะลอการเร่งตัวของค่าไฟฟ้าทำให้คาดว่าจะเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ราว 4.0 บาทต่อหน่วยในปี 2026-2027

สงครามในตะวันออกกลางกระทบต้นทุนก๊าซธรรมชาติและกดดันค่าไฟฟ้าจาก 2 ปัจจัยสำคัญ คือ 1. ราคาก๊าซธรรมชาติเหลวนำเข้า JKM ที่ไทยใช้อ้างอิงปรับเพิ่มขึ้นส่งผลให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติในไทยสูงขึ้น 2. การขนส่ง LNG จากกาตาร์ไม่สามารถส่งมอบได้ครบตามสัญญาส่งผลให้ไทยต้องเร่งจัดหาก๊าซฯ ในตลาดจร (Spot price) ที่ราคาสูง ด้วย 2 ปัจจัยดังกล่าว ผลักดันต้นทุนค่าไฟฟ้าให้สูงขึ้น โดยในกรณีฐานที่การขนส่งบริเวณช่องแคบฮอร์มุซติดขัด การขนส่งพลังงานผ่านช่องแคบฮอร์มุซ และท่อ Yanbu/Fujairah ได้ ~20% จากปริมาณเดิม และโครงสร้างพื้นฐานพลังงานไม่เสียหายเพิ่มขึ้นมากจากปัจจุบัน ราคา LNG จะทรงตัวอยู่ในระดับสูงที่ 22-27 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูไปจนถึงไตรมาส 2 ของปี 2026 และส่งผลให้ราคาเฉลี่ยในปี 2026 จะอยู่ที่ 17.94 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู สำหรับผลกระทบต่อไทย ซึ่งพึ่งพาLNG นำเข้าประมาณ 33% ของก๊าซฯ ที่ใช้ในโรงไฟฟ้า โดยมาจากแหล่งกาตาร์ราว 7% ซึ่งแรงกดดันด้านการจัดหา LNG และราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นผลักดันให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้นและส่งผลให้ค่าไฟฟ้าในปลายปี 2026 สูงถึง 4.9 บาทต่อหน่วย แต่หากภาครัฐมีมติคงภาระหนี้ค่าไฟฟ้า กฟผ. (AF) ให้อยู่ในระดับ 36,000 ล้านบาท จะช่วยชะลอการเร่งตัวของค่าไฟฟ้า คาดว่าค่าไฟฟ้าเฉลี่ยปี 2026-2027 จะอยู่ในระดับสูงที่ราว 4.0 บาทต่อหน่วย แต่หากสถานการณ์ยืดเยื้อจนสงครามลุกลามเป็นวงกว้างและโครงสร้างพื้นฐานพลังงานได้รับความเสียหายอย่างหนักจะส่งผลให้ราคา LNG พุ่งสูงและทรงตัวในระดับสูงตลอดปี 2026 โดยราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยอาจเพิ่มขึ้นถึงราว 36.1 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ซึ่งจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นมาอยู่ที่ราว5.7 บาทต่อหน่วย และหากมีมติคงค่า AF จะทำให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยในปี 2026-2027 อยู่ที่ราว 4.3 บาทต่อหน่วย

ภาครัฐควรดูแลรับมือกับค่าไฟฟ้าที่สูงขึ้นอย่างเป็นระบบ ควบคู่กับการปรับโครงสร้างการผลิตไฟฟ้าให้เป็นพลังงานสะอาดที่จ่ายไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่อง

SCB EIC มองว่าภาครัฐควรเร่งดำเนินมาตรการรับมือค่าไฟฟ้าสูงอย่างเป็นระบบ โดยเริ่มจากการแก้ปัญหาเฉพาะหน้าในระยะสั้นควบคู่กับการปรับโครงสร้างพลังงานในระยะยาว โดยระยะสั้น ภาครัฐควรบริหารค่าไฟฟ้าและค่า Ft อย่างยืดหยุ่น โดยปรับให้สอดคล้องกับต้นทุนแบบค่อยเป็นค่อยไป อย่างไรก็ดี ภาครัฐอาจต้องพิจารณาประเด็นภาระหนี้ในการอุดหนุนค่าไฟฟ้าควบคู่ด้วย โดยหากรัฐมีมติตรึงค่าไฟฟ้าในงวดที่เหลือของปี 2026ให้อยู่ระดับเดิมที่ 3.88 บาทต่อหน่วย จะทำให้ต้นทุนคงค้างของ กฟผ. (AF) ในปลายปีอยู่ที่ราว 70,000 ล้านบาท (สูงขึ้นจากระดับ 35,928 ล้านบาทในเดือนเมษายน) ซึ่งส่งผลกระทบเชิงลบต่อความน่าเชื่อถือและเครดิตของ กฟผ. รวมถึงผลกระทบต่อฐานะการคลังที่รัฐต้องค้ำประกันหรือต้องอัดฉีดเม็ดเงินช่วยเหลือหากราคา LNG อยู่ในระดับสูงเป็นเวลานาน นอกจากนี้ ภาครัฐควรจัดทำฉากทัศน์ความรุนแรงของสงครามและสื่อสารข้อมูลต้นทุนพลังงานกับประชาชนและภาคธุรกิจอย่างสม่ำเสมอ อีกทั้ง ยังสามารถลดแรงกดดันด้านต้นทุนไฟฟ้าผ่านการบริหารพลังงานในภาวะฉุกเฉิน โดยเพิ่มการรับซื้อไฟฟ้าและเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นมากกว่า 20% ของปริมาณการผลิตปกติ อาทิ ซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากการนำเข้าไฟฟ้าจากประเทศลาวและในประเทศ รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนนอกสัญญาซื้อ จากโรงไฟฟ้าชีวมวลและก๊าซชีวภาพและพลังงานหมุนเวียนอื่น ๆที่มีกำลังการผลิตเหลือและไม่เกินขีดจำกัดของสายส่งไฟฟ้า ขณะเดียวกัน ในระยะยาวควรเร่งเพิ่มพลังงานสะอาดที่เป็นทั้งแหล่งผลิตและสามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่อง (Base load) เช่น โซลาร์และลมควบคู่ระบบกักเก็บพลังงาน รวมถึงศึกษาพลังงานนิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) และเพิ่มการสำรองพลังงานทางเลือกในประเทศ เพื่อลดการพึ่งพา LNG และเสริมความมั่นคงด้านพลังงานของไทยอย่างยั่งยืน

ภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจควรปรับตัวโดยเน้นเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้าและอาจเริ่มวางแผนการติดตั้งโซลาร์รูฟท็อป

แนวโน้มค่าไฟฟ้าที่ปรับตัวสูงขึ้นผลักดันให้ภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจต้องเร่งปรับตัวรับมือ ในส่วนของภาคครัวเรือน ในระยะสั้น สามารถลดผลกระทบได้ทันทีด้วยการปรับพฤติกรรมการใช้พลังงานให้ลดลง เช่น ตั้งอุณหภูมิแอร์ 26–27 องศา ใช้พัดลมร่วมกับแอร์ เปลี่ยนเป็นหลอดไฟ LED และเลือกเครื่องใช้ไฟฟ้าประหยัดพลังงานเบอร์ 5 ซึ่งช่วยลดค่าไฟได้อย่างเป็นรูปธรรม ระยะยาว อาจวางแผนติดตั้งโซลาร์รูฟท็อปและปรับปรุงบ้านให้ประหยัดพลังงานเพื่อลดการพึ่งพาไฟฟ้าจากระบบและรับมือกับความเสี่ยงค่าไฟที่มีแนวโน้มสูงขึ้นในอนาคต สำหรับภาคธุรกิจ ระยะสั้นควรบริหารการใช้ไฟฟ้าเชิงรุก เลี่ยงการใช้ไฟฟ้าช่วงพีกและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานผ่านระบบบริหารจัดการพลังงาน (EMS) ระยะยาว ควรลงทุนผลิตไฟฟ้าใช้เอง เช่น โซลาร์รูฟท็อป ปรับกระบวนการผลิตให้ใช้พลังงานต่อหน่วยต่ำลง และเชื่อมกลยุทธ์กับ ESG เพื่อเพิ่มโอกาสเข้าถึงเงินทุนสีเขียว