Key Highlights
- สัปดาห์ก่อน Brent -0.29%WoW, GRM +13%, ถ่านหิน (NEX) -4.2%, ราคาก๊าซ US -2.4%
- กลุ่ม O&G -3.5%WoW, โรงกลั่น -7.3%, ปิโตรเคมี -6.4%, ไฟฟ้า +0.8%, ถ่านหิน -5.3%
- IEA และ OPEC มองตลาดน้ำมันต่างกันมากขึ้น เป็น Mixed Signal ต่อตลาด ซ้ำเติมปัจจุบันที่เต็มไปด้วยความไม่แน่นอน โดยเฉพาะ OPEC+ เพิ่มการผลิตได้ต่ำกว่าแผน ท่ามกลางการแย่งชิงอุปทานตะวันออกกลาง น้ำมันดิบ Dubai คงมี Premium ระมัดระวังอุตฯ น้ำมันขั้นต้น
- อุปทาน LNG ทยอยเพิ่มขึ้นจากการกลับมาผลิตของโรงผลิต LNG Hammerfest และปริมาณก๊าซฯ เข้าสู่โรงผลิตสหรัฐฯ สู่ระดับสูงสุดในรอบ 3 สัปดาห์ และความต้องการก๊าซฯ ในยุโรปคาดจะชะลอลงเมื่อช่วงฤดูร้อนสิ้นสุดลง กดดันราคาก๊าซฯ-LNG ลดลง บรรเทาต้นทุนเชื้อเพลิง SPP
ตลาดน้ำมันมี Mixed Signal OPEC+ ผลิตได้ต่ำกว่าแผน หนุนอุปทานตะวันออกกลางตึงตัว
IEA ลดคาดการณ์เติบโตอุปสงค์น้ำมันโลกปี 2025 ลงเป็นเดือนที่สามติดต่อกันเหลือ 680kBD จากแนวโน้มเศรษฐกิจที่คงมีแรงกดดันและความเชื่อมั่นผู้บริโภคที่อ่อนแอ โดยพบว่าอุปสงค์ช่วง 2Q25 ขยายตัว YoY เพียง 600kBD กดดันจากความต้องการที่อ่อนแอในหลายประเทศ และคาดอุปสงค์ในปี 2026 จะขยายตัวในระดับใกล้เคียงกันที่ 700kBD ส่วนคาดการณ์ขยายตัวอุปทานโลกปีนี้ถูกปรับขึ้นเป็น 2.5MBD และ 1.9MBD ในปี 2026 หนุนจากทั้งกลุ่ม OPEC+ และ non-OPEC+ และประเมินตลาดน้ำมันในปี 2026 จะเกินดุลมากขึ้นสูงถึง 3MBD เทียบกับปี 2025 ที่คาดจะเกินดุลราว 2.5MBD (Figure 2) ส่วน OPEC มีมุมมองตรงข้ามและคาดการเติบโตอุปสงค์ปี 2026 เร่งขึ้นสู่ 1.4MBD จากปีนี้ที่ 1.3MBD หนุนจากมุมมองบวกต่อเศรษฐกิจ แต่คาดการเติบโตอุปทานจาก non-OPEC+ ในปีหน้าชะลอเหลือ 600kBD จากในปีนี้ที่ 800kBD
มุมมองตลาดน้ำมันระหว่าง IEA และ OPEC มีความแตกต่างกันมากขึ้น โดยเฉพาะมุมมองของ OPEC ซึ่งมีฐานะเป็นผู้ผลิตรายใหญ่มีนัยยะอาจเร่งเพิ่มอุปทานต่อ มองเป็น Mixed Signal ซ้ำเติมตลาดน้ำมันที่ยังมีความไม่แน่นอนจากทิศทางเศรษฐกิจโลกและนโยบายการเงินของเฟดที่ไม่ชัดเจน, ทิศทางมาตรการภาษีศุลกากรสหรัฐฯ ต่ออินเดียและจีน และการเจรจาสันติภาพระหว่างรัสเซีย-ยูเครน และมาตรการกดดันผู้นำเข้าพลังงานรัสเซียของสหรัฐฯ โดยเฉพาะทิศทางอุปทาน OPEC+ ช่วงที่ผ่านมาที่ไม่สอดคล้องกับแผนการเร่งเพิ่มการผลิต การผลิตน้ำมันดิบของ OPEC+ ใน ก.ค. 2025 ลดลงจากเดือนก่อน 140kBD ซึ่งลดลงเป็นเดือนแรกนับตั้งแต่มีการเร่งเพิ่มการผลิตคืนจากมาตรการลดการผลิตโดยสมัครใจ 2.2MBD ตั้งแต่ เม.ย. 2025 โดยกดดันจากซาอุฯ ที่ผลิตลดลง 300kBD (Figure 3) ขณะที่การผลิตของ OPEC+ ที่เพิ่มขึ้นใน พ.ค. และ มิ.ย. ส่วนใหญ่ถูกขับเคลื่อนโดยซาอุฯ และเพิ่มขึ้นต่ำกว่าแผนที่เคยประกาศไว้ (Figure 4) แนะนำระมัดระวังการลงทุนในอุตฯ น้ำมันขั้นต้นจนกว่าจะเห็นความชัดเจนและมีความเสี่ยงจากความเป็นไปได้ที่ OPEC+ อาจเดินหน้าเร่งเพิ่มการผลิตต่อใน ต.ค. 2025 ส่วนการขยายตัวของอุปทาน OPEC+ ที่ต่ำกว่าแผน ท่ามกลางแรงกดดันจากการคว่ำบาตรของ EU และสหรัฐฯ มองว่าจะซ้ำเติมปัญหาอุปทานตึงตัวในตะวันออกกลางและหนุนให้คงมี Premium น้ำมัน Dubai เทียบกับ Brent (Figure 5) เชิงพื้นฐาน ทยอยสะสม PRM ซึ่งได้รับผลกระทบจำกัดจากการปัญหาอุปทานตะวันออกกลางตึงตัว และการดำเนินธุรกิจส่วนใหญ่อยู่ในอาเซียน ความเสี่ยงจีนอาจนำเข้าน้ำมันดิบรัสเซียเพิ่มขึ้นแทนที่ตะวันออกกลางจาก Discount ที่น่าดึงดูดและล่าสุดได้รับเลื่อนการเริ่มต้นเก็บภาษีศุลกากรสหรัฐฯ อีก 90 วัน
อุปทาน LNG มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น ยุโรปเตรียมเข้าสู่ Shoulder Season ผ่อนคลายต้นทุน SPP
อุปทานก๊าซฯ มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากโรงผลิต LNG Hammerfest ในนอร์เวย์กลับมาผลิตอีกครั้งหลังได้ปิดซ่อมบำรุงเป็นเวลากว่า 3 เดือน โดยมีกำลังผลิต 6.5bcm ต่อปี หรือคิดเป็น 1.4% ของอุปสงค์ในยุโรป (Oilprice.com) และปริมาณก๊าซฯ ที่ไหลเข้าโรงผลิต LNG ในสหรัฐฯ ฝั่งแอตแลนติกปรับขึ้นสู่จุดสูงสุดในรอบ 3 สัปดาห์ ฟื้นตัวหลังเกิดเหตุชะงักใน Freeport (Kpler) ขณะที่ความต้องการนำเข้า LNG มีแนวโน้มลดลงหลังอียิปต์ได้ทำข้อตกลงระยะยาวนำเข้าก๊าซฯ ผ่านท่อกับแหล่งก๊าซฯ Leviathan ในอิสราเอล คาดจะลดการนำเข้า LNG ได้ราว 1-2bcm ในปี 2026 (Platts)
มองราคาก๊าซฯ ยุโรปและ LNG มีแนวโน้มลดลงในระยะต่อไป โดยราคา TTF และ JKM ปรับลง 12.2%MTD และ 1.1%MTD ตามลำดับ (Figure 6) จากอุปทานก๊าซฯ ยุโรปที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากนอร์เวย์และสหรัฐฯ ขณะที่การเติมก๊าซฯ สำรองยุโรปมีแนวโน้มที่ดี พิจารณาจากส่วนต่างระหว่างระดับก๊าซฯ เฉลี่ยย้อนหลัง 5 ปี และระดับของปี 2025 ในส.ค. ที่ 7.5% ซึ่งแคบลงเมื่อเทียบกับช่วงเริ่มต้นเติมก๊าซฯ ใน เม.ย. ที่ 10.6% โดยระดับก๊าซฯ สำรองล่าสุดอยู่ที่ 73% (Figure 7) และความกดดันการเร่งเติมก๊าซฯ ที่ลดลงหลัง EU ผ่อนคลายระเบียบ (Reuters) และอุปสงค์ที่คาดจะลดลงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าหลังสิ้นสุดช่วงฤดูร้อนตั้งแต่ปลาย ส.ค. (Euronews) มองเป็นบวกต่อกลุ่มโรงไฟฟ้า SPP ตามต้นทุนเชื้อเพลิงที่ลดลง สอดคล้องกับราคา Pool Gas ใน ก.ค. ที่ลดลงสู่ 227.31 บาท/mmBTU ลดลง 13.8%YoY และ 2.2%QoQ (Figure 8) เชิงกลยุทธ์ เก็งกำไรระยะสั้น GPSC ซึ่งได้ประโยชน์จาก SPP Margin ที่สูงขึ้นและมีฐานะการเงินแข็งแกร่ง แนะนำรอจังหวะเข้าซื้อเมื่อผลตอบแทนพันธบัตรเริ่มลดลง จากระยะสั้นที่ได้ปรับขึ้นตามความกังวลเงินเฟ้อสหรัฐฯ เชิงพื้นฐาน รอจังหวะสะสม GULF ที่มีการกระจายความเสี่ยงเชิงธุรกิจสูง และมีศักยภาพการเติบโต
ความเสี่ยง: เศรษฐกิจโลกที่ผันผวน, สถานการณ์ในตะวันออกกลาง, การเมืองในประเทศ, นโยบายพลังงานสหรัฐฯ และไทย, รัสเซีย-ยูเครน, นโยบายการผลิตของ OPEC+
