Energy at play - O&G สหรัฐฯ เผชิญความไม่แน่นอน กดดันการผลิต

ผู้ประกอบการ O&G มีมุมมองลบท่ามกลางความไม่แน่นอน กดดันการผลิต ชะลอการลงทุน

ผลสำรวจมุมมอง 139 บริษัทในอุตฯ น้ำมันและก๊าซฯ ในสหรัฐฯ โดย Dallas Fed ชี้ว่ากิจกรรมในอุตสาหกรรมฯ ใน 3Q25 ลดลงเล็กน้อยต่อเนื่องสองไตรมาส โดยดัชนีกิจกรรมทางธุรกิจคงอยู่ในแดนลบที่ -6.5 จากไตรมาสก่อนที่ -8.1 สอดคล้องกับการผลิตน้ำมันและก๊าซฯ ที่ลดลง จากดัชนีการผลิตน้ำมันและก๊าซฯ ที่อยู่ในแดนลบที่ -8.6 และ -3.2 ตามลำดับ (Figure 2) ขณะที่ต้นทุนการดำเนินงานคงมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นติดต่อกัน 18 ไตรมาส เช่น ต้นทุนการสำรวจและพัฒนาของบริษัทสำรวจและผลิต (E&P) และต้นทุนการผลิตของบริษัทให้บริการด้านแหล่งน้ำมัน สะท้อนจากดัชนีที่อยู่ในแดนบวกต่อเนื่อง (Figure 3) การผลิตที่ลดลงและต้นทุนที่สูงขึ้นส่งผลให้ประสิทธิภาพการผลิตและอัตรากำไรลดลงต่อเนื่องนานกว่า 2 ปี (Figure 4)

ผลสำรวจความคิดเห็นของอุตสาหกรรมในไตรมาสนี้บ่งชี้ว่าอุตฯ น้ำมันและก๊าซฯ สหรัฐฯ เผชิญความท้าทายจากหลายด้านซึ่งจะทำให้ต้นทุนสูงขึ้น เช่น ความไม่แน่นอนต่างๆ ที่สูงขึ้น และความเสี่ยงหากจะต้องเลิกพึ่งพาเครื่องมือจากจีน แม้กฎระเบียบที่ผ่อนคลายลงและความคาดหวังต่อการประยุกต์ใช้ AI จะเข้ามาช่วยแบ่งเบาภาระได้บ้าง รายละเอียดของมุมมองผู้บริหารเป็นดังนี้:

1) ความไม่แน่นอนต่างๆ สูงขึ้นที่มีผลต่อราคาน้ำมันและต้นทุนการผลิต กระทบต่อการตัดสินใจหรือชะลอการลงทุนของบริษัท E&P ส่วนใหญ่ หรือราว 78% โดย 36% เผยว่ามีผลอย่างมีนัยยะฯ หากแบ่งตามขนาดบริษัท พบว่า 88% ของบริษัทขนาดใหญ่ (กำลังการผลิตสูงกว่า 10kBD) เผยว่ามีผลต่อการตัดสินใจ แต่ในกลุ่มบริษัทขนาดเล็กมีน้อยกว่าที่ 76% (Figure 5)

2) กว่าครึ่ง (49%) ของบริษัทผู้ให้บริการด้านแหล่งน้ำมันพึ่งพาเครื่องมือจากจีน ไม่ว่าทางตรงหรือทางอ้อม ในสัดส่วน 1-25% ขณะที่ 24% พึ่งพาเครื่องมือจากจีนระหว่าง 26-75% แต่ 27% เผยว่าไม่พึ่งพาเครื่องมือจากจีนเลย

3) 79% เผยว่าจะได้รับผลกระทบเล็กน้อยต่อค่าใช้จ่าย หากบริษัทให้บริการด้านแหล่งน้ำมันจะเลิกพึ่งพาเครื่องมือจากจีนและสับเปลี่ยนเป็นประเทศอื่น และ 14% เผยว่าจะได้รับผลกระทบอย่างมีนัยยะฯ แต่มีเพียง 7% ที่คาดว่าจะไม่ได้รับผลกระทบ

4) บริษัท E&P ทั้งหมดเผยว่าการเปลี่ยนแปลงของกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องกับอุตฯ O&G (นับตั้งแต่ ม.ค. 2025) ช่วยลดจุดคุ้มทุนของโครงการแหล่งน้ำมันใหม่ โดย 57% คาดว่าจะช่วยลดได้ราว US$0-0.99/bbl, 25% ประเมินว่าจะลดได้ US$1.00-1.99/bbl หากแบ่งตามขนาดบริษัท พบว่ามีเพียง 6% ของบริษัทขนาดใหญ่คาดจะลดจุดคุ้มทุนได้ US$4.00-4.99/bbl สำหรับบริษัทขนาดเล็ก พบว่า 7% คาดจะลดจุดคุ้มทุนได้ US$4.00-4.99/bbl และอีก 7% คาดจะลดได้มากกว่า US$5/bbl (Figure 6)

5) 49% ของบริษัทให้บริการด้านแหล่งน้ำมันคาดว่า AI จะเข้ามาช่วยยืดอายุการใช้งานเครื่องมือได้เล็กน้อย และ 12% คาดว่าจะช่วยได้อย่างมีนัยยะฯ แต่ 39% มองว่า AI จะไม่ช่วยยืดอายุการใช้งานของเครื่องมือ

ผู้ประกอบการยังคงมีมุมมองลบต่อเนื่องต่ออุตสาหกรรมเป็นไตรมาสที่สามท่ามกลางความกังวลต่อความไม่แน่นอนที่อยู่ในระดับสูงต่อเนื่อง (Figure 7) และมองราคาน้ำมันดิบ WTI ณ สิ้นปี 2025 และปี 2026 เฉลี่ยที่ US$63/bbl และ US$64/bbl ตามลำดับ ส่วนราคาก๊าซฯ Henry Hub เฉลี่ยที่ US$3.30/mmBTU และ US$3.53/mmBTU ตามลำดับ (Figure 8) โดยราคาเฉลี่ยช่วงทำการสำรวจอยู่ที่ US$63.80/bbl และ US$2.99/mmBTU

มองอุตฯ น้ำมันต้นน้ำมีความไม่แน่นอนสูงจากท่าทีของ OPEC+ ต่อการเพิ่มการผลิตในอนาคต, อุปทานน้ำมันโลกที่ล้นเกินจากการเพิ่มการผลิตทั้งโดย OPEC+ และ non-OPEC+ และนโยบายภาษีศุลกากรสหรัฐฯ ขณะที่ปัญหาภูมิรัฐศาสตร์ที่มีอยู่แม้หนุนราคาน้ำมันปรับขึ้นในระยะสั้น แต่ในระยะยาวเป็นปัจจัยสร้างความผันผวนต่อตลาดพลังงาน มองกลุ่มโรงกลั่นยังสามารถเก็งกำไรระยะสั้นได้ท่ามกลางอุปทานที่อยู่ในระดับต่ำและกำลังการผลิตมีแนวโน้มลดลงในระยะสั้น สำหรับนักลงทุนที่รับความเสี่ยงสูงได้ เก็งกำไรระยะสั้น TOP แต่สำหรับนักลงทุนที่ต้องการเลี่ยงความไม่แน่นอน ทยอยสะสม PRM ที่ประกอบธุรกิจส่วนใหญ่ในอาเซียน และได้อานิสงส์ระยะสั้นจากความต้องการบริโภคน้ำมันที่จะสูงขึ้นตามฤดูกาล ส่วนอุตฯ ก๊าซฯ สหรัฐฯ มองมีความน่าสนใจมากกว่าจากความต้องการนอกประเทศที่คงมีอยู่ในรูปของ LNG จากยุโรปและเอเชีย และโรงผลิต LNG ที่จะทยอยเพิ่มกำลังการผลิตในปี 2026 สะท้อนจากผลสำรวจราคาก๊าซฯ ที่มี Upside สูงกว่าน้ำมันดิบ

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