อัตราการอนุมัติด้านกฎระเบียบจะเปลี่ยนแปลงไปอย่างไรภายใต้รัฐบาลทรัมป์ชุดใหม่ และจะเร่งการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ของโครงการ LNG ในสหรัฐฯ หรือไม่?

อุตสาหกรรมการส่งออก LNG ของสหรัฐฯ กำลังจะเข้าสู่สภาพแวดล้อมด้านกฎระเบียบที่เอื้อต่อการพัฒนามากขึ้น ภายหลังการเข้ารับตำแหน่งของโดนัลด์ ทรัมป์ ในวันที่ 20 มกราคม 2025 การเปลี่ยนผ่านนี้อาจช่วยกระตุ้นโมเมนตัมการทำสัญญาซื้อขาย LNG จากสหรัฐฯ และเร่งการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ของบางโครงการ แม้ว่าความเสี่ยงจากข้อท้าทายทางกฎหมายและมาตรการเก็บภาษีศุลกากรอาจทำให้การพัฒนาซับซ้อนยิ่งขึ้น

เราคาดว่ากระทรวงพลังงานสหรัฐฯ (DOE) ภายใต้รัฐบาลทรัมป์จะดำเนินการอย่างรวดเร็วในการอนุมัติคำขอใบอนุญาตการส่งออก LNG จำนวน 54 ล้านตันต่อปี (MMtpa) ที่อยู่ระหว่างรออนุมัติ สำหรับโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกลาง (FERC) แล้ว นอกจากนี้ ยังมีโครงการอีก 60 ล้านตันต่อปีที่ใบอนุญาตกำลังจะหมดอายุซึ่งมีแนวโน้มสูงว่าจะได้รับการต่ออายุ

ความเป็นไปได้ที่ DOE ภายใต้รัฐบาลทรัมป์จะอนุมัติใบอนุญาตอย่างรวดเร็วอาจกระตุ้นกิจกรรมการทำสัญญาจัดหาในบางโครงการ รวมถึงการสรุปข้อตกลงซื้อขายเบื้องต้นที่อาจสนับสนุนให้โครงการตัดสินใจลงทุนได้ ภายในวันที่ 7 มกราคม 2025 เราพบว่ามีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (HOAs) รวม 22 ล้านตัน ในโครงการที่ยังไม่ได้ตัดสินใจลงทุน 9 โครงการ ซึ่งอาจได้รับการสรุปในสภาพแวดล้อมที่เอื้อให้การอนุญาตเป็นไปได้ง่ายขึ้น

อย่างไรก็ตาม หลังจากคำตัดสินของศาลในปี 2024 ที่เพิกถอนใบอนุญาต FERC ของโครงการ LNG บริเวณชายฝั่งอ่าวสหรัฐฯ สองแห่ง เราคาดว่า FERC จะดำเนินการทบทวนคำขอใบอนุญาตอย่างรอบคอบเพื่อหลีกเลี่ยงข้อท้าทายทางกฎหมาย การพิจารณาอย่างถี่ถ้วนนี้อาจสร้างความตึงเครียดกับรัฐบาลทรัมป์ที่ต้องการให้กระบวนการอนุมัติเกิดขึ้นอย่างรวดเร็ว แต่การเร่งกระบวนการอนุมัติยังเพิ่มความเสี่ยงที่จะถูกฟ้องร้องซึ่งอาจทำให้โครงการติดค้างอยู่ในศาล

ยิ่งไปกว่านั้น รัฐบาลทรัมป์ยังให้คำมั่นว่าจะเพิ่มอัตราภาษีศุลกากรต่อประเทศคู่ค้ารายใหญ่หลายประเทศของสหรัฐฯ ซึ่งจะทำให้การเจรจาทำสัญญาจัดหาฉบับใหม่ซับซ้อนขึ้น และอาจเพิ่มต้นทุนการก่อสร้างจนต้องจัดทำประมาณการวิศวกรรมและออกแบบเบื้องต้น (FEED) ใหม่ ดังนั้น ทั้งมาตรการภาษีและกระบวนการฟ้องร้องที่ดำเนินอยู่ อาจทำให้การพัฒนาโครงการล่าช้าและเพิ่มความเสี่ยงที่สัญญาจัดหาสำหรับโครงการที่ยังไม่ได้ตัดสินใจลงทุนอาจหมดอายุ ซึ่งเปิดโอกาสให้ผู้ซื้อพิจารณาทบทวนซัพพลายเออร์รายอื่นๆ

โดยรวมแล้ว เรายังคงเชื่อว่าไม่ใช่ทุกโครงการแปรรูปก๊าซเหลวในสหรัฐฯ ที่เสนอไว้จะสามารถสร้างได้จริง ไม่ว่าสภาพแวดล้อมด้านการอนุญาตและมาตรการภาษีจะเปลี่ยนแปลงไปในทิศทางใดก็ตาม ผู้พัฒนายังคงเผชิญความท้าทายในการทำสัญญาซื้อขาย LNG ในระดับที่เพียงพอ เนื่องจากผู้ซื้อ LNG ถูกแข่งขันจากโครงการจัดหาทั่วโลก โดยเฉพาะอย่างยิ่งในขณะที่ตลาดก๊าซของสหรัฐฯ อาจเผชิญปัญหาด้านการผลิตในระยะสั้นและข้อจำกัดของโครงสร้างพื้นฐานท่อส่งก๊าซ

มาตรการคว่ำบาตรของสหรัฐฯ และยุโรปที่เกี่ยวข้องกับ LNG จะพัฒนาไปในทิศทางใดในปี 2025?

บทบาทของรัสเซียในฐานะผู้จัดหาก๊าซฟอสซิลและก๊าซฟอสซิลเหลว (LNG) จะเผชิญกับความไม่แน่นอนทางภูมิรัฐศาสตร์อีกครั้งในปี 2025 ความเป็นศูนย์กลางทางการเมืองต่อการจัดหาก๊าซของรัสเซียปรากฏชัดตั้งแต่วันแรกของปีใหม่ เมื่อการส่งก๊าซผ่านท่อไปยุโรปทางยูเครนหยุดลง เนื่องจากข้อตกลงการขนส่งก๊าซระหว่างรัสเซีย-ยูเครนหมดอายุ ทำให้สัดส่วนก๊าซท่อจากรัสเซียลดลงจากประมาณ 10% เหลือราว 5% ของการนำเข้าก๊าซทั้งหมดของยุโรป การสูญเสียนี้ เมื่อรวมกับการเติบโตของความต้องการที่พอประมาณ จะต้องถูกทดแทนด้วย LNG มากขึ้น ทำให้บทบาทของ LNG รัสเซียในห่วงโซ่อุปทานของยุโรปได้รับความสนใจเพิ่มขึ้น

แม้ว่าบางประเทศสมาชิกสหภาพยุโรป (EU) จะเรียกร้องให้มีมาตรการคว่ำบาตรที่ห้ามการนำเข้า LNG จากรัสเซีย — เช่นเดียวกับที่สหราชอาณาจักรได้ดำเนินการแล้ว และ EU เองก็ได้คว่ำบาตรสินค้าจากรัสเซียหลายชนิด — แต่ก็ยังไม่มีฉันทามติให้ขยายมาตรการเหล่านี้ไปถึง LNG ในเดือนมิถุนายน 2024 EU สั่งห้ามการถ่ายลำ (transshipment) LNG รัสเซียในท่าเรือของตน แต่ยังไม่ก้าวไปไกลกว่านั้น ขณะที่สหรัฐอเมริกาได้ออกมาตรการคว่ำบาตรแบบเฉพาะเจาะจงหลายประการต่อภาคพลังงานรัสเซีย ซึ่งในจำนวนนี้รวมถึงการขัดขวางการเริ่มดำเนินงานของโครงการแปรสภาพก๊าซใหม่ของโนวาเทค (Novatek) คือโครงการ Arctic-2 LNG ซึ่งตั้งแต่เริ่มเดินเครื่องในเดือนสิงหาคม 2024 ก็สามารถส่งออกได้เพียงไม่กี่เที่ยว เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2025 รัฐบาลไบเดนซึ่งกำลังจะพ้นตำแหน่งได้ประกาศมาตรการคว่ำบาตรเพิ่มเติมต่อโรงงานแปรสภาพก๊าซอีก 2 แห่งที่มีอยู่เดิม (Portovaya LNG และ Vysotsk LNG ขนาดเล็ก) รวมถึงเรือบรรทุก LNG เพิ่มเติม

เมื่อเข้าสู่ปี 2025 ความไม่แน่นอนเกี่ยวกับนโยบายของสหรัฐฯ และ EU ต่อ LNG รัสเซียยิ่งทวีขึ้น โดยเฉพาะอย่างยิ่งเมื่อประธานาธิบดีทรัมป์เข้ารับตำแหน่ง ทรัมป์คาดว่าจะให้ความสำคัญกับสงครามยูเครนเป็นอันดับต้น ๆ ของนโยบายต่างประเทศ แม้ว่าการบรรลุข้อตกลงหยุดยิง — ไม่ต้องพูดถึงสนธิสัญญาสันติภาพถาวร — จะต้องใช้เวลา แต่ถ้าบรรลุข้อตกลงบางส่วนได้ อาจนำไปสู่การผ่อนคลายมาตรการคว่ำบาตรของสหรัฐต่อรัสเซีย อย่างไรก็ตาม การคาดการณ์ว่าข้อตกลงนี้จะปลดล็อกโครงการ Arctic-2 LNG หรือส่งผลต่อมาตรการคว่ำบาตรอื่น ๆ อย่างไรยังเป็นเรื่องยากจะระบุแน่ชัด

ขณะเดียวกัน EU ก็กำลังพิจารณาเดินไปในทิศทางตรงข้าม โดยประธานคณะกรรมาธิการยุโรป อูร์ซูลา ฟอน แดร์ ไลเอิน ได้เสนอแนวคิดเพิ่มการนำเข้า LNG จากสหรัฐฯ ในฐานะส่วนหนึ่งของการเจรจาการค้ากับรัฐบาลทรัมป์ แนวคิดนี้มีเป้าหมายหลีกเลี่ยงไม่ให้สหรัฐฯ เรียกเก็บภาษีศุลกากรครอบจักรวาลต่อสินค้าส่งออกของยุโรป ตามที่ทรัมป์เคยประกาศไว้ระหว่างการหาเสียง ฟอน แดร์ ไลเอินได้แสดงท่าทีชัดเจนว่าต้องการเพิ่มการนำเข้า LNG จากสหรัฐฯ แทน LNG ของรัสเซีย ซึ่ง EU สามารถดำเนินการได้จริงโดยการห้ามนำเข้า LNG รัสเซียผ่านมาตรการคว่ำบาตร

มาตรการคว่ำบาตรของ EU ต่อ LNG รัสเซียจะเปลี่ยนโฉมการค้าก๊าซ LNG ทั่วโลก โดย LNG จากแหล่งอื่น (ส่วนใหญ่คือสหรัฐฯ) จะเข้ามาแทนที่ในยุโรป ขณะที่เรือบรรทุกจากเขตยามาลของรัสเซียจะต้องเปลี่ยนเส้นทางไปตลาดที่ห่างไกลกว่า ซึ่งจะต้องอาศัยการขยายท่าเรือถ่ายลำในน่านน้ำรัสเซียอย่างใหญ่หลวง หรือไม่ก็ลดปริมาณการส่งออก เพราะกองเรือเรือบรรทุกก๊าซชนิดหัวเรือเสริมโครงสร้างตัดน้ำแข็ง (ice-class tankers) ที่ให้บริการโครงการของโนวาเทคยังไม่เพียงพอที่จะรักษาการเดินเครื่องเต็มกำลัง หากต้องเดินทางไกลนอกยุโรป

กาตาร์จะสร้างสมดุลระหว่างการขยายโครงสร้างพื้นฐานกับการทำสัญญาจัดจำหน่ายระยะยาวได้อย่างไร

แม้ว่าเราคาดว่าจะมีความล่าช้าเพียงเล็กน้อยต่อเป้าหมายของกาตาร์ในการเพิ่มกำลังการแปรสภาพก๊าซ LNG (nameplate liquefaction capacity) จากระดับปัจจุบันที่ 77 ล้านตันต่อปี (MMtpa) เป็น 142 ล้านตันต่อปีภายในปี 2030 ผ่านโครงการขยาย North Field ทั้งสามระยะ แต่แผนดังกล่าวก็ยังมีความไม่แน่นอนอยู่มากจากภาระด้านการตลาดที่การขยายตัวครั้งนี้จะก่อให้เกิด

QatarEnergy มีความก้าวหน้าอย่างมากในการทำสัญญาขายจากโรงงานเดิมในปี 2024 โดยได้ลงนามสัญญาปริมาณรวม 13.5 ล้านตันต่อปี ทำให้ภาระผูกพันระยะยาวในปี 2025 ครอบคลุม 99% ของกำลังการผลิตติดป้ายชื่อ (nameplate capacity) โดยคาดว่าสัดส่วนนี้จะลดลงเพียงเล็กน้อยเหลือ 90% ภายในปี 2030 อย่างไรก็ตาม ในปี 2024 มีการลงนามสัญญาจากโรงงานขยาย (expansion trains) เพียง 5 ล้านตันต่อปี ทั้งหมดมาจากโครงการ North Field East ระยะ 32 ล้านตันต่อปีที่กำลังก่อสร้างอยู่

หากรวมโครงการ North Field South ระยะ 16 ล้านตันต่อปี ซึ่งเชื่อว่ามีการเริ่มต้นงานก่อสร้างเบื้องต้นแล้ว แต่ยังไม่ได้ประกาศตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) อย่างเป็นทางการ สองระยะแรกนี้ยังคงมีปริมาณที่ไม่ได้ทำสัญญามากกว่า 60% และ QatarEnergy ก็ยังไม่ได้ประกาศสัญญาใด ๆ ที่เชื่อมโยงกับโครงการ North Field West ระยะ 16 ล้านตันต่อปีที่เปิดตัวเมื่อเดือนกุมภาพันธ์ 2024

ในสหรัฐอเมริกา QatarEnergy จะเพิ่มปริมาณ LNG ที่ยังไม่มีสัญญาผูกพันอีก 10 ล้านตันต่อปี เมื่อโครงการ Golden Pass LNG เริ่มดำเนินงาน ซึ่งคาดว่าจะเริ่มในปี 2026 อย่างไรก็ตาม บริษัทยังคงเรียกร้องเงื่อนไขราคาที่สูงขึ้นสำหรับปริมาณจากการขยายกำลังการผลิต และอาจจำเป็นต้องยืดหยุ่นมากขึ้นเพื่อทำตลาดได้เร็วขึ้น

กาตาร์ยังคงยึดมั่นในความชอบสัญญาที่ระบุจุดหมายปลายทางแบบตายตัว (fixed-destination agreements) เนื่องจากกังวลเรื่องการแข่งขันกับสินค้าของตนเองในตลาด ความคืบหน้าด้านการตลาดที่ค่อนข้างแข็งแกร่งจากโครงการเพื่อนบ้านในสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์และโอมานในปี 2024 แสดงให้เห็นว่า เงื่อนไขสัญญาที่เข้มงวดของกาตาร์น่าจะเป็นปัจจัยที่ทำให้ความพยายามทางการตลาดชะลอตัว

จุดยืนปัจจุบันของกาตาร์เรื่องการทำสัญญาอาจเป็นอุปสรรคสำคัญโดยเฉพาะในการเจรจากับผู้ซื้อในตลาดพัฒนาที่มีความเสี่ยงอุปทานล้นตลาดในอนาคต เช่น เกาหลีใต้และญี่ปุ่น ซึ่งในช่วงหลายปีที่ผ่านมาได้หันไปใช้แหล่งจัดหาสัญญาจากคู่แข่งเป็นหลัก

เนื่องจากได้มีการลงนามสัญญาระยะยาวหลายฉบับสำหรับการส่งออกไปยุโรป ความเสี่ยงต่อสัญญาเหล่านี้และโอกาสเติบโตในตลาดแอตแลนติก อาจเพิ่มขึ้น หาก QatarEnergy ถูกปรับเป็นเงินจำนวนมากภายใต้ระเบียบ Corporate Sustainability Due Diligence Directive ของสหภาพยุโรป ซึ่งซีอีโอและรัฐมนตรีพลังงาน Saad al-Kaabi กล่าวเมื่อปลายปี 2024 ว่าอาจทำให้บริษัทหลีกเลี่ยงการขายให้ยุโรปต่อไป

ก๊าซต้นทุนต่ำจาก North Field ที่เสริมรายได้ด้วยคอนเดนเสทที่อุดมไปด้วยสารประกอบต่าง ๆ เช่น LPG อีเทน และฮีเลียม ทำให้กาตาร์สามารถเสนอราคาสัญญาระยะยาวที่แข่งขันได้สูงตามความจำเป็น กาตาร์แสดงให้เห็นถึงความสามารถในการปิดการขายสัญญาแม้ในช่วงสภาพตลาดอ่อนแอ ตัวอย่างเช่น ในปี 2021 บริษัทเสนอส่วนต่างราคา (slope) ต่ำเพียง 10.2% ของราคาน้ำมันเบรนต์เพื่อทำสัญญาต่อสำหรับกำลังการผลิตที่กำลังจะหมดอายุ

วิธีที่ QatarEnergy จะจัดการกับความท้าทายด้านการตลาดในปี 2025 และต่อไป จะสามารถเปลี่ยนสมดุลตลาดได้ โดยเฉพาะหากบริษัทลดค่า slope เพื่อปิดการขายในปริมาณมากขึ้น ยอมรับเงื่อนไขที่ยืดหยุ่นมากขึ้น หรือเสนอระยะเวลาสัญญาที่สั้นลง

ภาษีนำเข้าที่รัฐบาลทรัมป์ชุดใหม่อาจเสนอจะส่งผลกระทบต่อความสัมพันธ์ระหว่างสหรัฐฯ กับจีนในตลาด LNG อย่างไร?

การหาเสียงชิงตำแหน่งประธานาธิบดีครั้งที่สองของโดนัลด์ ทรัมป์ มักกล่าวถึงแผนการกำหนดภาษีศุลกากรต่อสินค้านำเข้า โดยเน้นเป็นพิเศษต่อสินค้าจากจีนแผ่นดินใหญ่ คำกล่าวก่อนหน้านี้ของทรัมป์ในฐานะประธานาธิบดีที่ได้รับเลือก บ่งชี้ว่ารัฐบาลของเขาอาจกำหนดอัตราภาษีศุลกากรต่อสินค้านำเข้าจากจีนในช่วงตั้งแต่ 30% ถึง 60% แม้ยังไม่ชัดเจนว่าภาษีนี้จะครอบคลุมทุกสินค้า หรือจะแตกต่างกันไปตามแต่ละประเภทสินค้า

ความขัดแย้งทางการค้าใดๆ ระหว่างประเทศผู้ส่งออก LNG รายใหญ่ที่สุดในโลกและประเทศผู้นำเข้า LNG รายใหญ่ที่สุดในโลก ย่อมจะส่งผลกระทบต่อทั้งสองฝั่งมหาสมุทรแปซิฟิก ต้นทุนการก่อสร้างโครงการแปรสภาพก๊าซในสหรัฐฯ ที่ต้องใช้ชิ้นส่วนที่นำเข้า ไม่ว่าจากจีนหรือจากที่อื่นอาจเพิ่มสูงขึ้น ขอบเขตและวิธีการดำเนินการของภาษีศุลกากรเหล่านี้ยังต้องรอดูต่อไปในปีข้างหน้า

รัฐบาลทรัมป์ครั้งแรกได้ออกข้อยกเว้นภาษีให้กับบริษัทที่สามารถแสดงให้เห็นถึงผลเสียทางเศรษฐกิจอย่างรุนแรง หรือกรณีที่สินค้านั้นหาได้เพียงจากจีนเท่านั้น คำถามสำคัญคือ รัฐบาลทรัมป์ครั้งที่สองจะเต็มใจมอบข้อยกเว้นภาษีให้กับอุตสาหกรรม LNG ของสหรัฐฯ หรือไม่?

นอกจากนี้ ภัยคุกคามจากมาตรการกำหนดภาษีของสหรัฐฯ ยังเพิ่มความเป็นไปได้ที่จีนจะตอบโต้โดยกำหนดภาษีศุลกากรต่อ LNG สหรัฐฯ เช่นเดียวกับที่เกิดขึ้นในสงครามการค้าครั้งก่อนในปี 2018 ในเดือนกันยายน 2018 จีนได้ประกาศเก็บภาษี LNG สหรัฐฯ ในอัตรา 10% และเพิ่มขึ้นเป็น 25% ในเดือนมิถุนายน 2019 อย่างไรก็ตาม แตกต่างจากปี 2018–2019 ซึ่งในเวลานั้นผู้ซื้อจีนซื้อ LNG สหรัฐฯ ในลักษณะซื้อขายจุด (spot) หรือสัญญาระยะสั้นเป็นหลัก คราวนี้มีการลงนามสัญญาซื้อขาย (SPA) หลายฉบับโดยผู้ซื้อชาวจีน ทำให้ปริมาณการส่งมอบเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว

สัญญาที่ลงนามระหว่างบริษัทสหรัฐฯ และบริษัทจีนคาดว่าจะมีปริมาณถึง 2.9 ล้านตันต่อปีในปี 2025 และจะเพิ่มขึ้นมากกว่าเท่าตัวเป็น 6.2 ล้านตันต่อปีภายในปี 2026 หากเกิดมาตรการตอบโต้ของจีน การขนส่งสินค้าจากสหรัฐฯ อาจต้องเปลี่ยนไปยังตลาดอื่น แต่สิ่งนี้น่าจะมีผลกระทบต่อทั้งตลาดโลก เนื่องจากเส้นทางการค้าจะต้องปรับสมดุลใหม่ รวมถึงความเป็นไปได้ที่สินค้าจากสหรัฐฯ จะถูกจำหน่ายในราคาลดลงเมื่อเทียบกับมาตรฐานภูมิภาค เนื่องจากต้องหาตลาดปลายทางใหม่

ยิ่งไปกว่านั้น ผลกระทบจากภาษีศุลกากรของสหรัฐฯ ต่ออุตสาหกรรมที่มุ่งเน้นการส่งออกของจีน ยังเป็นอีกความไม่แน่นอนสำคัญ เพราะอาจสร้างแรงกดดันต่อเศรษฐกิจจีนทั้งระบบ และทำให้ความต้องการใช้ก๊าซโดยรวมลดลง

เราจะได้เห็นการกลับมาทำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวครั้งใหญ่จากผู้ซื้อรายใหญ่เดิมในญี่ปุ่นและเกาหลีใต้หรือไม่?

แม้ว่าตลาด LNG ของญี่ปุ่นจะมีขนาดใหญ่มาก แต่ตลอดทศวรรษที่ผ่านมา กลับมีการทำสัญญาระยะยาวฉบับใหม่ค่อนข้างน้อยจากผู้ซื้อญี่ปุ่น ในปี 2024 ผู้ซื้อญี่ปุ่นทำสัญญาระยะยาวใหม่ (ทั้งสัญญาซื้อขาย LNG (SPA), สัญญาแปรสภาพก๊าซ (LTA) และสิทธิความเป็นเจ้าของในโครงการ) ได้เพียง 2.8 ล้านตันต่อปี ซึ่งสูงกว่าค่าเฉลี่ยสิบปีเพียงเล็กน้อยที่ 2.5 ล้านตันต่อปี ความลังเลของผู้ซื้อญี่ปุ่นในการทำสัญญาระยะยาวในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา เกิดจากการคาดการณ์ความต้องการใช้ LNG ที่ลดลงในระยะยาว ซึ่งได้รับอิทธิพลจากความไม่แน่นอนในการกลับมาเดินเครื่องโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ การหันไปใช้พลังงานหมุนเวียนและก๊าซคาร์บอนต่ำ และการแข่งขันที่เพิ่มขึ้นในตลาดค้าปลีก

เมื่อพิจารณาถึงความท้าทายที่บริษัทไฟฟ้าเผชิญในการคาดการณ์ความต้องการ LNG ในอนาคต กระทรวงเศรษฐกิจ การค้า และอุตสาหกรรม (METI) ของญี่ปุ่นจึงพยายามสนับสนุนให้บริษัทเหล่านี้ลงนามสัญญาระยะยาวเพิ่มขึ้น โดยเฉพาะอย่างยิ่งเมื่อมีปริมาณเกือบ 20 ล้านตันต่อปีจากสัญญาที่มีอยู่ซึ่งจะหมดอายุในห้าปีข้างหน้า METI ตั้งเป้าเพิ่ม “อัตราการพัฒนาเอง” (self-development ratio) ของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติของญี่ปุ่น (รวมถึงการจัดหาที่บริษัทญี่ปุ่นมีการลงทุนในต่างประเทศ) จาก 37.2% ในปี 2023 เป็น 50% ในปี 2030 และ 60% ในปี 2040 ตามแผนยุทธศาสตร์พลังงานครั้งที่ 6 จากปี 2021 สัญญา SPA เพียงสองฉบับที่ลงนามในปี 2023 และ 2024 ซึ่งมีระยะเวลาครอบคลุมเกิน 20 ปี สะท้อนความพยายามของ METI เนื่องจากทั้งสองเป็นดีลที่เกี่ยวข้องกับสิทธิความเป็นเจ้าของในโครงการ Scarborough field

แผนยุทธศาสตร์พลังงานครั้งที่ 7 ฉบับปรับปรุงมีกำหนดเผยแพร่ในต้นปี 2025 และอาจกำหนดเป้าหมายการนำเข้า LNG ระยะยาวในระดับที่สูงขึ้นเพื่อสนับสนุนยุทธศาสตร์การเปลี่ยนผ่านสู่ความเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (GX) ของประเทศ ประกอบกับนโยบายใหม่ที่อาจออกมาเพื่อช่วยให้บริษัทไฟฟ้าประกันความมั่นคงในการจัดหา อาจนำไปสู่การทำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเพิ่มขึ้นในปี 2025 รวมถึงการลงทุนในแหล่ง upstream ด้วย

ความลังเลของผู้ซื้อยังเป็นประเด็นที่เกิดขึ้นในเกาหลีใต้ตลอดหลายปีที่ผ่านมา แม้ว่าช่องว่างระหว่างอุปสงค์ LNG และอุปทานตามสัญญาจะกว้างขึ้น มาตรการเปิดเสรีตลาดและบทบาทที่เพิ่มขึ้นของผู้นำเข้าเอกชนกำลังสร้างความไม่แน่นอนให้กับ Korea Gas Corp. (KOGAS) ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจที่ต้องรับผิดชอบต่อพันธกรณีด้าน LNG ของประเทศ

เมื่อสภาพตลาดเริ่มมีเสถียรภาพ KOGAS จะเพิ่มการทำสัญญาระยะยาวในปี 2025 หรือไม่? หรือผู้นำเข้าเอกชนจะยังคงขยายบทบาทต่อไป? เรื่องนี้ขึ้นอยู่กับความสามารถของ KOGAS ในการฟื้นตัวจากภาวะขาดทุน 9.7 พันล้านดอลลาร์ และผลกระทบต่อเงื่อนไขสัญญาในอนาคต

นอกจากนี้ ความเปลี่ยนแปลงทางการเมืองที่อาจเกิดขึ้นในเกาหลีใต้ในปี 2025 ก็อาจมีผล เนื่องจากกระบวนการถอดถอนประธานาธิบดียุนได้เริ่มต้นแล้ว และมีความเป็นไปได้สูงว่าจะมีการเลือกตั้งประธานาธิบดี การเปลี่ยนรัฐบาลในเกาหลีใต้อาจเปลี่ยนนโยบายพลังงานและบทบาทของ LNG ในพอร์ตพลังงานของประเทศ ซึ่งจะส่งผลต่อแนวโน้มตลาดในระยะใกล้

ความยืดหยุ่นของความต้องการ LNG ในยุโรปจะเป็นอย่างไรหากตลาด LNG ตึงตัว?

ความต้องการ LNG ของยุโรปในปี 2025 แทบไม่มีพื้นที่ให้ปรับลดจากการคาดการณ์ปัจจุบัน เนื่องจากถูกจำกัดด้วยการหยุดส่งก๊าซทางท่อจากรัสเซียผ่านยูเครน และปริมาณสำรองที่ค่อนข้างต่ำ เมื่ออุปทานจากท่อส่งและการผลิตภายในประเทศคงที่ LNG จึงยังคงเป็นทางเลือกเดียวที่สามารถเติมเต็มช่องว่างระหว่างอุปสงค์-อุปทานที่มีนัยสำคัญในปี 2025 และหลังจากนั้น ปริมาณสัญญาซื้อขายที่จำกัดจะบังคับให้ผู้ซื้อยุโรปต้องพึ่งพาการซื้อขายแบบ spot มากขึ้น ทำให้ราคาผันผวนสูงขึ้น อย่างไรก็ตาม ราคาที่สูงขึ้นจะทำให้เกิดการเปลี่ยนจากก๊าซไปใช้ถ่านหินในภาคพลังงาน และทำลายอุปสงค์ในอุตสาหกรรมที่ใช้ก๊าซเข้มข้น ซึ่งจะจำกัดการเพิ่มขึ้นของความต้องการ LNG ที่จำเป็นต่อการปรับสมดุลตลาด

การยุติการส่งก๊าซผ่านยูเครนถือเป็นปัจจัยสำคัญที่ลดความยืดหยุ่นของตลาดยุโรป ในปี 2024 ยุโรปนำเข้าก๊าซผ่านเส้นทางนี้เฉลี่ย 42 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อวัน (MMcm/d) คิดเป็นราว 15% ของความต้องการ LNG ทั้งทวีปในช่วงเดียวกัน แม้ว่าจะมีการคาดการณ์ว่าการผลิตภายในทวีปและการนำเข้าผ่านท่อจากแอฟริกาเหนือจะเพิ่มขึ้นเล็กน้อย แต่ปริมาณนี้ก็จะถูกชดเชยด้วยการลดลงของก๊าซจากนอร์เวย์ ผู้จัดหาหลักของยุโรป ซึ่งคาดว่าจะเฉลี่ย 303 MMcm/d ในปี 2025 — ลดลง 7 MMcm/d (3%) เมื่อเทียบปีต่อปี แม้ว่าสต็อกจะพอให้บรรเทาสถานการณ์ในฤดูหนาวปี 2024/25 ได้บ้าง LNG ก็ยังคงเป็นทางเลือกเดียวสำหรับตลาดยุโรปตอนกลางที่ขาดแคลนการขนส่งทางท่อ หลังฤดูหนาวนี้

สถานการณ์จะยิ่งตึงตัวขึ้นเพราะยุโรปจะต้องนำเข้าก๊าซเพิ่มขึ้นในปีหน้า เนื่องจากระดับสำรองที่ลดลง ณ วันที่ 7 มกราคม ปริมาณสำรองรวมของยุโรปอยู่ที่ 69% ลดลง 15% เมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า เนื่องจากฤดูหนาวที่เริ่มต้นด้วยอากาศค่อนข้างหนาวเย็น และสต็อกต่ำกว่าในฤดูหนาว 2023/24 ตลาดยุโรปตอนกลางซึ่งได้รับผลกระทบมากที่สุดจากการหยุดส่งก๊าซรัสเซีย จะต้องพึ่งพาสต็อกสำรองอย่างมากเพื่ออุดช่องว่างอุปทานตลอดไตรมาสแรกปี 2025 ทำให้คาดว่าระดับสำรองของภูมิภาคนี้จะลดลงเหลือ 46% จาก 64% เมื่อปีก่อน เราคาดว่าสต็อกยุโรปจะลดลงเหลือ 51% สิ้นเดือนมีนาคม หรือต่ำกว่าปีก่อน 8% แม้ในสมมติฐานที่อนุรักษนิยมที่สุดสำหรับการเติมสำรองในฤดูร้อน (ซึ่งจะเติมได้เพียงขั้นต่ำที่ EU บังคับไว้ 90%) ก็ยังคงสร้างความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นอีก 33 MMcm/d เพียงจากการเติมสต็อกเมื่อเทียบกับปีที่ผ่านมา

การลดความต้องการ LNG ทำได้เพียงผ่านการทดแทนเชื้อเพลิง หรือการทำลายอุปสงค์ในภาคพลังงานและอุตสาหกรรม แม้เราจะคาดว่าการใช้พลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าจากนิวเคลียร์ในฝรั่งเศสจะสูงขึ้น แต่ผลบวกเหล่านี้น่าจะถูกชดเชยด้วยอุปสงค์ไฟฟ้าที่สูงขึ้น เนื่องจากเศรษฐกิจยุโรปส่วนใหญ่กำลังฟื้นตัวจากโควิดและวิกฤตพลังงาน ความเสี่ยงสำคัญยังคงอยู่ เช่น ฤดูหนาวและฤดูร้อนที่อุณหภูมิสูงหรือต่ำกว่าปกติ เพราะประมาณการพื้นฐานของเรายังถือว่าสภาพอากาศเป็นปกติ รวมถึงความเป็นไปได้ของการลดขนาดอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น ความพยายามเติมสำรองเกินเกณฑ์ 90% ซึ่งเป็นเป้าหมายตั้งแต่วิกฤตพลังงาน ก็จะยิ่งเพิ่มแรงกดดันต่อความต้องการ LNG

ในกรณีประมาณการพื้นฐาน เราคาดว่าความต้องการ LNG ของยุโรปในปี 2025 จะเฉลี่ย 369 MMcm/d เพิ่มขึ้น 39 MMcm/d (12%) เมื่อเทียบปีต่อปี

อินเดียจะสามารถรักษาการเติบโตของการนำเข้า LNG ไว้ได้ในปี 2025 หรือไม่?

การนำเข้า LNG ของอินเดียเติบโตขึ้นอย่างน่าทึ่งถึง 21% เมื่อเทียบปีต่อปีในปี 2024 การเพิ่มขึ้นนี้ส่วนใหญ่เกิดจากราคาซื้อขาย LNG แบบ spot ที่ถูกลง และความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น โดยเฉพาะในไตรมาสที่สองของปี คลื่นความร้อนอย่างต่อเนื่องและข้อกำหนดของรัฐบาลที่ต้องหลีกเลี่ยงการตัดไฟในช่วงการเลือกตั้งทั่วไปไตรมาส 2 ทำให้มีการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าด้วยก๊าซมากขึ้น

นอกจากนี้ ราคาซื้อขาย LNG แบบ spot ที่ถูกกว่าน้ำมันเชื้อเพลิงทางเลือกตลอดปี 2024 ส่วนใหญ่ ยังช่วยกระตุ้นการใช้ LNG ในภาคอุตสาหกรรม โรงกลั่น และภาคขนส่ง อย่างไรก็ตาม คำถามสำคัญคือ การนำเข้า LNG ของอินเดียจะเติบโตต่อไปในอัตราที่น่าประทับใจนี้ในปี 2025 หรือไม่ หรือการเติบโตจะชะลอตัวลง แม้จะมีการขยายโครงสร้างพื้นฐานในตลาดอย่างต่อเนื่อง?

โครงสร้างพื้นฐานท่อก๊าซและโรงแปรสภาพก๊าซของอินเดียคาดว่าจะเติบโตอย่างมีนัยสำคัญในปี 2025 การก่อสร้างท่าเทียบเรือ Chhara ของ HPCL ขนาด 5 ล้านตันต่อปี (MMtpa) ท่าเทียบเรือกันคลื่นที่ Ratnagiri ของ GAIL และโรงแปรสภาพก๊าซที่ Dahej ขนาด 5 ล้านตันต่อปี คาดว่าจะแล้วเสร็จและเริ่มดำเนินการในปี 2025 การพัฒนาเหล่านี้จะเพิ่มกำลังการแปรสภาพก๊าซของตลาดได้อีก 12 ล้านตันต่อปี จากระดับปัจจุบันที่ 45.4 ล้านตันต่อปี

ท่อส่งก๊าซหลักหลายโครงการ เช่น ท่อ Indradhanush Gas Grid Limited (IGGL) จะเชื่อมโยงภูมิภาคตะวันออกและตะวันออกเฉียงเหนือของอินเดียเข้ากับโรงแปรสภาพก๊าซ Dhamra ซึ่งจะช่วยตอบสนองความต้องการในภาคตะวันออกของประเทศ ยิ่งไปกว่านั้น ระยะที่ 2 ของท่อส่ง Kochi-Koottanad-Bangalore-Mangalore และท่อ Tuticorin-Ennore จะช่วยเพิ่มการเชื่อมโยงของท่าเทียบเรือ Kochi และ Ennore กับศูนย์กลางความต้องการสำคัญ โดยทั้งสองโครงการคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในปี 2025

นอกจากนี้ โครงสร้างพื้นฐานการกระจายก๊าซในเมืองก็กำลังขยายตัวอย่างต่อเนื่อง เพิ่มจำนวนลูกค้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติอัด (CNG) และก๊าซธรรมชาติส่งผ่านท่อ

แม้ว่าจะมีการเติบโตของโครงสร้างพื้นฐานเช่นนี้ แต่เราคาดว่าการนำเข้า LNG ในปี 2025 จะคงที่ เนื่องจากภาวะตลาดโลกที่ตึงตัว ซึ่งคาดว่าจะทำให้ราคาซื้อขาย spot LNG สูงขึ้นในช่วงฤดูร้อน (ซึ่งเป็นฤดูที่ความต้องการสูงสุดของอินเดีย) ความสามารถในการจ่ายยังคงเป็นประเด็นสำคัญที่จำกัดการเติบโตในการคาดการณ์ฐานของเรา อย่างไรก็ตาม ยังมีโอกาสที่การนำเข้าอาจเพิ่มขึ้นได้ ขึ้นอยู่กับความสมดุลของอุปทานไฟฟ้าในตลาด และสภาพอากาศในฤดูร้อน

โรงไฟฟ้าจะหันไปพึ่งพา LNG ราคาสูงเพื่อให้เพียงพอกับความต้องการสูงสุดหรือไม่ ส่วนใหญ่ขึ้นอยู่กับข้อกำหนดของรัฐบาล ซึ่งมักจะมีนโยบายอุดหนุนเพื่อให้โรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้าด้วยก๊าซ แม้จะมีต้นทุนสูงก็ตาม

ยิ่งไปกว่านั้น หากโครงการก๊าซธรรมชาติในประเทศ KG Cluster 2 ของ ONGC ซึ่งเคยล่าช้ามาหลายครั้ง ยังล่าช้าออกไปอีก อาจทำให้การนำเข้า LNG สูงกว่าที่คาดการณ์ไว้ เพราะการผลิตในประเทศส่วนนี้ (ประเมินไว้ที่ 3-4 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อวัน) ไม่สามารถเกิดขึ้นได้ตามแผน

ราคานำเข้า LNG ที่สูงขึ้นในปี 2025 จะทำให้การนำเข้าในตลาดเอเชียที่อ่อนไหวต่อราคาเกิดการชะลอตัวหรือไม่?

ปี 2024 เป็นปีที่ความต้องการ LNG ในเอเชียใต้และเอเชียตะวันออกเฉียงใต้เติบโตอย่างแข็งแกร่ง โดยความต้องการในภูมิภาคเพิ่มขึ้น 9 ล้านตันต่อปี (MMt) เมื่อเทียบปีต่อปี แม้ว่าการเติบโตของอุปทาน LNG ทั่วโลกจะจำกัด การเติบโตของความต้องการที่สูงเกินคาดนี้เกิดจากสภาพอากาศ — รวมถึงคลื่นความร้อนที่แผ่ไปทั่วเอเชียซึ่งทำให้ความต้องการพลังงานเพื่อทำความเย็นเพิ่มสูงขึ้น และภัยแล้งต่อเนื่องในบางส่วนของเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่ทำให้กำลังการผลิตไฟฟ้าพลังน้ำลดลง — และราคานำเข้า LNG ที่ลดลง

ปัจจัยราคาที่ถูกลงนี้มีอิทธิพลเป็นพิเศษในตลาดที่มีความอ่อนไหวต่อราคาในเอเชียใต้และเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ เนื่องจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่สูงขึ้นจากความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลาง ยิ่งตอกย้ำให้ LNG มีความสามารถแข่งขันเมื่อเทียบกับน้ำมันเตา

คำถามสำคัญสำหรับปีหน้าคือ ความต้องการที่เติบโตสูงนี้จะเกิดซ้ำอีกในปี 2025 หรือไม่ แม้ว่ากำลังการนำเข้าจะเพิ่มขึ้นในปี 2025 แต่ปัจจัยพื้นฐานของตลาดหลายประการกำลังบ่งชี้ถึงความเป็นไปได้ที่การนำเข้า LNG จะชะลอตัว เราคาดว่าการเติบโตของความต้องการ LNG ในภูมิภาคจะลดลงเหลือเพียง 1 ล้านตันต่อปีในปี 2025 เนื่องจากราคาที่สูงขึ้นจะเป็นอุปสรรคมากกว่าตัวสนับสนุน ความต้องการ LNG ทั่วโลกคาดว่าจะเพิ่มขึ้นในปีนี้ เนื่องจากยุโรปและเอเชียจะแข่งขันกันเพื่อแย่งชิงอุปทานที่เติบโตจำกัด

อีกปัจจัยหนึ่งที่จะจำกัดการเติบโตของความต้องการ LNG คือความคาดหวังว่าราคาน้ำมันจะลดลงในช่วง 18 เดือนข้างหน้า เมื่อปัจจัยพื้นฐานของตลาดน้ำมันยังคงอยู่ในแนวโน้มอ่อนตัวในระยะใกล้ เราคาดว่าราคาน้ำมันดิบ Brent เฉลี่ยจะอยู่ราว 72 ดอลลาร์ต่อบาร์เรลในปี 2025 หากไม่มีเหตุขัดข้องร้ายแรงต่ออุปทานน้ำมันโลก (เช่น การออกมาตรการคว่ำบาตรครั้งใหม่ต่ออิหร่านและรัสเซีย)

นั่นหมายความว่าราคา LNG จะมีแนวโน้มแพงกว่าราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเฉพาะในฤดูหนาว ทำให้น้ำมันเชื้อเพลิงราคาถูกกว่าในตลาดที่สามารถเปลี่ยนจากก๊าซไปใช้น้ำมันได้ ราคาน้ำมันที่ต่ำลงยังจะจำกัดการใช้ LNG ในภาคขนส่งและเรือบังเกอร์ แม้ว่าภาคนี้จะมีสัดส่วนค่อนข้างเล็กต่อความต้องการ LNG รวมของภูมิภาค

ระดับราคาที่สูงขึ้นของ LNG เหล่านี้จะทำให้การนำเข้า LNG ไปยังภูมิภาคชะลอตัวลง หากสภาพอากาศในไตรมาส 2 และ 3 เป็นปกติ เราคาดว่าความต้องการ LNG ในเอเชียใต้จะทรงตัวในปี 2025 และคาดการณ์ว่าเอเชียตะวันออกเฉียงใต้จะมีการเติบโตเพียงเล็กน้อย รวมถึงความต้องการเพิ่มเติมจากตลาดใหม่อย่างเวียดนามและฟิลิปปินส์ เนื่องจากโครงสร้างพื้นฐานใหม่เริ่มเปิดใช้งานในตลาดเหล่านี้

ตลาดการขนส่งเรือ LNG ที่ซบเซาจะยังคงดำเนินต่อไปในปี 2025 หรือไม่?

อัตราค่าขนส่ง LNG แบบ spot มีแนวโน้มสิ้นสุดปีด้วยระดับที่ต่ำที่สุดเป็นประวัติการณ์ เนื่องจากในปี 2024 จะมีเรือบรรทุก LNG ขนาดปกติสร้างใหม่เข้าสู่ตลาดมากถึง 68 ลำ การเพิ่มขึ้นของกำลังขนส่งทางเรืออย่างรวดเร็วนี้ ตัดกับการเพิ่มขึ้นที่ค่อนข้างเล็กเพียง 2.9 ล้านตันต่อปีในกำลังการแปรสภาพก๊าซ (liquefaction capacity) การเติบโตของจำนวนเรือที่ไม่สอดคล้องกับการเพิ่มขึ้นของกำลังการผลิตแปรสภาพก๊าซ ได้ก่อให้เกิดแรงกดดันให้อัตราค่าขนส่งลดลงอย่างมาก

ปัจจัยที่ท้าทายเพิ่มเติมคือ การขาดโอกาสเก็งกำไร LNG ในฤดูหนาว ซึ่งตามปกติจะได้รับแรงหนุนจากส่วนต่างราคาขายล่วงหน้า (contango) ที่สูงในตลาด European Title Transfer Facility (TTF) และ Japan Korea Marker (JKM) รวมถึงการที่ส่วนต่างระหว่างดัชนีอ้างอิงทั้งสองขยายกว้างขึ้น ในปีที่ผ่านมา ความเคลื่อนไหวของราคาลักษณะนี้ได้สร้าง “ค่าพรีเมียม” การขนส่งฤดูหนาว เนื่องจากเรือมักถูกใช้เก็บก๊าซลอยลำ หรือขนส่งข้ามภูมิภาค อย่างไรก็ตาม ปัจจุบัน ราคายังค่อนข้างคงที่และเคลื่อนไหวในกรอบแคบ ทำให้ผู้ค้าต้องนำเรือส่วนเกินไปปล่อยเช่าตลาดรอง ซึ่งยิ่งเร่งให้อัตราค่าขนส่งลดลง

อัตราค่าขนส่ง spot สำหรับเรือบรรทุก LNG แบบ 2-stroke รุ่นใหม่ เฉลี่ยอยู่ที่เพียง $29,750 ต่อวันในไตรมาส 4 ปี 2024 ลดลง 83% เมื่อเทียบปีต่อปี

เมื่อมองไปปี 2025 ธีมหลักเดียวกันนี้จะยังคงดำเนินต่อไป ตลาดจะมีเรือบรรทุกสร้างใหม่เข้ามาอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่าจะมีเรือ LNG ขนาดปกติอีก 90 ลำเข้าสู่ตลาด ซึ่งแม้ว่ากำลังการแปรสภาพก๊าซใหม่จะคาดว่าจะเพิ่มขึ้นถึง 26.9 ล้านตันต่อปี ซึ่งมากกว่าปี 2024 แต่กำลังขนส่งทางเรือก็ยังมีแนวโน้มเติบโตเร็วกว่าการเติบโตของอุปทาน LNG อีกเช่นกัน

ในกรณีที่ดีที่สุด กำลังการขนส่งใหม่นี้จะต้องใช้เรือใหม่ประมาณ 50 ลำจาก 90 ลำในการขนส่งเส้นทางข้ามภูมิภาคแบบระยะยาว — ซึ่งถือว่าเป็นสมมติฐานที่ค่อนข้างไม่สมจริง ภาคการขนส่งยังคงต้องเผชิญกับปัญหาอุปทานเรือส่วนเกินที่เริ่มสะสมมาตั้งแต่ปี 2024

ทางออกที่เป็นไปได้บางส่วนสำหรับตลาดเรือที่ล้นเกินนี้ อาจเกิดจากการปลดระวางเรือบรรทุก LNG ที่ใช้กังหันไอน้ำรุ่นเก่า ซึ่งอัตราค่าขนส่ง spot ต่ำกว่าต้นทุนปฏิบัติการอย่างมาก และมักถูกปล่อยเช่าในราคาต่ำกว่าเรือ 2-stroke รุ่นใหม่อย่างมาก เนื่องจากความจุในการบรรทุกที่เล็กกว่า การสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงที่สูงกว่า และอัตราการระเหยของก๊าซ (boil-off) ที่มากกว่า เรือรุ่นเก่านี้จึงถูกจำกัดให้วิ่งในเส้นทางระยะสั้นภายในภูมิภาค โดยส่วนใหญ่ในแปซิฟิก

โดยเรือบรรทุก LNG กังหันไอน้ำกว่า 190 ลำนี้มีอายุเฉลี่ยเกือบ 22 ปี และหลายลำกำลังหมดสัญญาเช่า ทำให้มีแนวโน้มที่เจ้าของจะปลดระวางมากกว่าต่อสัญญาเช่าใหม่ ความผันผวนตามฤดูกาลของอัตราค่าขนส่ง spot ยังคาดว่าจะเกิดขึ้นตลอดทั้งปี แต่จุดสูงสุดและต่ำสุดจะยังคงอยู่ในระดับต่ำใหม่เหล่านี้

โครงการ LNG ที่ไม่ใช่กระแสหลักและมีความเสี่ยงสูง (“wildcard projects”) จะมีความคืบหน้าเพียงใดในปี 2025?

ตลอดสามปีที่ผ่านมา โครงการแปรสภาพก๊าซ LNG แบบลอยน้ำ (FLNG) ได้พัฒนาอย่างเงียบ ๆ แต่ต่อเนื่อง โดยมีโครงการ FLNG ที่ตัดสินใจลงทุน (FID) ใหม่ปีละสองโครงการนับตั้งแต่ปี 2022 หลายโครงการเหล่านี้ดำเนินไปอย่างไม่เป็นที่สนใจของสาธารณชน เนื่องจากมีข้อมูลเผยแพร่ต่อสาธารณะก่อนการตัดสินใจลงทุนเพียงเล็กน้อย ดังเช่นกรณีโครงการ Cap Lopez FLNG ในกาบอง (FID ในปี 2023) และ Kasuri FLNG ในอินโดนีเซีย (2024) ลักษณะการพัฒนาอย่างเงียบ ๆ นี้มักเกิดขึ้นเพราะโครงการมีขนาดเล็กกว่า จึงต้องใช้เงินทุนและข้อกำหนดทางการตลาดที่น้อยกว่า

ปัจจัยนี้อาจนำไปสู่ผลลัพธ์ที่ไม่คาดคิด เช่น การตัดสินใจลงทุนเร็วกว่าที่คาดการณ์ไว้ หรือการมีโครงการใหม่ ๆ เพิ่มเข้ามาในแนวโน้มตลาดของเรา

นอกจากการเติบโตเงียบ ๆ เหล่านี้ ยังมีโครงการ FLNG ขนาดเล็กบางส่วนที่ได้รับความสนใจอย่างมากในปี 2024 ซึ่งอาจถือเป็นตัวแปรเสริมที่เข้ามาเติมหรือเร่งภาพรวมตลาดของเรา ในอาร์เจนตินา การประกาศใช้โครงการจูงใจการลงทุนขนาดใหญ่ (RIGI) ในเดือนกรกฎาคม 2024 ได้กระตุ้นให้มีข้อเสนอโครงการส่งออก LNG ใหม่หลายโครงการ โดยสองโครงการเสนอจะใช้โรงแปรสภาพก๊าซขนาดเล็กแบบลอยน้ำหรือแบบโมดูลาร์เพื่อพัฒนาโครงการ

ตัวอย่างสำคัญคือ ความร่วมมือระหว่าง Pan American Energy (PAE) และ Golar LNG เพื่อสร้าง FLNG ขนาด 2.4 ล้านตันต่อปี โดยตั้งเป้าเริ่มผลิตในปี 2027 โครงการนี้ตั้งใจจะใช้เรือแปรสภาพ Hilli Episeyo ของ Golar หลังจากสัญญาที่แคเมอรูนสิ้นสุดในปี 2026

บริษัท Tecpetrol SA ได้เสนอสร้างโรงแปรสภาพก๊าซแบบโมดูลาร์บนบก ขนาด 4 ล้านตันต่อปี ซึ่งขณะนี้อยู่ในขั้นออกแบบและวิศวกรรมเบื้องต้น (FEED) นอกจากนี้ YPF และ Shell ยังได้เสนอสร้างโครงการ LNG ขนาดใหญ่ ความจุสูงสุด 10 ล้านตันต่อปี โดย YPF ยังได้หารือเรื่องความร่วมมือกับพันธมิตรรายอื่นด้วย

ในไนจีเรีย ความท้าทายเรื่องวัตถุดิบบนบกทำให้ความสนใจมุ่งไปที่โครงการลอยน้ำมากขึ้น บริษัทปิโตรเลียมแห่งชาติไนจีเรีย (NNPC) กำลังมีส่วนร่วมกับโครงการ FLNG สองโครงการที่ออกแบบมาเพื่อลดความเสี่ยงด้านการลงทุนและความมั่นคง ซึ่งทำให้โครงการบนบกมีการใช้ประโยชน์ต่ำและขยายตัวล่าช้า บริษัท UTM Offshore ในประเทศได้เสนอสร้าง FLNG ขนาด 2.8 ล้านตันต่อปี บนแหล่งก๊าซ Yoho ของ Seplat Energy ซึ่งเพิ่งได้มาจาก ExxonMobil หลังจากรออนุมัติกฎหมายมาอย่างยาวนาน

NNPC ยังได้ลงนามข้อตกลงพัฒนาโครงการกับ Golar LNG ในเดือนมิถุนายน 2024 สำหรับโครงการ FLNG ขนาด 3.5 ล้านตันต่อปี อีกโครงการหนึ่ง

อีกแนวทางนวัตกรรมหนึ่ง คือ New Fortress Energy (NFE) ซึ่งในปี 2024 ได้ผลิตก๊าซ LNG แรกจากโครงการ Fast LNG Altamira แม้ว่าจะยังไม่เข้าสู่การดำเนินงานเต็มรูปแบบ (เราคาดว่าจะเกิดขึ้นกลางปี 2025)

Fast LNG ใช้การออกแบบแบบโมดูลาร์ และสามารถติดตั้งบนแท่นขุดเจาะทางทะเลที่ดัดแปลงแล้ว (รวมถึงบนบก) จึงพึ่งพากำลังการต่อเรือใหม่ได้น้อยกว่า FLNG แบบดั้งเดิม ลักษณะเหล่านี้ทำให้ Fast LNG เป็นทางเลือกที่น่าสนใจสำหรับโครงการขนาดเล็ก โดยเฉพาะในพื้นที่ที่มีอุปสรรคต่อการพัฒนาบนบก NFE ยังได้เสนอ Fast LNG เพิ่มอีกอย่างน้อยสองโครงการ อย่างไรก็ตาม ความใหม่ของแนวทางนี้อาจทำให้โมเมนตัมการพัฒนาในระยะใกล้ชะลอลง และประสิทธิภาพการผลิตยังต้องได้รับการพิสูจน์ต่อเนื่อง

แม้ว่าปริมาณ LNG จากโครงการลอยน้ำและโมดูลาร์เหล่านี้จะไม่ใหญ่เทียบเท่าโครงการขนาดใหญ่แบบดั้งเดิม แต่เมื่อรวมกันแล้วก็มีศักยภาพที่จะเพิ่มความหลากหลายของแหล่งอุปทานสู่ตลาดได้มากขึ้น อีกทั้ง FLNG แม้จะยังมีความเสี่ยงบางส่วนเหมือนโครงการบนบก แต่ก็มีความคล่องตัวสูงกว่าเพราะต้องการเงินทุนและข้อผูกพันด้านสัญญาน้อยกว่า