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 บริเวณช่องแคบฮอร์มุซติดขัด ถึงแม้จะมีการเจรจาหยุดยิง 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 ซึ่งพึ่งพา LNG 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 ซึ่งจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นมาอยู่ที่ราว 5.7 บาทต่อหน่วย และหากมีมติคงค่า AF จะทำให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยในปี 2026-2027 อยู่ที่ราว 4.3 บาทต่อหน่วย
ภาครัฐควรดูแลรับมือกับค่าไฟฟ้าที่สูงขึ้นอย่างเป็นระบบ ควบคู่กับการปรับโครงสร้างการผลิตไฟฟ้าให้เป็นพลังงานสะอาดที่จ่ายไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่อง
SCB EIC มองว่าภาครัฐควรเร่งดำเนินมาตรการรับมือค่าไฟฟ้าสูงอย่างเป็นระบบ โดยเริ่มจากการแก้ปัญหาเฉพาะหน้าในระยะสั้นควบคู่กับการปรับโครงสร้างพลังงานในระยะยาว โดยระยะสั้น ภาครัฐควรบริหารค่าไฟฟ้าและค่า Ft อย่างยืดหยุ่น โดยปรับให้สอดคล้องกับต้นทุนแบบค่อยเป็นค่อยไป อย่างไรก็ดี ภาครัฐอาจต้องพิจารณาประเด็นภาระหนี้ในการอุดหนุนค่าไฟฟ้าควบคู่ด้วย โดยหากรัฐมีมติตรึงค่าไฟฟ้าในงวดที่เหลือของปี 2026 ให้อยู่ระดับเดิมที่ 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 ๆ ที่มีกำลังการผลิตเหลือและไม่เกินขีดจำกัดของสายส่งไฟฟ้า 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 อาจวางแผนติดตั้งโซลาร์รูฟท็อปและปรับปรุงบ้านให้ประหยัดพลังงาน เพื่อลดการพึ่งพาไฟฟ้าจากระบบและรับมือกับความเสี่ยงค่าไฟที่มีแนวโน้มสูงขึ้นในอนาคต สำหรับภาคธุรกิจ ระยะสั้นควรบริหารการใช้ไฟฟ้าเชิงรุก เลี่ยงการใช้ไฟฟ้าช่วงพีกและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานผ่านระบบบริหารจัดการพลังงาน (EMS) ระยะยาว ควรลงทุนผลิตไฟฟ้าใช้เอง เช่น โซลาร์รูฟท็อป ปรับกระบวนการผลิตให้ใช้พลังงานต่อหน่วยต่ำลง และเชื่อมกลยุทธ์กับ ESG เพื่อเพิ่มโอกาสเข้าถึงเงินทุนสีเขียว
สงครามตะวันออกกลางกระทบต่อราคาก๊าซธรรมชาติและการจัดหา LNG ของไทยอย่างไร?
สงครามตะวันออกกลางที่ลุกลามสู่การปิดช่องแคบฮอร์มุซและการโจมตีในโครงสร้างพื้นฐาน
ด้านพลังงานสำคัญ ส่งผลกดดันให้ราคาก๊าซธรรมชาติปรับตัวสูงขึ้นมากกว่า 91% แม้มีการเจรจาหยุดยิงและเปิดช่องแคบฮอร์มุซ แต่คาดว่าราคาก๊าซฯ จะยังอยู่ในระดับสูงอีกอย่างน้อย 2 ปีข้างหน้า โดยการปิดช่องแคบฮอร์มุซนับเป็นปัจจัยกดดันสำคัญที่จะส่งผลให้การขนส่งก๊าซธรรมชาติเหลวต้องหยุดชะงักเนื่องจากช่องแคบฮอร์มุซ นอกจากจะเป็นเส้นทางลำเลียงน้ำมันราว 20 ล้านบาร์เรลต่อวันหรือราว 20% ของอุปทานน้ำมันของโลกแล้ว ยังเป็นเส้นทางขนส่งก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่สำคัญของโลก ราว 80 ล้านตันต่อปีหรือราว 19% ของอุปทานก๊าซธรรมชาติเหลวของโลก สถานการณ์ความตึงเครียดในตะวันออกกลางที่ยังมีแนวโน้มทวีความรุนแรงมากขึ้นจะส่งผลกระทบต่อไทยจาก 2 ปัจจัย
ปัจจัยที่ 1 : ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่ไทยนำเข้าในสัญญาซื้ออ้างอิง Japan-Korea Marker (JKM) พุ่งขึ้นมากกว่า 91% จากระดับราคา 10.7 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ณ วันที่ 27 กุมภาพันธ์ (วันศุกร์ปิดตลาดสุดสัปดาห์) มาอยู่ที่ระดับ 20.5 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ณ วันที่ 30 มีนาคมและยังมีระดับสูงต่อเนื่องจนถึงต้นเดือนเมษายน ดังรูปที่ 1 โดยหลังจากเกิดการสงครามและปิดช่องแคบฮอร์มุซ ทำให้ราคา LNG พุ่งมาอยู่ที่ระดับ 15.8 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูในวันที่ 2 มีนาคม (หลังจากปิดช่องแคบฮอร์มุซ) และสูงขึ้นต่อเนื่องจากเหตุการณ์โจมตีแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติ Ras Laffan ของกาตาร์ในวันที่ 18 มี.ค. จนทำให้กำลังการผลิตลดลงราว 12.8 ล้านตันต่อปีหรือลดลงราว 17% ของกำลังการผลิตก๊าซฯ จากแหล่ง Ras Laffan หรือ คิดเป็น 3% ของอุปทานโลกที่ปรับลดลง โดยการผลิตก๊าซฯ ของ Ras Laffan ที่ถูกโจมตีคาดว่าจะใช้เวลาในการฟื้นฟูนาน 3-5 ปีให้สามารถกลับมาผลิตได้ 100% อีกครั้ง ซึ่งจากระยะเวลาฟื้นฟูที่ค่อนข้างนานของอุปทานที่หายไป แม้จะมีการเจรจาหยุดยิงและเปิดช่องแคบฮอร์มุซแต่ก็ไม่สามารถเร่งคืนอุปทาน LNG ให้กลับมาโดยเร็วได้ ทำให้ประเทศต่าง ๆ ที่ซื้อ LNG จากกาตาร์ต้องเร่งจัดหาจากแหล่งผลิตอื่นทดแทนทั้งจากสหรัฐฯ และออสเตรเลีย ซึ่งจะยิ่งผลักดันให้ราคา LNG อยู่ในระดับสูงอย่างต่อเนื่องอย่างน้อย 2 ปี จากฝั่งอุปสงค์ในเอเชียและยุโรปที่มีความกังวลว่าไม่สามารถจัดหาก๊าซฯ ทดแทนได้ทัน อย่างไรก็ดี คาดว่าอุปสงค์และอุปทานจะสามารถกลับมาอยู่ในระดับสมดุลมากขึ้นหลังจากช่วง 2 ปีข้างหน้า จากการเพิ่มกำลังการผลิตของสหรัฐฯ ซึ่งจะช่วยชดเชยอุปทานของกาตาร์ที่หายไปได้บางส่วน ในขณะที่อุปสงค์คาดว่าจะปรับตัวลดลงจากใช้พลังงานทดแทนมากขึ้น
รูปที่ 1 : ราคาก๊าซธรรมชาติ (Japan-Korea Marker, JKM) พุ่งสูงหลังสงครามตะวันออกกลาง
และแหล่งก๊าซฯ สำคัญของกาตาร์เสียหายจนต้องลดกำลังการผลิต 12.8 ล้านตันต่อปี นาน 3-5 ปี
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลราคาก๊าซธรรมชาติ JKM PLATTS (JKMc)
SCB EIC ประเมินว่าราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จะสูงขึ้น ตามระดับความรุนแรงของฉากทัศน์สถานการณ์ ระยะเวลาของสงคราม การขนส่งพลังงานผ่านช่องแคบฮอร์มุซและท่อ Yanbu/Fujairah ที่ลดลง และโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานที่ถูกทำลาย เป็น 3 กรณี (รายละเอียดฉากทัศน์และราคา LNG ในตารางที่ 1) ทั้งนี้โดยสรุปภาพรวมจากฉากทัศน์ต่าง ๆ ระดับความรุนแรงของสงครามตะวันออกกลางจะส่งผลต่อการขนส่งพลังงานผ่านช่องแคบฮอร์มุซและเส้นทางสำรอง (Yanbu และ Fujairah)อย่างมีนัยสำคัญ และเป็นปัจจัยกดดันราคา LNG ในปี 2026 โดยในกรณีฐานที่สงครามยืดเยื้อเพียง 2 เดือน การขนส่งพลังงานยังดำเนินการได้ราว 20% ของภาวะปกติและไม่มีความเสียหายโครงสร้างพื้นฐานเพิ่มเติม คาดว่าราคา LNG จะทรงตัวในระดับสูง ส่งผลให้ราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ประมาณ 17.94 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขณะที่กรณีรุนแรง สงครามยืดเยื้อ 4 เดือนและการขนส่งพลังงานลดลงเหลือราว 10% จะทำให้ราคา LNG ปรับสูงขึ้นอย่างชัดเจน โดยราคาเฉลี่ยนำเข้าสูงขึ้นเป็นประมาณ 25.18 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู และกรณีสถานการณ์รุนแรงที่สุด จนสงครามลุกลามและโครงสร้างพื้นฐานพลังงานได้รับความเสียหายอย่างหนัก การขนส่งพลังงานอาจต่ำกว่า 10% ส่งผลให้ราคา LNG พุ่งสูงและทรงตัวในระดับสูงตลอดปี 2026 โดยราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยอาจเพิ่มขึ้นถึงราว 36.1 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู
ปัจจัยที่ 2 : ก๊าซธรรมชาติเหลวจากกาตาร์ไม่สามารถส่งมอบให้ไทยตามสัญญาของเดือนพฤษภาคมเป็นต้นไป จากการติดขัดของช่องแคบฮอร์มุซ ทำให้ภาครัฐต้องเร่งจัดหา LNG ทดแทน ส่งผลให้ต้องซื้อ LNG ในราคาตลาดจร JKM ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ โดยในปี 2025 ไทยมีการพึ่งพิงการนำเข้า LNG ราว 1,228 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) หรือคิดเป็น 27% ของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในประเทศทั้งหมด โดยส่วนที่เหลือมาจากแหล่งอ่าวไทยและโครงการพัฒนาร่วมมาเลเซีย (JDA) 2,936 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) (63%) และแหล่งเมียนมา 422 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) (9%) โดยส่วนของการนำเข้า LNG ไทยมีการนำเข้า LNG จากประเทศกาตาร์ซึ่งมีการขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มูซมากที่สุดราว 251 ลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) หรือคิดเป็นสัดส่วนราว 20% ของปริมาณการนำเข้า LNG ทั้งหมด อย่างไรก็ตาม จากกลไกการจัดการก๊าซธรรมชาติของไทยที่แบ่งก๊าซฯ ในแหล่งอ่าวไทยไปยังโรงแยกก๊าซฯ บางส่วนก่อนราว 893 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) และจากนั้นจึงนำก๊าซธรรมชาติส่วนที่เหลือจากอ่าวไทยมารวมกับแหล่งอื่น ๆ เรียกว่า Pool gas เพื่อป้อนให้โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ โดยก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เหลือจะมีราว 2,043 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) หรือ 55% ของ Pool gas มารวมกับก๊าซฯ ที่ได้จากแหล่งเมียนมา 422 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) (11% ของ Pool gas) และการนำเข้า LNG ราว 1,228 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) (33% ของ Pool gas) โดยสัดส่วนการนำเข้า LNG จะมีสัดส่วนของแหล่งกาตาร์ราว 7% ของ Pool gas (รายละเอียดในรูปที่ 2)
ดังนั้น LNG จากกาตาร์ที่ไม่สามารถส่งมอบไทยได้ตามสัญญาจึงมีนัยต่อความต้องการก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าเป็นอย่างมาก ทำให้ผู้จัดหาก๊าซฯ ในไทย (Gas Shipper) ต้องเร่งจัดหาก๊าซฯ ทดแทนในตลาดจร (Spot Market) ที่ปัจจุบันมีราคาสูงขึ้นตามสถานการณ์สงครามดังที่กล่าวไปแล้ว
รูปที่ 2 : สัดส่วนของแหล่งก๊าซธรรมชาติไทยและการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.), Trade map และ กกพ.
ราคา LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นและการเร่งจัดหา LNG จะส่งผลต่อค่าไฟฟ้าของไทยอย่างไร?
SCB EIC ประเมินว่า ด้วยการเร่งจัดหาก๊าซฯ ทดแทนในตลาดจรที่ราคา LNG สูงขึ้น จะส่งผลให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าของประเทศไทยเพิ่มขึ้นและทรงตัวในระดับสูงอย่างน้อย 2 ปี จากก่อนสถานการณ์สงคราม ประเมินว่าราคา LNG (JKM) นำเข้าเฉลี่ยในปี 2026 จะอยู่ที่ระดับ 11.3 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูและประเมินว่าค่าไฟฟ้าช่วงปี 2026 จะอยู่ที่ราว 3.9 บาทต่อหน่วย แต่หลังจากเกิดความขัดแย้งในตะวันออกกลาง ในกรณีฐาน (Baseline) ประเมินว่าราคา LNG (JKM) นำเข้าเฉลี่ยในปี 2026 จะเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 17.9 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ซึ่งจะทำให้ส่วนของประมาณการค่าเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. (EFC) สูงขึ้นจากที่ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าซึ่งมีสัดส่วนมากถึง 54% ของแหล่งพลังงานทั้งหมดในการผลิตไฟฟ้า ประกอบกับภาระต้นทุนค่าไฟฟ้าค้างรับสะสม (Accumulated Factor หรือค่า AF) ทั้งหมด 35,928 ล้านบาทที่ต้องชำระคืน ทำให้ค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ปรับตัวสูงขึ้นตามไปด้วย (รายละเอียดสูตรโครงสร้างค่าไฟฟ้าใน Box ที่ 1) ด้วยปัจจัยดังกล่าวจะทำให้ค่าไฟฟ้าเพิ่มสูงถึง 4.9 บาทต่อหน่วยในปลายปี 2026 อย่างไรก็ดี จากประมาณการค่าไฟฟ้าภายใต้สมมติฐานว่า หากรัฐขอให้ กฟผ. รับภาระต้นทุนค่าไฟฟ้าค้างรับสะสม (AF) ไว้ก่อนที่ระดับเดิมราว 36,000 ล้านบาท ในปลายปี 2026 เพื่อบรรเทาผลกระทบจากการเร่งตัวของค่าไฟฟ้าซึ่งจะส่งผลให้ประมาณการค่าไฟฟ้าเฉลี่ยปี 2026 จะอยู่ที่ราว 4.1 บาทต่อหน่วยและอยู่ในระดับ 4 บาทต่อหน่วยในปี 2027 (รายละเอียดในตารางที่ 2) แต่หากสถานการณ์สงครามรุนแรงขึ้นถึงขั้นรุนแรงมาก (Severe)
จนเกิดความขัดแย้งลุกลามในวงกว้าง การขนส่งพลังงานผ่านช่องแคบฮอร์มุซ และท่อ Yanbu/Fujairah ได้ < 10 % และโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานถูกทำลาย จะทำให้ระดับราคา LNG (JKM) นำเข้าปี 2026 พุ่งสูง เฉลี่ยที่ระดับ 36.1 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู จะทำให้ค่าไฟฟ้าเพิ่มสูงถึง 5.7 บาทต่อหน่วยในปลายปี 2026 แต่หากรัฐขอให้ กฟผ. รับภาระค่า AF ไว้ก่อนจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยในช่วงปี 2026-2027 อยู่ที่ระดับราว 4.3 บาทต่อหน่วย โดยค่าไฟฟ้าปี 2026 อยู่ที่ระดับ 4.4 บาทต่อหน่วยและปี 2027 อยู่ที่ระดับ 4.2 บาทต่อหน่วย (รายละเอียดในตารางที่ 2)
ภาครัฐควรเร่งดำเนินการด้านใดเพื่อลดผลกระทบต่อภาคครัวเรือนและธุรกิจ?
SCB EIC มองว่าภาครัฐควรมีมาตรการที่เร่งแก้ปัญหาเฉพาะหน้าในระยะสั้นเพื่อบรรเทาผลกระทบแก่ภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจ พร้อมทั้งปรับปรุงโครงสร้างพลังงานในระยะยาว ดังนี้
ระยะสั้น (ทำได้ทันที) : ภาครัฐสามารถบริหารค่าไฟฟ้าและค่า Ft เพื่อบรรเทาผลกระทบโดยทยอยปรับค่า Ft อย่างยืดหยุ่นแบบค่อยเป็นค่อยไป โดยกระจายต้นทุนไปในหลายงวดเพื่อให้ภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจมีเวลาปรับตัว ลดแรงกดดันต่อค่าครองชีพในระยะสั้น อย่างไรก็ดี ภาครัฐอาจต้องพิจารณาประเด็นภาระหนี้ในการอุดหนุนค่าไฟฟ้าควบคู่ด้วย โดยหากภาครัฐต้องการตรึงค่าไฟฟ้าให้อยู่ระดับ 3.88 บาทต่อหน่วยเท่ากับค่าไฟฟ้าช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน จะทำให้ภาระต้นทุนค่าไฟฟ้าค้างรับสะสม (Accumulated Factor, AF) เพิ่มขึ้นจากปลายเดือนเมษายนที่ 35,928 ล้านบาทมาอยู่ที่ราว 41,000 ล้านบาทในปลายเดือนสิงหาคม (สิ้นงวดค่าไฟฟ้าที่ 2) และหากราคา LNG อยู่ในระดับสูงเป็นเวลานานตลอดปี 2026 และภาครัฐยังคงตรึงค่าไฟฟ้าเท่ากับ 3.88 บาทต่อหน่วยจนถึงปลายปีจะทำให้ค่า AF อยู่ที่ราว 70,000 ล้านบาท ซึ่งจะส่งผลกระทบเชิงลบต่อความน่าเชื่อถือและเครดิตของ กฟผ. และเพิ่มภาระหนี้ของรัฐวิสาหกิจในระยะยาว โดยหากภาระหนี้ กฟผ. สูง จะกระทบต่อปริมาณการจ่ายดอกเบี้ยและทำให้กำไรสุทธิลดลงรวมถึงต้นทุนทางการเงินที่จะยิ่งสูงขึ้นตามไปด้วย นอกจากนี้ ภาระหนี้ยังส่งผลกระทบต่อฐานะการคลังของประเทศที่รัฐต้องค้ำประกันหนี้เพิ่มหรือต้องอัดฉีดเม็ดเงินช่วยเหลือหากสถานการณ์รุนแรงและส่งผลให้ราคา LNG อยู่ในระดับสูงเป็นเวลานาน อย่างไรก็ดี ภาครัฐควรมีฉากทัศน์ของความรุนแรงและการยืดเยื้อของสงครามเพื่อวางแผนการปรับค่าไฟฟ้าให้เหมาะสมและสื่อสารกับประชาชนและภาคธุรกิจให้ทราบถึงสถานการณ์ต้นทุนค่าไฟฟ้าอย่างสม่ำเสมอ
ยิ่งไปกว่านั้น ภาครัฐสามารถลดแรงกดดันด้านต้นทุนไฟฟ้าได้บางส่วนผ่านการบริหารต้นทุนพลังงานในภาวะฉุกเฉิน โดยเพิ่มการรับซื้อไฟฟ้าและเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นมากกว่า 20% ของปริมาณการผลิตปกติ อาทิ ซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากการนำเข้าไฟฟ้าจากประเทศลาวและในประเทศ รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนนอกสัญญาซื้อ จากโรงไฟฟ้าชีวมวลและก๊าซชีวภาพและพลังงานหมุนเวียนอื่น ๆ ที่มีกำลังการผลิตเหลือและไม่เกินขีดจำกัดของสายส่งไฟฟ้า เพื่อลดสัดส่วนต้นทุนไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้น
ระยะยาว : บริหารเชื้อเพลิงไฟฟ้าเชิงยุทธศาสตร์ โดยภาครัฐควรเร่งเพิ่มพลังงานสะอาดที่เป็นโครงสร้างพลังงานที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่อง (Base load) อาทิ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมร่วมกับระบบกักเก็บพลังงานตลอด 24 ชั่วโมง ดังตัวอย่างในประเทศออสเตรเลียที่ใช้ระบบกักเก็บพลังงานไฟฟ้าจากโซลาร์ฟาร์มให้จ่ายไฟฟ้าได้ตลอดเวลา ยิ่งไปกว่านั้น ภาครัฐควรหันมาเพิ่มไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชีวมวลและก๊าซชีวภาพที่มีวัตถุดิบในประเทศมากขึ้น ควบคู่ไปกับการบริหารจัดการ สต็อกก๊าซธรรมชาติและพลังงานทางเลือกอื่น ๆ ด้วย อาทิ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพไปจนถึงไฮโดรเจนสีเขียว เพื่อลดการพึ่งพาพลังงานจากก๊าซธรรมชาติที่มีความผันผวนสูงและเพิ่มความยืดหยุ่นในการจัดหาเชื้อเพลิง รวมถึงไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ประเภทใหม่ที่ปลอดภัยมากขึ้นและเหมาะกับบริบทของไทยในปัจจุบัน อาทิ Small Modular reactor (SMR) เนื่องจากใช้พื้นที่ในการติดตั้งน้อยมีลักษณะเป็นโมดุลและมีหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ 10-300 MW ต่อโมดุล โดยหากเกิดการล้มเหลวในการผลิตหรืออุบัติเหตุ ระบบจะหยุดทำงานได้เองโดยไม่ต้องใช้น้ำหล่อเย็นจากภายนอก และมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสังคมต่ำ
ภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจต้องรับมืออย่างไร?
1. ภาคประชาชนสามารถปรับตัวได้ทันทีและสามารถเตรียมตัวในระยะยาว อาทิ
ระยะสั้น (ทำได้ทันที) : ปรับพฤติกรรมการใช้เครื่องปรับอากาศ โดยตั้งอุณหภูมิแอร์ 26–27°C และใช้พัดลมร่วมกับแอร์ ลดภาระคอมเพรสเซอร์ อาจสามารถประหยัดไฟฟ้าได้ ~5–10% จากปกติ รวมถึงการปรับหลอดไฟฟ้าแบบ LED และเครื่องใช้ไฟฟ้าให้เป็นแบบประหยัดพลังงานเบอร์ 5
ระยะยาว : วางแผนติดตั้งโซลาร์รูฟท็อปสำหรับครัวเรือนเพื่อลดการพึ่งพาไฟฟ้าจากระบบที่ค่าไฟฟ้าจะสูงขึ้นในอนาคต ซึ่งในช่วงเวลานี้เป็นจังหวะที่เหมาะสมในการพิจารณาติดตั้งเนื่องจากเป็นช่วงที่ภาครัฐได้ออกมาตรการยกเว้นภาษีเงินได้สำหรับค่าใช้จ่ายในการติดตั้งโซลาร์รูฟท็อป ทั้งนี้การติดตั้งโซลาร์รูฟท็อปและใช้ในช่วงที่ค่าไฟฟ้ามีแนวโน้มสูง ก็จะทำให้ผู้ที่ติดตั้งคืนทุนได้เร็วขึ้นด้วย ยิ่งไปกว่านั้นยังสามารถปรับปรุงบ้านให้ประหยัดพลังงาน โดยเพิ่มฉนวนกันความร้อน ติดฟิล์มกันความร้อนที่กระจกและใช้หลังคาสะท้อนความร้อน เป็นต้น
2. ภาคธุรกิจสามารถปรับตัวได้ทันทีและสามารถเตรียมตัวในระยะยาว อาทิ
ระยะสั้น : บริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าเชิงรุกโดยปรับเวลาการผลิตให้เลี่ยงช่วงพีก นอกจากนี้ การหันมาเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานยังเป็นทางเลือกที่นิยมกันมากขึ้น โดยใช้ Energy Management & Monitoring ที่ติดตั้งระบบติดตามการใช้พลังงาน (Smart Meter / EMS) เพื่อลดการใช้พลังงานที่ไม่จำเป็นและไม่มีประสิทธิภาพ
ระยะยาว : ลงทุนผลิตไฟฟ้าเองด้วยโซลาร์รูฟท็อปและปรับโครงสร้างธุรกิจสู่การใช้พลังงานให้มีประสิทธิภาพ ซึ่งเป็นการปรับตัวทางธุรกิจที่เชื่อมโยงกับ ESG และเพิ่มความสามารถในการเข้าถึงเงินทุนสีเขียว อาทิ การปรับปรุงเครื่องจักรให้มีประสิทธิภาพสูงให้กระบวนการผลิตใช้พลังงานต่อหน่วยการผลิตต่ำลง นอกจากนี้ ผู้ประกอบการที่มีพื้นที่หลังคาของโรงงานและพื้นที่รอบข้างยังสามารถผลิตไฟฟ้าใช้เองได้โดยไม่ต้องลงทุนโดยการทำ Power Purchase Agreement (PPA) กับผู้ติดตั้งโซลาร์รูฟท็อปเพื่อลดค่าไฟฟ้าในระยะยาว
กล่าวโดยสรุป ความขัดแย้งในตะวันออกกลางส่งผลกระทบต่อราคาก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ โดยเฉพาะเมื่อการขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซซึ่งเป็นเส้นทางลำเลียง LNG สำคัญของโลกต้องหยุดชะงัก ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) อ้างอิง Japan-Korea Marker (JKM) ปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็ว และจากความไม่แน่นอนด้านอุปทานดังกล่าวทำให้กาตาร์ไม่สามารถส่งมอบ LNG แก่ไทยได้ตามสัญญา ทำให้ไทยที่พึ่งพาการนำเข้า LNG มาใช้ในการผลิตไฟฟ้า ต้องจัดหา LNG ทดแทนในราคาตลาดที่สูงขึ้น ผลลัพธ์คือ ต้นทุนค่าไฟฟ้าของประเทศมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูงต่อเนื่อง ซึ่งดันค่าไฟฟ้าให้อยู่ที่ระดับ 4 บาทต่อหน่วยและสูงสุดถึง 4.4 บาทต่อหน่วยหากสงครามยืดเยื้อและรุนแรงขึ้น ส่งผลต่อค่าครองชีพของประชาชนและต้นทุนธุรกิจ ดังนั้น ภาครัฐต้องเข้ามาเร่งบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าในระยะสั้น ควบคู่กับการปรับโครงสร้างพลังงาน โดยการเพิ่มพลังงานสะอาด ชีวมวล และพลังงานนิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) เพื่อลดการพึ่งพา LNG ในอนาคต ขณะเดียวกัน ภาคครัวเรือนก็สามารถรับมือในระยะสั้นด้วยการประหยัดพลังงาน ขณะที่ภาคธุรกิจควรเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้า ลดการใช้ไฟฟ้าช่วงพีก ใช้ระบบติดตามพลังงาน และลงทุนผลิตไฟฟ้าเองจากโซลาร์รูฟท็อปในระยะยาว
บทวิเคราะห์โดย... https://www.scbeic.com/th/detail/product/LNG-MEwar-080426
ผู้เขียนบทวิเคราะห์
จิรวุฒิ อิ่มรัตน์ (jirawut.imrat@scb.co.th) นักวิเคราะห์อาวุโส
INDUSTRY ANALYSIS
ดร. ยรรยง ไทยเจริญ ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร สายงานวิจัยเศรษฐกิจและความยั่งยืน ศูนย์วิจัยเศรษฐกิจและธุรกิจ (SCB EIC)
ปราณิดา ศยามานนท์ ผู้อำนวยการ ผู้บริหารฝ่าย Industry Analysis
ดร.เกียรติศักดิ์ คำสี นักวิเคราะห์อาวุโส
จิรวุฒิ อิ่มรัตน์ นักวิเคราะห์อาวุโส
.png)
.png)
.jpg)
ข่าวเด่น