WORLD7

smed PIONEER 720x100ใจฟู720x100pxgpf 720x100 66

3658 KT Compass

Krungthai COMPASS ชี้ภาครัฐเปลี่ยนวิธีการจัดสรรก๊าซธรรมชาติรูปแบบใหม่ ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติและค่าไฟฟ้าลดลง ช่วยภาคธุรกิจมีกำไรเพิ่มขึ้น

โดย พงษ์ประภา นภาพฤกษ์ชาติ

Krungthai COMPASS

 

Key Highlights

          ● การเปลี่ยนวิธีจัดสรรก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยในช่วง ม.ค. 2567 คาดว่าจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าลดลงจาก 4.67 บาท/หน่วยไฟฟ้าในปี 2566 เป็น 4.14 และ 4.11 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2567-68 ตามราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool ที่คาดว่าจะลดลงจาก 381 บาท/MMBTU ในปี 2566 เป็น 296 และ 277 บาท/MMBTU ในปี 2567-68 ซึ่งจะส่งผลดีต่อผลประกอบการภาคธุรกิจและครัวเรือนของไทย

          ● Krungthai COMPASS ประเมินว่า อัตรากำไรสุทธิของภาคธุรกิจโดยรวมของไทยจะเพิ่มขึ้น 0.24% หากค่าไฟฟ้าในปี 2567 เป็นไปตามการประเมินในข้างต้น ส่วนอัตรากำไรสุทธิของภาคธุรกิจที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการดำเนินธุรกิจโดยตรงของไทย จะเพิ่มขึ้นราว 0.18%หากราคาก๊าซธรรมชาติในปี 2567 ลดลง ตามแนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool โดยการประเมินนี้อยู่ภายใต้สมมุติฐานที่ว่ารายได้และค่าใช้จ่ายในส่วนอื่นๆ ไม่เปลี่ยนแปลงในช่วงปี 2566-68 

          ● อย่างไรก็ดี การจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบใหม่อาจส่งผลกระทบต่อผลประกอบการของธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากธุรกิจนี้ต้องซื้อก๊าซธรรมชาติในราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool ซึ่งสูงกว่าราคาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งเป็นราคาอ้างอิงของการจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบเก่า 

 

 

          ในช่วงที่ผ่านมา ค่าไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมของไทยเพิ่มขึ้นอย่างมากจาก 3.60 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2564 เป็น 4.67 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2566 หรือเพิ่มขึ้นราว 30% ในช่วงเวลา 3 ปี ซึ่งเปลี่ยนแปลงตามราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า โดยราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจาก 233 บาท/MMBTU ในปี 2564 เป็น 381 บาท/MMBTU [1](ราคาที่ขายให้กิจการผลิตไฟฟ้า: 366 บาท/MMBTU[2]) ในปี 2566 ซึ่งมีสาเหตุหลักมาจากการที่ไทยต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จากต่างประเทศที่มีต้นทุนสูงมากในช่วงดังกล่าว เพื่อทดแทนการขาดหายไปของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย หลังแหล่งเอราวัณ (G1/61) ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติ ตามสัญญาที่กำหนดไว้ที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน[3] จึงส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติพุ่งสูงขึ้น และส่งผลกระทบต่อเนื่องถึงค่าไฟฟ้าด้วย 

          แนวโน้มดังกล่าวย่อมส่งผลลบต่อกลุ่มธุรกิจที่ใช้ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติอย่างเข้มข้น เช่น ธุรกิจผลิตอโลหะ (กระเบื้อง และผลิตภัณฑ์แก้ว) และธุรกิจคลังสินค้า ซึ่งเป็นภาคส่วนสำคัญของระบบเศรษฐกิจของไทย เนื่องจากธุรกิจในกลุ่มนี้มีสัดส่วนต้นทุนไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติที่สูง เมื่อเทียบกับธุรกิจอื่นๆ จึงส่งผลกระทบต่อผลประกอบการของผู้ประกอบการเหล่านั้น 

          เพื่อบรรเทาภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานของภาคธุรกิจและภาคครัวเรือน กระทรวงพลังงานจึงได้ทำการเปลี่ยนวิธีการจัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยโดยเริ่มตั้งแต่ 1 ม.ค. 2567 เพื่อลดราคาก๊าซธรรมชาติและค่าไฟฟ้าโดยรวมในระยะยาว[4] ซึ่งบทความนี้จะอธิบายวิธีการจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบใหม่และประเมินแนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติและค่าไฟฟ้าในระยะข้างหน้า หลังใช้วิธีการจัดสรรก๊าซในรูปแบบใหม่ รวมถึงวิเคราะห์ผลกระทบต่อผลประกอบการของภาคธุรกิจในไทย 

 

          ปัจจุบันไทยจัดสรรก๊าซธรรมชาติให้อุตสาหกรรมต่างๆ อย่างไร? 

          วิธีการจัดสรรก๊าซธรรมชาติของไทยก่อนที่จะมีการเปลี่ยนแปลงใน ม.ค. 2567 มีรายละเอียด ดังนี้ 

          กลุ่ม บมจ.ปตท. ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจรูปแบบบริษัทมหาชน จะทำหน้าที่ผลิตและรับซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ ก่อนที่จะจัดสรรให้กับอุตสาหกรรมอื่นๆ ต่อไป โดยก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ส่วนใหญ่มาจากอ่าวไทย ซึ่งมีราคาต่ำสุด จะถูกจัดจำหน่ายให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและผู้ผลิต LPG ในภาคเชื้อเพลิงก่อน[5]

          หลังจากนั้น ก๊าซธรรมชาติที่เหลือจากอ่าวไทยรวมกับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตใน Onshore เช่น แหล่งสิริกิติ์ที่ จ.กำแพงเพชร รวมกับก๊าซธรรมชาติที่ซื้อจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่นำเข้าจากต่างประเทศ เช่น กาตาร์ มาเลเซีย และออสเตรเลีย6 จะถูกจัดสรรให้กับ Pool Gas เพื่อนำไปขายต่อให้กับอุตสาหกรรมอื่นๆ เช่น โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ ภาคอุตสาหกรรม และผู้ผลิต NGV ในราคาก๊าซธรรมชาติถัวเฉลี่ย ตามสัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจาก 3 แหล่ง ได้แก่ อ่าวไทย เมียนมา และ LNG ใน Pool Gas (ราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool)[6]

 

3658 KT Compass01

 

          เมื่อวันที่ 13 ธ.ค. 2566 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติให้เปลี่ยนวิธีการจัดสรรก๊าซธรรมชาติใหม่ตั้งแต่ 1 ม.ค. 2567 โดยจะให้สิทธิพิเศษในการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เพียงผู้ผลิต LPG ก่อนเท่านั้น และหลังจากนั้น จึงจะจัดสรรก๊าซธรรมชาติส่วนเหลือจากอ่าวไทย รวมทั้งก๊าซธรรมชาติและ LNG ที่รับซื้อจากแหล่งอื่นๆ เพื่อนำไปจำหน่ายให้กับอุตสาหกรรมอื่นๆ ในราคาก๊าซธรรมชาติถัวเฉลี่ยแบบเดียวกับการจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบเดิม5 นอกจากนั้น วิธีการจัดสรรก๊าซธรรมชาติดังกล่าวทำให้ธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติต้องซื้อก๊าซธรรมชาติในราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่ขายให้ผู้ผลิต LPG ซึ่งยังซื้อในราคาที่อ้างอิงจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย[7]

          อย่างไรก็ดี แนวทางการจัดสรรก๊าซธรรมชาติอาจมีการเปลี่ยนแปลงในอนาคต หลังสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เตรียมว่าจ้างที่ปรึกษา เพื่อดำเนินการศึกษาโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติของประเทศที่เป็นธรรมต่อทุกฝ่าย ซึ่งคาดว่าจะเสร็จสิ้นภายใน 9 เดือน หรือราวไตรมาสที่ 3 และ 4 ของปี 2567[8]

 

3658 KT Compass02

 

          แนวทางการจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบใหม่คาดว่าจะทำให้สัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยใน Pool Gas ซึ่งมีต้นทุนต่ำสุด เพิ่มขึ้นจาก 44% และ 47% ในปี 2567-68 (รูปซ้าย) เป็น 51% และ 53% ในปี 2567-68 (รูปขวา) จึงส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติถัวเฉลี่ย ตามสัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจาก 3 แหล่ง ได้แก่ อ่าวไทย เมียนมา และ LNG ใน Pool Gas (ราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool) ลดลง ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติลดลง และค่าไฟฟ้าในระยะยาวลดลงตามไปด้วย

          โดยแนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติและค่าไฟฟ้าในระยะข้างหน้า หลังจากภาครัฐได้จัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบใหม่ จะวิเคราะห์ในหัวข้อถัดไป 

 

3658 KT Compass03

 

          แนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติและค่าไฟฟ้าจะเป็นอย่างไร หลังภาครัฐจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบใหม่ 

          ก่อนอื่นจะมาวิเคราะห์แนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติถัวเฉลี่ย ตามสัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจากแต่ละแหล่งใน Pool Gas (ราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool) ซึ่งเป็นราคาขายก๊าซธรรมชาติสำหรับอุตสาหกรรมอื่นๆ นอกเหนือจาก ผู้ผลิต LPG หลังภาครัฐได้เปลี่ยนวิธีการจัดสรรก๊าซธรรมชาติในช่วง ม.ค. 2567

          ราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool มีแนวโน้มที่จะลดลงจาก 381 บาท/MMBTU (ราคาสำหรับกิจการผลิตไฟฟ้า: 366 บาท/MMBTU) ในปี 2566 เป็น 296 บาท/MMBTU และ 277 บาท[9] ในปี 2567-68 ตามลำดับ (รูปหน้า 9) โดยมีสาเหตุหลักมาจาก 3 ประการ ดังนี้

          1. บมจ. ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ปตท.สผ.) กำลังทยอยเพิ่มกำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติในแหล่งเอราวัณ(G1/61)ของอ่าวไทยให้เต็มกำลังการผลิตภายใน เม.ย. 2567[10] ซึ่งคาดว่าปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งนี้จะเพิ่มขึ้นจาก 322 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2566 เป็น 717 ล้านลูกบาศก์ฟุตวัน และ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน [11]ในปี 2567-68 ตามลำดับ ซึ่งจะทำให้สัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่มีต้นทุนต่ำสุดใน Pool Gas เพิ่มขึ้นตาม จึงส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool Gas มีแนวโน้มลดลง

          2. ต้นทุนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวจากต่างประเทศ(LNG) มีแนวโน้มลดลงในช่วงปี2567-68 ตามราคา LNG ในตลาดเอเชีย (JKM LNG) ที่คาดว่าจะลดลงจาก 21.1 ดอลลาร์สหรัฐฯ/MMBTU ในช่วง ก.ย.2565-ส.ค.2566 เป็น 12.2 ดอลลาร์สหรัฐฯ/MMBTU และ 11.2 ดอลลาร์สหรัฐฯ/MMBTU ในช่วง ก.ย.2566-ส.ค.2567 และ ก.ย.2567-ส.ค.2568 ตามลำดับ9 เนื่องจากราคาดังกล่าวจะเผชิญแรงกดดันจากญี่ปุ่นที่มีแนวโน้มผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์เพิ่มขึ้น[12] รวมทั้งรัสเซียที่คาดว่าจะส่งออกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อ และ ก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นราว 11% และ 14% ตามลำดับ ในปี 256712 ซึ่งทั้งสองปัจจัยนี้จะกดดันให้ราคา JKM LNG ลดลง

          3. การจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบใหม่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool Gas ลดลงราว 13.8 บาท/MMBTU และ 9.3 บาท/MMBTU ในปี 2567-68ตามลำดับ[13] เนื่องจากการจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบนี้ทำให้สัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่มีต้นทุนต่ำสุดใน Pool Gas เพิ่มขึ้น จึงส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool Gas ลดลง

          แนวโน้มดังกล่าวจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าโดยเฉลี่ยลดลงจาก 4.67 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2566 เป็น 4.14 บาท/หน่วยไฟฟ้า และ 4.11 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2567-68 ตามลำดับ (รูปขวา) โดยการประเมินนี้ได้แบ่งค่าไฟฟ้าเป็น 4 องค์ประกอบ ได้แก่ 1) ค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าถูกประเมินตามทิศทางราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool 2) ค่าพร้อมจ่ายไฟฟ้าถูกประเมินตามทิศทางค่าพร้อมจ่ายไฟฟ้าใน 4 เดือนแรกในปี 2567 ของ กฟผ.[14] 3)เงินที่เก็บเพิ่มจากค่าไฟฟ้าถูกประเมิน ตามแผนของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน14 และ 4)ค่าบริการระบบส่งและจำหน่ายไฟฟ้าถูกกำหนดให้เท่ากับปี 256614 

 

3658 KT Compass04

 

          ราคาก๊าซธรมชาติแบบ Pool และค่าไฟฟ้าโดยเฉลี่ยที่มีแนวโน้มลดลง หลังภาครัฐได้จัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบใหม่ ย่อมส่งผลบวกต่ออัตรากำไรของผู้ประกอบการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในการดำเนินกิจการโดยตรง เช่น ธุรกิจผลิตกระเบื้อง และผู้ประกอบการในธุรกิจที่ใช้ไฟฟ้าอย่างเข้มข้น เช่น ธุรกิจคลังสินค้า รวมถึงค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าของครัวเรือนที่มีแนวโน้มลดลง 

          อย่างไรก็ดี แนวทางดังกล่าวจะส่งผลลบต่อผู้ประกอบธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพราะผู้ประกอบการในกลุ่มนี้ต้องซื้อก๊าซธรรมชาติในราคาที่สูงขึ้น โดยผลจากแนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool และค่าไฟฟ้าที่มีต่ออัตรากำไรสุทธิของภาคธุรกิจในไทย ซึ่งจะวิเคราะห์ในหัวข้อถัดไป

 

          แนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติและค่าไฟฟ้าจะส่งผลต่ออัตรากำไรของภาคธุรกิจของไทยอย่างไร?

          ค่าไฟฟ้าและราคาก๊าซธรรมชาติที่มีแนวโน้มลดลงในปี 2567-68 หลังจัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยในรูปแบบใหม่ ย่อมส่งผลดีต่อต้นทุนโดยรวมและกำไรสุทธิของภาคธุรกิจ โดยเฉพาะธุรกิจที่ใช้ไฟฟ้าอย่างเข้มข้น เช่น ธุรกิจคลังสินค้า และธุรกิจที่ใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างเข้มข้น เช่น ธุรกิจผลิตกระเบื้อง

          Krungthai COMPASS ประเมินว่า ทุก 1% ของค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ลดลง จะทำให้อัตรากำไรสุทธิโดยรวมของภาคธุรกิจของไทยเพิ่มขึ้นประมาณ 0.02% เมื่อเทียบกับปี 2566 ซึ่งอยู่ภายใต้สมมุติฐานที่ว่าต้นทุนอื่นๆ นอกเหนือจากค่าไฟฟ้า และรายได้คงที่ในช่วงปี 2566-68 โดยเป็นการประเมินจากสัดส่วนต้นทุนไฟฟ้าต่อต้นทุนทั้งหมดของธุรกิจทั้งหมด 180 ประเภทจาก I/O Table ของสภาพัฒน์ฯ ในปี 2558 พร้อมทั้ง พิจารณาร่วมกับทิศทางค่าไฟฟ้า ราคาน้ำมันดีเซล ค่าแรงงาน ราคาก๊าซธรรมชาติ และดัชนีราคาผู้ผลิตในช่วงปี 2558-66 [15]รวมถึงข้อมูลจากแหล่งอื่นๆ [16] เช่น สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม ซึ่งพบว่า สัดส่วนระหว่างค่าไฟฟ้าและต้นทุนทั้งหมดเฉลี่ยของธุรกิจโดยรวมอยู่ที่ราว 2.7% ในปี 2566

          เมื่อพิจารณาร่วมกับค่าไฟฟ้าทั้งปี 2567 ที่คาดว่าจะลดลง 11.3%YoY (ลดลงจาก 4.67 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2566 เป็น 4.14 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2567) จะส่งผลให้อัตรากำไรสุทธิมัธยฐาน(ค่า Median ของอัตรากำไรสุทธิ) ของภาคธุรกิจโดยรวมเพิ่มขึ้นจาก 4.14% ในปี 2566 เป็น 4.38% ในปี 2567 

          สำหรับปี 2568 ที่ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยทั้งปีมีแนวโน้มลดลง 0.7%YoY (ลดลงจาก 4.14 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2567 เป็น 4.11 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2568) ส่งผลให้อัตรากำไรสุทธิมัธยฐานของภาคธุรกิจของไทยเพิ่มขึ้นจาก 4.38% ในปี 2567 เป็น 4.39% ในปี 2568

          ทั้งนี้ กลุ่มธุรกิจที่ได้รับอานิสงส์จากแนวโน้มค่าไฟฟ้าค่อนข้างมากส่วนใหญ่เป็นธุรกิจที่มีสัดส่วนต้นทุนค่าไฟฟ้าต่อต้นทุนทั้งหมดที่สูงเป็น 3 อันดับแรก ในปี 2566 ได้แก่ ธุรกิจโรงน้ำแข็ง (ค่าไฟฟ้าคิดเป็น 46.8% ของต้นทุนทั้งหมด) ธุรกิจคลังสินค้า (19.0%) ธุรกิจผลิตปูนซีเมนต์ (13.5%)

          อัตรากำไรสุทธิของธุรกิจที่ใช้ไฟฟ้าอย่างเข้มข้น มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นประมาณ 0.11%-0.50% หากค่าไฟฟ้าเฉลี่ยลดลง 1% โดยเป็นการประเมินภายใต้สมมุติฐานที่ว่าต้นทุนอื่นๆ นอกเหนือจากค่าไฟฟ้าและรายได้คงที่ในช่วงปี 2566-68 

          ดังนั้น หากสัดส่วนระหว่างค่าไฟฟ้าและต้นทุนทั้งหมดของธุรกิจดังกล่าวอยู่ที่ 13.5%-46.8% และค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ราว 4.67 บาท/หน่วยไฟฟ้า 4.14 บาท/หน่วยไฟฟ้า และ 4.11 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2566-68 ตามลำดับ จะทำให้อัตรากำไรสุทธิมัธยฐาน (ค่า Median ของอัตรากำไรสุทธิ) ของธุรกิจเหล่านั้นเพิ่มขึ้นจาก -7.32% ถึง 7.19% ในปี 2566 เป็น -1.63% ถึง 8.79% และ -1.32% ถึง 8.88% ในปี 2567-68 ตามลำดับ ในกรณีที่รายได้และต้นทุนอื่นๆ นอกจากค่าไฟฟ้าคงที่ในปี 2566-68 

 

3658 KT Compass05

 

          นอกจากนั้น Krungthai COMPASS ประเมินว่า ทุก 1% ของต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่ลดลง จะทำให้อัตรากำไรสุทธิโดยรวมของภาคธุรกิจของไทย สำหรับกลุ่มธุรกิจที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการดำเนินการโดยตรง เพิ่มขึ้นราว 0.008% เมื่อเทียบกับปี 2566 ซึ่งอยู่ภายใต้สมมุติฐานที่ว่าต้นทุนอื่นๆ นอกเหนือจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติ และรายได้คงที่ในช่วงปี 2566-68 โดยหากสัดส่วนระหว่างต้นทุนก๊าซธรรมชาติและต้นทุนทั้งหมดของภาคธุรกิจของไทยอยู่ที่ 1.1% ตามการประเมินแบบเดียวกับค่าไฟฟ้า และราคาก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มลดลงจาก 381 บาท/MMBTU ในปี 2566 เป็น 296 บาท/MMBTU และ 277 บาท/MMBTU ในปี 2567-68 ตามลำดับ จะส่งผลให้อัตรากำไรสุทธิมัธยฐานจะเพิ่มขึ้นจาก 4.14% ในปี 2566 เป็น 4.32% และ 4.36% ในปี 2567-68 ตามลำดับ

          อัตรากำไรสุทธิของธุรกิจที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการดำเนินการโดยตรงอย่างเข้มข้น มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยราว 0.02%-0.19% หากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยลดลง 1% โดยกลุ่มธุรกิจที่ได้รับอานิสงส์จากราคาก๊าซธรรมชาติในขาลงค่อนข้างมาก คือ ธุรกิจที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการดำเนินธุรกิจและมีต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่แปรผันตามราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool ซึ่งมักเป็นธุรกิจที่มีสัดส่วนต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติต่อต้นทุนทั้งหมดที่สูงเป็น 3 อันดับแรก ในปี 2566 เช่น ธุรกิจผลิตกระเบื้อง (ต้นทุนก๊าซธรรมชาติคิดเป็น 24.9% ของต้นทุนทั้งหมด) ธุรกิจผลิตผลิตภัณฑ์แก้ว (18.7%) และธุรกิจผลิตอิฐ (3.2%)

 

3658 KT Compass06

 

          ดังนั้น หากสัดส่วนระหว่างค่าก๊าซธรรมชาติและต้นทุนทั้งหมดของธุรกิจดังกล่าวอยู่ที่ 3.2%-24.9% ในปี 2566 และราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยเป็นไปตามแนวโน้มที่ประเมินก่อนหน้า จะทำให้อัตรากำไรสุทธิมัธยฐานของธุรกิจในกลุ่มนี้เพิ่มขึ้นจาก 3.38% ถึง 6.94% ในปี 2566 เป็น 6.60% ถึง 10.02% และ 7.34% ถึง 10.99% ในปี 2567-68 ตามลำดับ (รูปหน้า 13) ซึ่งอยู่ภายใต้สมมุติฐานที่ว่ารายได้และค่าใช้จ่ายอื่นๆ นอกเหนือจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติจะไม่เปลี่ยนแปลงในปี 2566-68 

          อย่างไรก็ดี การเปลี่ยนแปลงรูปแบบการจัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย คาดจะส่งผลกระทบต่ออัตรากำไรสุทธิของธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากธุรกิจนี้ต้องซื้อก๊าซธรรมชาติในราคาแบบ Pool ซึ่งสูงกว่าราคาของการจัดสรรในรูปแบบเดิม ซึ่งอ้างอิงจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย สอดคล้องกับคำชี้แจงข้อมูลผลกระทบของ ปตท.จากมติคณะรัฐมนตรี เรื่องมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าของบมจ.ปตท. ณ วันที่ 12 ม.ค. 2567[17]

          อย่างไรก็ตาม กลุ่มธุรกิจปิโตรเคมีที่ใช้ผลิตภัณฑ์จากก๊าซธรรมชาติ อย่างก๊าซอีเทน เป็นวัตถุดิบในการผลิต เช่น ผู้ผลิต Ethylene อาจไม่ได้รับผลกระทบจากการจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบใหม่ เพราะผู้ประกอบการในกลุ่มนี้มักซื้อก๊าซอีเทนในราคาที่อ้างอิงกับราคา Polyethylene ในตลาดโลก[18] จึงอาจไม่ได้รับผลกระทบจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้น 

          การจัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยในรูปแบบใหม่รวมทั้งราคาก๊าซธรรมชาติและค่าไฟฟ้าที่อยู่ในช่วงขาลงจะส่งผลดีต่อภาคธุรกิจโดยรวมในแง่ของการประหยัดต้นทุนเชื้อเพลิงและค่าไฟฟ้า อย่างไรก็ดี การจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบนี้จะส่งผลกระทบต่อผลประกอบการของธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพราะต้องแบกรับภาระต้นทุนการดำเนินงานที่สูงขึ้น

 

Implication:

          ในระยะสั้น การใช้วิธีการจัดสรรก๊าซธรรมชาติในรูปแบบใหม่ตั้งแต่วันที่ 1 ม.ค. 2567 คาดจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้ามีแนวโน้มลดลงจาก 4.67 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2566 เป็น 4.14 บาท/หน่วยไฟฟ้า และ 4.11 บาท/หน่วยไฟฟ้า ในปี 2567-68 ตามราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool ซึ่งส่งผลบวกต่อผลประกอบการของภาคธุรกิจของไทยในแง่ของการลดต้นทุนด้านพลังงาน

          ในระยะยาว ไทยอาจต้องนำเข้า LNG จากต่างประเทศที่มีต้นทุนที่สูงมากขึ้น เพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่มีแนวโน้มลดลง ซึ่งส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางพลังงาน รวมทั้ง ราคาก๊าซธรรมชาติและค่าไฟฟ้าของไทย เนื่องจากไทยมีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว (P1) และคาดว่าจะพบ (P2) [19]ซึ่งคาดว่ามีทั้งหมดอยู่ราว 7.32 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต[20] ซึ่งเพียงพอที่จะรองรับการใช้งานได้อีกเพียง 6.8 ปี ในกรณีที่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้ 2,930 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งเป็นปริมาณการผลิตที่คาดว่าจะเกิดขึ้น หลังแหล่งเอราวัณในอ่าวไทย(G1/61) สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน 

          เพื่อเตรียมพร้อมในระยะยาว ผู้ประกอบการในอุตสาหกรรมการผลิต จำเป็นต้องมีการเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้ไฟฟ้าของเครื่องจักรในโรงงานอุตสาหกรรม เช่น หม้อแปลงไฟฟ้า เพื่อลดผลกระทบจากค่าไฟฟ้าในระยะข้างหน้า โดยมีแนวทางดังนี้21 

          1) ควรติดตั้ง Capacitor Bank ที่ทำหน้าที่ปรับค่าเพาเวอร์แฟกเตอร์ของระบบจ่ายไฟฟ้าของหม้อแปลงไฟฟ้า ซึ่งจะช่วยลดการใช้ไฟฟ้าจากหม้อแปลงไฟฟ้าถึง 46%21

          2) ควรใช้ระบบบริหารจัดการพลังงานในโรงงานอุตสาหกรรม (FEMS) ร่วมกับระบบควบคุมการทำงานของเครื่องจักร (PLC) และ เครื่องวัดค่าพลังงานไฟฟ้า (Power meter) เพื่อช่วยให้บริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าของเครื่องจักรได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งช่วยลดการใช้ไฟฟ้าของเครื่องจักรราว 2-30%21 

          3) ควรติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์ (Solar Cell) เพื่อผลิตไฟฟ้าที่ใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งช่วยประหยัดการใช้ไฟฟ้าในระยะยาว[21]

          นอกจากนั้น ผู้ผลิตปิโตรเคมีที่ใช้ผลิตภัณฑ์จากก๊าซธรรมชาติเป็นวัตถุดิบในการผลิต ควรหันมาใช้วัสดุเหลือใช้ในภาคเกษตร เช่น อ้อย มันสำปะหลัง และข้าวโพด เป็นวัตถุดิบในการผลิตพลาสติกชีวภาพ (Bio-plastic) มากขึ้น เนื่องจากประเทศไทยมีศักยภาพในด้านวัตถุดิบที่จะเป็นแหล่งผลิตพลาสติกชีวภาพเพื่อป้อนตลาดโลก[22] ประกอบกับ เพราะความต้องการใช้พลาสติกดังกล่าวในตลาดโลกที่มีแนวโน้มเติบโตเฉลี่ยสูงถึง 14.6%CAGR ในปี 2563-69[23] จากความตื่นตัวของผู้บริโภคด้านสิ่งแวดล้อม ซึ่งทั้งสองปัจจัยนี้จะส่งผลบวกต่อยอดส่งออกของผู้ผลิตสินค้าดังกล่าวในระยะยาว

 

 

[1] ราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยในปี 2566 เป็นราคาก๊าซธรรมชาติถัวเฉลี่ย ตามสัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เมียนมา และ LNG ใน Pool Gas (ราคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool) และอ้างอิงจากข้อมูล EPPO (ก.พ.2567) 

[2] ราคาดังกล่าวเป็นราคาเป็นราคาที่ได้พิจารณานโยบายของภาครัฐที่ตรึงราคาขายก๊าซธรรมชาติให้กลุ่มกิจการผลิตไฟฟ้าไว้ที่ 304.79 บาท/MMBTU ในช่วง ก.ย.-ธ.ค.2566 (ที่มา : กกพ. (พ.ย.2566))

[3] อ้างอิงข้อมูลจากบทความ เรื่อง “ปตท.สผ.แจงเข้าพื้นที่แหล่งเอราวัณล่าช้า ผลิตก๊าซต่ำกว่าสัญญา 300 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เร่งผลิตจากอาทิตย์และบงกชเสริม”, Energy News Center (ส.ค.2564)

[4] อ้างอิงข้อมูลจากบทความเรื่อง “พีระพันธุ์ รื้อโครงสร้างก๊าซธรรมชาติครั้งใหญ่กดค่าไฟถาวร 11.50 สตางค์”, นสพ.ฐานเศรษฐกิจ (ม.ค.2567)

[5] อ้างอิงข้อมูลจาก 1) บทความเรื่อง “พีระพันธุ์ รื้อโครงสร้างก๊าซธรรมชาติครั้งใหญ่กดค่าไฟถาวร 11.50 สตางค์”, นสพ.ฐานเศรษฐกิจ (ม.ค.2567) 2) Investor Update,บมจ.ปตท. (ม.ค. 2567) 3) รวบรวมโดย Krungthai COMPASS (ม.ค. 2567)

[6] อ้างอิงข้อมูลจาก Presentation เรื่อง “Gas Business & Thai Economy Fundamental, คุณวุฒิกร สติฐิต (PTT) ( ก.พ.2567) 

[7] คำชี้แจงข้อมูลผลกระทบของปตท.จากมติคณะรัฐมนตรีเรื่องมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า, บมจ.ปตท. (ม.ค.2567)

[8] บทความเรื่อง “ก.พลังงานศึกษาปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯใหม่คาดเสร็จไตรมาส 3-4 ปีนี้, MGR online (ก.พ. 2567)

[9] วิธีการาคาก๊าซธรรมชาติแบบ Pool มีดังนี้ 1) ประเมินราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและเมียนมา ตามทิศทางราคาน้ำมันดิบดูไบ เงินเฟ้อ และค่าเงินบาทย้อนหลัง 6-12 เดือน 2) ประเมินราคา LNG ตามทิศทางการคาดการณ์ราคา JKM LNG ของ Bloomberg Consensus (ม.ค.2567) และ ราคา future ของ JKM LNG ณ 30 ม.ค. 2567 3) คำนวณหาราคาก๊าซธรรมชาติถัวเฉลี่ย ตามสัดส่วนในรูปหน้า 6 

[10] อ้างอิงข้อมูลจากบทความ เรื่อง “ปตท. ลั่น 1 เม.ย. 67 แหล่งก๊าซฯ ‘เอราวัณ’ ดันกำลังผลิตตามสัญญา กด ‘ค่าไฟ’ ถูก”, นสพ.กรุงเทพธุรกิจ (ม.ค. 2567) 

[11] สำหรับกำลังการผลิตรประเมินในแหล่งเอราวัณในปี 2566 เป็นข้อมูลใน 11 เดือนแรกของปี 2566 (ที่มา: EPPO) ส่วนปี 2567-68 ประมาณการตามแผนของ ปตท.สผ. (ก.พ.2567)

[12] อ้างอิงข้อมูลจาก EIA (ก.พ.2567) และ Tass Russia News Agency (ม.ค. 2567)

[13] วิธีการประเมินผลประโยชน์จากการจัดสรรในรูปแบบใหม่ มีดังนี้ 1) คำนวณหาราคาก๊าซธรรมชาติถัวเฉลี่ย ตามสัดส่วนในรูปหน้า 6 ด้านขวาและซ้ายในปี 2567-68 2) นำราคาทั้งสองมาลบกัน

[14] อ้างอิงข้อมูลจากกฟผ. (ม.ค.2567), เอกสารการรับฟังความคิดเห็น เรื่อง “ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ สำหรับงวดเดือนมกราคม-เมษายน 2567, กกพ. (พ.ย.2566) และรวบรวมและคำนวณโดย Krungthai COMPASS

[15] อ้างอิงข้อมูลจากกระทรวงพาณิชย์ (ม.ค.2567) BOT (ม.ค.2567) EPPO (ม.ค.2567), กฟผ. (ม.ค.2567) และรวบรวมโดย Krungthai COMPASS 

[16] ข้อมูลจากแหล่งอื่น ได้แก่ 1) เอกสารเผยแพร่ โครงการศึกษาเกณฑ์การใช้พลังงานในอุตสาหกรรมอโลหะ, กระทรวงพลังงาน (2550) 2) รายงานการศึกษาภาวะเศรษฐกิจ อุตสาหกรรมบรรจุภัณฑ์, สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม (เม.ย.2561) 3) Research Note เรื่อง “ธุรกิจกระเบื้อง ปี 2567 คาดเติบโต ตามการก่อสร้างภาคเอกชน หนุนด้วยต้นทุนการผลิตที่มีแนวโน้มลดลง”, Krungthai COMPASS (ธ.ค.2566) 4) คำสัมภาษณ์ของผู้ประกอบการ (2566)

[17] คำชี้แจงข้อมูลผลกระทบของปตท.จากมติคณะรัฐมนตรีเรื่องมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า, บมจ.ปตท. (ม.ค.2567)

[18] อ้างอิงข้อมูลจากบทวิเคราะห์ PTTGC ที่จัดทำโดย KGI Securities (ก.พ.2567) 

[19] P1 เป็นปริมาณปิโตรเลียมสำรองในแหล่งกักเก็บที่มั่นใจว่าจะสามารถผลิตได้จริงมากกว่า 90% และ P2 เป็นปริมาณปิโตรเลียมสำรองในแหล่งกักเก็บที่มั่นใจว่าจะสามารถผลิตได้จริงระหว่าง 50%- 90% (ที่มา: เจาะลึกทุกเรื่องที่ คุณอยากรู้ ถาม-ตอบยอดฮิตจากการสํารวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย, กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ)

[20] ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติแบบ P1 และ P2 คำนวณโดยการนำปริมาณสำรองดังกล่าวในปี 2565 (ที่มา: กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ) ลบด้วยปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยในปี 2566 (ทีมา: EPPO และคำนวณโดย Krungthai COMPASS) 

[21] อ้างอิงข้อมูลจาก Research Note เรื่อง ค่าไฟฟ้าของไทยสูง ส่งผลกระทบต่ออุตสาหกรรมการผลิตอย่างไร?, Krungthai COMPASS (ธ.ค.2565) 

[22] อ้างอิงข้อมูลจากบทความ เรื่อง อัพมูลค่าขยะอินทรีย์และวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรเป็นพลาสติกชีวภาพ ตอบโจทย์การพัฒนาที่ยั่งยืน, Krungthai COMPASS (เม.ย.2565) 

[23] คาดการณ์โดย Grand View Research 

 

 

3658

Click Donate Support Web 

SME 720x100 66

Banner GPF720x100 PX

CKPower 720x100

MTL 720x100

kbank 720x100 66

QIC 720x100

วิริยะ 720x100AXA 720 x100

aia 720 x100

BKI 720 x 100

PTG 720x100

ais 720x100

iconmotor

gen 720x100

TOA 720x100

apm

 

 

Facebook

5 ข่าวฮอตนิวส์!