ข่าว 
ข้อมูลเหรียญ 
แนะนำสื่อ 
โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซขนาดรวมราว 106GW และโครงสร้างพื้นฐานนำเข้า LNG ราว 70 ล้านตันต่อปีในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ยังอยู่ระหว่างการพัฒนา ท่ามกลางความเสี่ยงด้านอุปทานจากช่องแคบฮอร์มุซ โดยมูลค่าโครงสร้างพื้นฐานที่เกี่ยวข้องอยู่ที่ 160,000 ล้านดอลลาร์(ประมาณ 217 ล้านล้านวอน)
โกลบอล เอนเนอร์จี มอนิเตอร์(Global Energy Monitor: GEM) ประเมินขนาดโครงการโรงไฟฟ้าก๊าซและโครงสร้างพื้นฐานนำเข้า LNG ในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ไว้ในรายงานเดือนกันยายน โดยตัวเลขดังกล่าวรวมโครงการในขั้นประกาศโครงการ เตรียมก่อสร้าง และก่อสร้างแล้ว จึงไม่ได้หมายถึงกำลังการผลิตของโรงงานที่เปิดใช้งานจริง รายงาน GEM
กำลังการพัฒนาโรงไฟฟ้าก๊าซในภูมิภาคเพิ่มเกิน 100GW ในเดือนพฤษภาคม 2024 และปัจจุบันอยู่ที่ราว 106GW แม้บางโครงการถูกถอดออกจากแผนและมีโครงการใหม่เพิ่มเข้ามา แต่ขนาดโครงการโดยรวมยังคงมากกว่า 100GW
กำลังการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานนำเข้า LNG เพิ่มจากราว 47 ล้านตันในปี 2024 เป็นราว 70 ล้านตันในปัจจุบัน อย่างไรก็ตาม การเพิ่มกำลังรองรับของสถานีนำเข้าไม่ได้รับประกันว่าจะมี LNG เพียงพอหรือราคาจะมีเสถียรภาพ
การขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบฮอร์มุซเพิ่มขึ้นหลังสหรัฐฯ และอิหร่านบรรลุข้อตกลงชั่วคราวในเดือนมิถุนายน 2026 แต่ยังไม่กลับสู่ระดับปกติ ปริมาณ LNG ที่เคยผ่านช่องแคบดังกล่าวคิดเป็นราว 20% ของอุปทานทั่วโลก
สำนักงานพลังงานระหว่างประเทศ(International Energy Agency: IEA) ระบุว่า ราคาสปอต LNG ในเอเชียไตรมาส 2 ปี 2026 เฉลี่ยอยู่ที่ 17.5 ดอลลาร์/MMBtu เพิ่มขึ้น 45% จากปีก่อน แม้ราคาจะลดลงจากจุดสูงสุดในเดือนมีนาคม แต่ยังสูงกว่าระดับปี 2025 รายงาน IEA
ปริมาณการขนส่ง LNG ของกาตาร์และสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ลดลง 35,000 ล้านลูกบาศก์เมตรในช่วงเดือนมีนาคมถึงมิถุนายน 2026 เมื่อเทียบกับปีก่อน การผลิตที่เพิ่มขึ้นจากอเมริกาเหนือและแอฟริกาชดเชยส่วนที่หายไปได้ราวสามในสี่ แต่การผลิต LNG ทั่วโลกลดลง 4% ในช่วงเวลาเดียวกัน
วาร์ดา อาจาซ(Warda Ajaz) ผู้จัดการโครงการติดตามก๊าซในเอเชียของโกลบอล เอนเนอร์จี มอนิเตอร์ กล่าวว่า “กำลังการผลิตของโครงสร้างพื้นฐานนำเข้าไม่ได้รับประกันเสถียรภาพของอุปทาน LNG และการเข้าถึง LNG ก็ไม่ได้รับประกันความสามารถในการแข่งขันด้านราคา” ความเห็นดังกล่าวสะท้อนว่าการขยายโครงสร้างพื้นฐานนำเข้าเพียงอย่างเดียวอาจไม่เพียงพอต่อการลดความเสี่ยงจากการขนส่งทางทะเลและความผันผวนของราคา
การพัฒนาแหล่งก๊าซภายในประเทศของแต่ละประเทศก็ไม่น่าจะเป็นทางเลือกทดแทนในระยะสั้น GEM ระบุว่าพบแหล่งก๊าซอย่างน้อย 20 แห่งที่อาจเพิ่มกำลังการผลิตได้ราว 62,000 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปีภายในปี 2035 แต่การพัฒนาแหล่งก๊าซใหม่ต้องใช้เวลาหลายปี
นอกจากนี้ ยังไม่มีหลักประกันว่าก๊าซที่ผลิตได้จะถูกส่งไปยังตลาดไฟฟ้าของแต่ละประเทศ โครงการสถานีนำเข้า เส้นทางขนส่ง และการพัฒนาแหล่งก๊าซต้องผ่านกำหนดเวลาและการตัดสินใจลงทุนที่แตกต่างกัน ดังนั้นการขยายเพียงส่วนใดส่วนหนึ่งจึงไม่เพียงพอที่จะสร้างเสถียรภาพให้ห่วงโซ่อุปทานทั้งหมด
IEA คาดการณ์ว่าอุปสงค์ก๊าซธรรมชาติในเอเชียปี 2026 จะลดลง 0.5% จากปีก่อน เนื่องจากราคานำเข้า LNG ที่อยู่ในระดับสูง โดยมีการใช้เชื้อเพลิงอื่นแทนก๊าซในภาคการผลิตไฟฟ้าและการบริโภคก๊าซภาคอุตสาหกรรมที่ลดลงเป็นปัจจัยสนับสนุน
การขยายโรงไฟฟ้าก๊าซในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ดำเนินมาโดยตั้งอยู่บนสมมติฐานว่าอุปสงค์ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นและโครงสร้างพื้นฐานนำเข้า LNG จะขยายตัว GEM ระบุว่าแผนเดิมตั้งอยู่บนสมมติฐาน 3 ประการ ได้แก่ อุปทาน LNG ที่มีเสถียรภาพ ราคาที่แข่งขันได้กับเชื้อเพลิงทดแทน และความสามารถในการใช้ก๊าซภายในประเทศแทน LNG เมื่อเกิดปัญหาการนำเข้า
ปัญหาการขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซกำลังทดสอบสมมติฐานทั้ง 3 ประการพร้อมกัน แม้จะก่อสร้างสถานีนำเข้า LNG แล้ว แต่หากการขนส่งทางเรือและแหล่งผลิตยังพึ่งพาเส้นทางเดินเรือเฉพาะ การสร้างเสถียรภาพด้านอุปทานก็ยังทำได้ยาก ขณะที่การเพิ่มการผลิตก๊าซภายในประเทศไม่สามารถเป็นมาตรการรับมือได้ทันทีเนื่องจากระยะเวลาพัฒนา
GEM ระบุว่าเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ทั้งหมดไม่ได้ตัดสินใจแน่ชัดว่าจะยุติหรือขยายการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซ บางประเทศกำลังลดการพึ่งพาก๊าซ ขณะที่บางประเทศยังเดินหน้าโครงการต่อ ทำให้ทิศทางของแต่ละประเทศแตกต่างกัน
ก่อนหน้านี้มีการวิเคราะห์ว่า ความเสี่ยงที่ราคาก๊าซจะปรับตัวสูงขึ้นยังคงอยู่แม้การเดินเรือผ่านช่องแคบฮอร์มุซกลับมาเปิดอีกครั้ง การตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายและการเริ่มก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าก๊าซในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ต่อจากนี้ อาจขึ้นอยู่กับราคาก๊าซ LNG เส้นทางอุปทาน การผลิตก๊าซภายในประเทศ และความเร็วในการขยายพลังงานหมุนเวียน
ความคิดเห็น 0