LNG แทนซาเนีย 4.2 หมื่นล้านดอลลาร์ ถูกจับตาเป็นทางเลือกนอกฮอร์มุซ

โครงการส่งออกก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) มูลค่าราว 4.2 หมื่นล้านดอลลาร์ในแทนซาเนีย กลับมาเป็นที่พูดถึงอีกครั้ง หลังความเสี่ยงในช่องแคบฮอร์มุซเพิ่มสูงขึ้น และตลาดเอเชียเริ่มมองหาแหล่งพลังงานที่ไม่ต้องพึ่งพาเส้นทางผ่านช่องแคบดังกล่าว

รอยเตอร์(Reuters) รายงานเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม (ตามเวลาไทย) ว่า ฟิลิป มาติเยอ(Philippe Mathieu) ผู้บริหารฝ่ายธุรกิจระหว่างประเทศของเอควินอร์(Equinor) กล่าวในงานประชุมด้านพลังงานที่เมืองสตาวังเงร์ ประเทศนอร์เวย์ ว่า “เราไม่อยากรอนานเกินไปที่จะนำ LNG ล็อตใหม่เข้าสู่ตลาด” พร้อมระบุว่า “ตอนนี้อาจเป็นจังหวะที่ดีในการเดินหน้าโครงการ” เมื่อถูกถามว่าความติดขัดของ LNG ตะวันออกกลางทำให้โครงการแทนซาเนียน่าสนใจขึ้นหรือไม่ เขาตอบว่า “ใช่” และอธิบายว่า “นั่นหมายถึงการผลิต LNG จากพื้นที่ที่ไม่เผชิญกับความท้าทายด้านภูมิรัฐศาสตร์แบบนี้” คำพูดนี้สะท้อนมุมมองของผู้บริหารเอควินอร์ที่มองว่าตำแหน่งที่ตั้งนอกเส้นทางฮอร์มุซเป็นจุดแข็งของโครงการ มากกว่าจะเป็นการยืนยันว่าโครงการจะเดินหน้าทันที

ตามรายงานของรอยเตอร์ มูลค่าโครงการอยู่ที่ราว 4.2 หมื่นล้านดอลลาร์ ขณะที่รัฐบาลแทนซาเนียประเมินว่าโครงการนี้อาจเป็นแหล่งอุปทานทางเลือกสำหรับลูกค้าฝั่งเอเชีย ผู้ดำเนินโครงการร่วมที่ถูกกล่าวถึงคือเอควินอร์(Equinor) และเชลล์(Shell) ส่วนพันธมิตรรายอื่นที่มีชื่อเกี่ยวข้อง ได้แก่ เอ็กซอนโมบิล(ExxonMobil), พาวิลเลียนเอนเนอร์จี(Pavilion Energy), เมดโกเอนเนอร์จี(MedcoEnergi) และบริษัทน้ำมันแห่งชาติแทนซาเนีย TPDC

ฮอร์มุซคือคอขวดของตลาด LNG

ช่องแคบฮอร์มุซมีลักษณะเป็น ‘คอขวด’ ของตลาด LNG อย่างชัดเจน ทบวงพลังงานระหว่างประเทศ(IEA) ระบุว่า ในปี 2025 การส่งออก LNG ของกาตาร์และสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์(UAE) ราว 93% และ 96% ตามลำดับ ต้องผ่านช่องแคบนี้ คิดเป็นสัดส่วนราว 19% ของการค้า LNG ทั่วโลก โดยตลาดเอเชียเป็นปลายทางหลักของ LNG จากทั้งสองประเทศ

จุดแข็งของ LNG แทนซาเนียอยู่ที่เส้นทางขนส่งที่ไม่ต้องผ่านช่องแคบตะวันออกกลาง ทำให้ LNG จากแอฟริกาตะวันออกอยู่ในตำแหน่งที่ต่างออกไปเมื่อเกิดความติดขัดในฮอร์มุซ อย่างไรก็ตาม ‘ความน่าสนใจที่เพิ่มขึ้น’ กับ ‘การตัดสินใจลงทุนที่ชัดเจน’ ยังเป็นคนละเรื่องกัน

เอควินอร์ระบุในเอกสารแนะนำโครงการแทนซาเนียอย่างเป็นทางการว่า บริษัทเข้าไปดำเนินธุรกิจในประเทศนี้ตั้งแต่ปี 2007 และได้ขุดเจาะสำรวจใน Block 2 ไปแล้ว 15 หลุม พบแหล่งก๊าซ 9 แห่ง คิดเป็นปริมาณสำรองมากกว่า 20 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต (Tcf) โดยพื้นที่ตั้งโรงงาน LNG อยู่ในเขตลินดี(Lindi)

ด้าน TPDC อธิบายว่าโครงการ LNG แทนซาเนียใช้ก๊าซจากแหล่งนอกชายฝั่งใน Blocks 1, 2 และ 4 เป็นฐาน โดยพื้นที่ก่อสร้างที่ลิคองโก-ลินดี(Likong’o-Lindi) ได้รับการจัดสรรและจ่ายค่าชดเชยเรียบร้อยแล้ว พื้นที่นี้ถูกเสนอให้เป็นที่ตั้งโรงงาน LNG บนบกสำหรับแปรรูปก๊าซจากทะเลเพื่อส่งออก

ตัวเลขมูลค่าโครงการไม่ตรงกันในแต่ละแหล่งข้อมูล

ตัวเลขมูลค่าโครงการและปริมาณก๊าซสำรองมีความแตกต่างกันในแต่ละแหล่งข้อมูล เอกสารคำถามที่พบบ่อย (FAQ) ของ TPDC ยังคงระบุมูลค่าโครงการไว้ที่ราว 3 หมื่นล้านดอลลาร์ และปริมาณก๊าซราว 25 Tcf ขณะที่รอยเตอร์รายงานมูลค่าโครงการล่าสุดไว้ที่ 4.2 หมื่นล้านดอลลาร์

ความต่างนี้สะท้อนว่าตัวเลขจากรายงานข่าวล่าสุดกับตัวเลขในเอกสารทางการที่อาจยังไม่อัปเดต ควรถูกอ่านแยกจากกัน โครงการเดียวกันอาจมีมูลค่าประเมินต่างกันได้ ขึ้นอยู่กับการเปลี่ยนแปลงด้านการออกแบบ ต้นทุนวัสดุ ต้นทุนทางการเงิน และขอบเขตการพัฒนา จึงยังไม่มีตัวเลขใดตัวเลขหนึ่งที่ควรถือเป็นค่าที่แน่นอนตายตัว

ขั้นตอนการเจรจาก็ถูกอธิบายไม่ตรงกันระหว่างหน่วยงาน กระทรวงพลังงานแทนซาเนียรายงานต่อรัฐสภาเมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2026 ว่าการเจรจาด้านพาณิชย์และภาษีเสร็จสิ้นแล้ว ส่วนการเจรจาด้านกฎหมายยังดำเนินอยู่ ขณะที่หน่วยงานกำกับดูแลต้นน้ำปิโตรเลียม PURA ระบุในหน้าเว็บโครงการว่า ข้อตกลงรัฐบาลเจ้าภาพ (Host Government Agreement, HGA) อยู่ในขั้น ‘ใกล้เจรจาเสร็จสิ้น’

HGA เป็นข้อตกลงหลักในโครงการพัฒนาทรัพยากรที่กำหนดเงื่อนไขการลงทุน ภาษี และความรับผิดชอบทางกฎหมายระหว่างรัฐบาลกับผู้ดำเนินโครงการ PURA ระบุว่า HGA ต้องลงนามก่อนจึงจะเข้าสู่ขั้นตอนถัดไป ได้แก่ การออกแบบวิศวกรรมเบื้องต้น (FEED) และการสำรวจสภาพพื้นดิน ดังนั้นการที่โครงการถูกพูดถึงในเชิงพาณิชย์ กับการที่ขั้นตอนพัฒนาจริงถูกยืนยันแล้ว จึงเป็นคนละเรื่องที่ต้องแยกพิจารณา

โครงการ LNG แทนซาเนียเคยมีการลงนามข้อตกลง HGA เบื้องต้นเมื่อเดือนมิถุนายน 2022 ต่อหน้าประธานาธิบดี แต่หลังจากนั้นกระบวนการเจรจาก็ยังคงดำเนินต่อมา โดยขณะนั้นมูลค่าโครงการที่ระบุอย่างเป็นทางการอยู่ที่ 3 หมื่นล้านดอลลาร์ เมื่อมาถึงปี 2026 คำอธิบายของรัฐบาลและหน่วยงานกำกับดูแลก็ยังไม่ตรงกันทั้งหมด จึงควรอ่านสถานะของโครงการอย่างระมัดระวัง

ในเชิงโครงสร้างตลาด การพัฒนาโครงการ LNG ต้องอาศัยสัญญาระยะยาว การลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน การจัดหาเงินทุน และข้อตกลงกับรัฐบาลที่ประสานกันหลายด้าน ความเสี่ยงในช่องแคบฮอร์มุซที่เพิ่มขึ้นไม่ได้หมายความว่าโครงการใดโครงการหนึ่งจะเข้าสู่ขั้นก่อสร้างหรือการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ได้ทันที แต่ผู้ซื้ออาจมีแรงจูงใจมากขึ้นในการกระจายเส้นทางแหล่งอุปทาน

ความเคลื่อนไหวนี้ต่อเนื่องจากรายงานก่อนหน้าของ TokenPostเรื่องความติดขัดในการเดินเรือผ่านช่องแคบฮอร์มุซและความไม่แน่นอนด้านโลจิสติกส์พลังงานในตะวันออกกลาง ซึ่งเงื่อนไขการเดินเรือผ่านช่องแคบนี้ยังคงเป็นปัจจัยที่ส่งผลต่อทั้งตลาดน้ำมันดิบและห่วงโซ่อุปทาน LNG

สิ่งที่ยืนยันได้ในขณะนี้คือ มูลค่าเชิงเปรียบเทียบของสินทรัพย์ LNG นอกเส้นทางฮอร์มุซถูกหยิบยกขึ้นมาพูดถึงอีกครั้ง ท่ามกลางความเสี่ยงด้านอุปทานในตะวันออกกลาง ขั้นตอนถัดไปตามที่ PURA ระบุคือการเข้าสู่ช่วง FEED และการสำรวจสภาพพื้นดินหลังลงนาม HGA ซึ่งจะเป็นตัวชี้วัดว่าโครงการ LNG แทนซาเนียมีความคืบหน้าเพิ่มเติมหรือไม่ในระยะต่อไป