Energy at play - เก็งกำไร GPSC/ระยะยาว GULF - ราคา LNG ลดลง

จีนนำเข้า LNG ลดลงและพึ่งพาก๊าซฯ ผ่านท่อมากขึ้น ลดการแย่งชิงอุปทาน จำกัด Upside ราคา

จีนนำเข้า LNG ลดลงในปี 2025 ทั้งใน มิ.ย. และช่วง 6M25 ที่ลดลง 5.5%YoY และ 20.6%YoY ตามลำดับ (Figure 2) และพึ่งพาการนำเข้าก๊าซฯ ผ่านท่อมากขึ้น เห็นได้จากสัดส่วนการนำเข้า LNG ต่อก๊าซฯ ทั้งหมดที่มีแนวโน้มลดลง (Figure 3) และมีปัจจัยเร่งจากการเก็บภาษีนำเข้า LNG จากสหรัฐฯ ตั้งแต่ ก.พ. 2025 ในอัตรา 15% และจีน Resell สัญญาระยะยาวให้แก่ยุโรป (Reuters)

ในระยะสั้นมองราคา LNG มีแนวโน้มปรับลงจากการแย่งชิงอุปทานที่คาดว่าไม่รุนแรงระหว่างเอเชีย-ยุโรป จีนมีแนวโน้มนำเข้า LNG ในระดับต่ำกว่าปีก่อนต่อเนื่อง ขณะที่มีปริมาณถ่านหินสำรองสูง (Oilprice.com) และการผลิตไฟฟ้าจาก RE ช่วยรอบรับความต้องการช่วงฤดูร้อนได้ ขณะที่คลื่นความร้อนในบางพื้นที่ของยุโรปเริ่มเบาลง (Bloomberg), ปริมาณก๊าซฯ สำรองเพิ่มขึ้นต่อเนื่องสู่ 64% (Figure 4) และเกณฑ์การเติมก๊าซฯ ที่ผ่อนคลายลง มองเป็นบวกต่อกลุ่มโรงไฟฟ้า SPP ที่ได้ประโยชน์จากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ลดลง และ กกพ. เปิดรับฟังความคิดเห็นค่าไฟฟ้างวด ก.ย.-ธ.ค. 2025 ระหว่างวันที่ 17-28 ก.ค. 2025 โดยเสนอราคาต่ำสุดที่ 3.98 บาท/หน่วย เทียบเท่ากับงวดปัจจุบัน (ENC) เชิงกลยุทธ์ สำหรับผู้ที่รับความเสี่ยงได้ เก็งกำไร GPSC ที่มีศักยภาพการขยายกำลังการผลิตและมีฐานะการเงินที่แข็งแกร่ง ติดตามค่าไฟฟ้าสุดท้ายจาก ครม. หลังเสร็จสิ้นการรับฟังความคิดเห็น ส่วนในระยะยาวประเมินตลาด LNG มีแนวโน้มเกินดุลตั้งแต่ปี 2027 เป็นต้นไปจากอุปทานโลกที่คาดจะเติบโต 42% ภายในปี 2030 เร็วกว่าอุปสงค์ที่คาดจะเติบโต 39% (Bloomberg) ทำให้ราคา LNG ในเอเชียมีแนวโน้มลดลงในระยะยาว มองโรงไฟฟ้ายังคงมีความน่าสนใจสำหรับการลงทุนระยะยาวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด เชิงพื้นฐาน ทยอยสะสม GULF ที่มีการกระจายความเสี่ยงเชิงธุรกิจสูงและมีศักยภาพการเติบโตสูงที่สุดในกลุ่ม

ราคาน้ำมันผันผวน กังวลอุปทานชะงัก-ตลาดตึงตัวกว่าคาด โรงกลั่นจีนกลับมาผลิตกดดัน GRM

บ่อน้ำมันบริเวณตอนเหนือของอิรักถูกโจมตีด้วยโดรนต่อเนื่อง กระทบการผลิตราว 200kBD (Platts) ด้าน IEA มองตลาดน้ำมันมีความตึงตัวมากกว่าจากที่ประเมินไว้จากประเทศซีกโลกเหนือที่นำเข้าน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นเพื่อรองรับฤดูขับขี่และการผลิตไฟฟ้า ขณะที่จีนนำเข้าน้ำมันดิบมากขึ้นใน มิ.ย. ราว 12.19MBD เพิ่มขึ้น 7.4%YoY และ 10.6%MoM (Figure 5) และ EU ออกมาตรการคว่ำบาตรชุดใหม่ต่อรัสเซีย ซึ่งจะกดดันอุตฯ พลังงานรัสเซียหนักขึ้น โดยลดเพดานราคาน้ำมันดิบสำหรับกลุ่มประเทศ G7 ต่อรัสเซียลงสู่ US$47.6/bbl (Reuters)  ด้าน IEA ปรับลดการเติบโตอุปสงค์น้ำมันโลกปี 2025 ลงสู่ +700kBD ต่ำที่สุดนับตั้งแต่ปี 2009 (ไม่รวมช่วงโควิด-19) หลังเห็นอุปสงค์รายไตรมาสชะลอจาก +1.1MBD ใน 1Q25 เหลือ +550kBD ใน 2Q25 ตรงข้ามกับ OPEC มองบวกต่ออุปสงค์น้ำมันโลกปีนี้ที่คาดจะเติบโตราว +1.3MBD ส่วนคาดการณ์การเติบโตอุปทานปีนี้ถูกปรับขึ้นเป็น +2.1MBD หลังเห็นอุปทานใน มิ.ย. 2025 ขยายตัวมากถึง +950kBD และ OPEC+ เผยว่าการผลิตของกลุ่มในเดือนนี้เพิ่มขึ้นจากเดือนก่อนมากถึง +349kBD

มองราคาน้ำมันยังคงมีความผันผวนจากความเสี่ยงอุปทานชะงัก ขณะที่ยังมีความไม่แน่นอนจากนโยบายการค้าสหรัฐฯ, มาตรการคว่ำบาตรรัสเซียที่สหรัฐฯ ผ่อนผันให้ 50 วันเพื่อให้รัสเซียเร่งหาข้อตกลงหยุดยิงกับยูเครน (CNN) และแผนการเพิ่มการผลิตของ OPEC+ ที่ล่าสุดมีมติเร่งเพิ่มการผลิตแล้วราว 1.9MBD ใน ส.ค. นี้ ใกล้เคียงกับมาตรการลดการผลิตโดยสมัครใจ 2.2MBD ที่ต้องการผลิตคืน แต่กลุ่มมีแนวโน้มจะเพิ่มการผลิตต่อใน ก.ย. 2025 ซึ่งอาจหมายถึงการฟื้นการผลิตต่อสำหรับส่วนที่ลดการผลิตโดยสมัครใจ 1.66MBD ที่มีกำหนดสิ้นสุดช่วงสิ้นปี 2026 (Figure 6, Reuters) ส่วนเชิงปัจจัยพื้นฐานตลาดน้ำมันมีแนวโน้มเกินดุลตลอดทั้งปี 2025 (Figure 7) คงแนะนำระมัดระวังการลงทุนในอุตฯ น้ำมันขั้นต้น จนกว่าจะเห็นความชัดเจนในประเด็นข้างต้น ส่วนธุรกิจโรงกลั่นมองมี Downside Risk ตามค่าการกลั่นที่เผชิญแรงกดดัน (Figure 8) จากอุปทานจากจีนที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นหลังโรงกลั่นจีนเสร็จสิ้นการซ่อมบำรุงตามฤดูกาล และใน มิ.ย. 2025 ประเมินโรงกลั่นจีนได้ผลิตแล้วราว 15.2MBD เพิ่มขึ้น 8.5%YoY และ 9.2%MoM (Bloomberg) และมอง BCP จะได้รับผลกระทบจำกัดที่สุดจากการแย่งชิงอุปทานในตะวันออกกลางระหว่างประเทศซีกโลกเหนือและจีน เชิงพื้นฐาน พิจารณาสะสม PRM เป็นอีกทางเลือกในการลงทุนซึ่งประกอบธุรกิจขนส่งน้ำมันทางเรือในอาเซียนและได้รับผลกระทบจำกัดจากความผันผวนข้างต้น

ความเสี่ยง: เศรษฐกิจโลกที่ผันผวน, สถานการณ์ในตะวันออกกลาง, การเมืองในประเทศ, นโยบายพลังงานสหรัฐฯ และไทย, รัสเซีย-ยูเครน, นโยบายการผลิตของ OPEC+