ข้อมูลจากกระทรวงพลังงานระบุว่าประเทศไทยพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้ากว่าร้อยละ 58 ของเชื้อเพลิงทั้งหมดที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า โดยก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมีสัดส่วนเพียงร้อยละ 60 ของความต้องการใช้ก๊าซฯ ทั้งประเทศเพื่อผลิตไฟฟ้า ยิ่งไปกว่านั้น ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยยังมีแนวโน้มลดลงในอนาคต ไทยจึงมีความจำเป็นต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNG (Liquefied Natural Gas) จากแหล่งต่างๆ ในต่างประเทศเพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนก๊าซฯ ในอ่าวไทยที่คาดว่าจะลดปริมาณลง ดังนั้น การกระจายความเสี่ยงในการจัดหา LNG จึงเป็นโจทย์ด้านนโยบายที่กระทรวงพลังงานให้ความสำคัญ เพื่อให้ประเทศมีความมั่นคงทางพลังงาน
ทั้งนี้ ความมั่นคงด้าน LNG หมายถึงต้องจัดหา LNG ได้เพียงพอต่อความต้องการใช้อย่างต่อเนื่องในระยะยาว ไม่ให้เกิดปัญหาการขาดแคลน และต้องพยายามแสวงหาแหล่งที่มีต้นทุนราคาที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้บริโภคในประเทศ ดังนั้น การพึ่งพาการนำเข้า LNG จากแหล่งใดแหล่งหนึ่งหรือภูมิภาคใดภูมิภาคหนึ่งมากเกินไป อาจมีความเสี่ยงและส่งผลกระทบต่อประเทศไทยในฐานะผู้นำเข้าพลังงานได้ โดยเฉพาะหากแหล่งผลิต LNG นั้นๆอยู่ในประเทศที่มีความไม่มั่นคงทางการเมือง มีภัยธรรมชาติ มีปัญหาทางเทคนิคที่ทำให้ไม่สามารถจัดส่ง LNG ให้กับไทยได้ หรืออยู่ในพื้นที่ความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์
กรณีของสงคราม รัสเซีย-ยูเครน ที่ปะทุขึ้นเมื่อปี 2565 และยืดเยื้อข้ามปี ส่งผลให้ราคาพลังงานทั้ง LNG และน้ำมันมีความผันผวนสูง เนื่องจากยุโรปหันมาใช้ LNG ทดแทนก๊าซธรรมชาติทางท่อที่นำเข้าจากรัสเซีย ราคา LNG จึงปรับตัวสูงขึ้นเป็นประวัติการณ์ แต่สำหรับประเทศไทย แม้ว่าจะได้รับผลกระทบจากต้นทุนราคาพลังงานที่พุ่งสูงเช่นเดียวกับประเทศผู้นำเข้าพลังงานอื่นๆ แต่ก็ไม่มีปัญหาการขาดแคลนพลังงาน เนื่องจากมีการบริหารความเสี่ยงในด้านการจัดหาเอาไว้ค่อนข้างดี รวมทั้งกรณีล่าสุด คือ สงครามระหว่างอิหร่านและอิสราเอลที่มีการขู่จะปิดช่องแคบฮอร์มุซ ซึ่งเป็นช่องทางสำคัญในการขนส่งน้ำมันและ LNG จากประเทศในตะวันออกกลางออกไปสู่ภูมิภาคต่างๆ และสร้างความวิตกกังวลต่อประชาชนไทยโดยทั่วไป ด้วยยังเข้าใจว่าไทยยังพึ่งพาพลังงานจากกลุ่มประเทศตะวันออกกลางเป็นหลัก และจะทำให้ไทยมีปัญหาการขาดแคลนพลังงาน ทางเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ดร. พูลพัฒน์ ลีสมบัติไพบูลย์ จึงได้ออกมาให้ข้อมูลที่ช่วยสร้างความมั่นใจว่า กระทรวงพลังงานมีการบริหารจัดการรับมือกับสถานการณ์ได้ค่อนข้างดี ด้วยการกระจายความเสี่ยงในการจัดหาพลังงานที่ไม่พึ่งพาแหล่งพลังงานนำเข้าจากภูมิภาคใดภูมิภาคเดียว
ทั้งนี้ ช่องแคบฮอร์มุซถือเป็นเส้นทางเดินเรือที่สำคัญต่อการจัดส่งพลังงานของโลก มีปริมาณ LNG ที่ต้องผ่านพื้นที่ดังกล่าวจากประเทศกาตาร์และสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ รวม 83 ล้านตันต่อปี หรือคิดเป็น 20% ของอุปทานก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG supply) ของโลก และเป็นช่องทางการค้าน้ำมันมากถึง 30% ของปริมาณการค้าน้ำมันทั่วโลก สำหรับการนำเข้า LNG ของไทยที่ต้องขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซจากสัญญาระยะยาวกับประเทศกาตาร์นั้น มีปริมาณอยู่ที่ 2 ล้านตันต่อปี เทียบกับการจัดหา LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาแบบระยะยาว (Term) และสัญญาแบบรายเที่ยวเรือ (Spot) ที่รวมประมาณ 12 ล้านตันต่อปี คิดเป็นประมาณ 10% ดังนั้น หากเกิดกรณีปิดช่องแคบฮอร์มุซจริง ประเทศไทยจึงยังสามารถบริหารจัดการไม่ให้เกิดผลกระทบจากปัญหาการขาดแคลนพลังงานได้
สำหรับทิศทางในอนาคตของการจัดหา LNG เพื่อสร้างความมั่นคงทางพลังงานให้กับประเทศ กระทรวงพลังงานยังคงเดินหน้าในแนวทางการกระจายความเสี่ยงของการจัดหา โดยเมื่อเร็วๆ นี้ ดร.ประเสริฐ สินสุขประเสริฐ ปลัดกระทรวงพลังงาน ได้เป็นประธานในพิธีลงนามข้อตกลงร่วมศึกษาการจัดหา LNG ระยะยาว ระหว่าง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท 8 Star Alaska, LLC โดย ดร.วีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู รองปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ชี้ถึงข้อดีของ LNG แหล่งอะแลสกาว่าเป็นแหล่งผลิตที่มีขนาดใหญ่ มีเทคโนโลยีที่ทันสมัย ทำให้ได้ต้นทุนที่ต่ำ ระยะเวลาขนส่งประมาณ 10-15 วัน สั้นกว่าแหล่งตะวันออกกลาง ที่ใช้เวลา 20-35 วัน ที่จะช่วยสร้างความมั่นคงในการจัดหา LNG ให้กับประเทศได้
สำหรับแหล่งอะแลสกาถือเป็นแหล่งผลิตปิโตรเลียมที่มีศักยภาพในเชิงพาณิชย์ โดยมีศักยภาพของปริมาณก๊าซสำรองที่พิสูจน์แล้วในพื้นที่ North Slope กว่า 40 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ที่สามารถผลิตและส่งออก LNG ได้กว่า 20 ล้านตันต่อปี เริ่มตั้งแต่ปี 2571 ต่อเนื่องกันเป็นระยะเวลาถึง 80 ปี มีมูลค่าการลงทุนทั้งโครงการกว่า 44,000 ล้านเหรียญสหรัฐ และสามารถส่งออกไปยังภูมิภาคเอเชียได้อย่างสะดวกและรวดเร็วผ่านทางมหาสมุทรแปซิฟิกในราคาที่แข่งขันได้ภายในปี 2574 เนื่องจากเป็นแหล่งก๊าซที่มีขนาดใหญ่ ต้นทุนเนื้อก๊าซต่ำ และสหรัฐฯ มีการใช้เครื่องจักรในการผลิตและการขนส่งที่มีประสิทธิภาพ โดยคาดว่าจะสามารถขนส่ง LNG มายังไทยได้ภายใน10-15 วัน ในขณะที่การขนส่งจากแหล่งในตะวันออกกลางใช้ระยะเวลาถึง 20-35 วัน ปัจจุบัน โครงการฯ มีความพร้อมที่จะตัดสินใจลงทุนดำเนินโครงการ (Final Investment Decision) แล้ว
