OPEC+ ส่งสัญญาณเร่งการผลิตต่อ ราคาน้ำมันต่ำกดดันการขุดเจาะ Shale สหรัฐฯ
บางประเทศสมาชิก OPEC+ กำลังพิจารณาเร่งการเพิ่มการผลิตน้ำมันใน ก.ค. เป็นสามเท่าจากแผนเดิมสู่ +411kBD ต่อเนื่องเป็นเดือนที่สาม นอกจากเพื่อลงโทษประเทศสมาชิกที่คงผลิตเกินโควตาอย่างต่อเนื่องแล้ว (Bloomberg) ซาอุฯ และรัสเซียมีจุดประสงค์เพื่อแย่งส่วนแบ่งตลาดน้ำมันกลับคืนจากสหรัฐฯ (Figure 2) ผ่านการกดดันราคาน้ำมันดิบลงเพื่อกดดันผลตอบแทนของโครงการขุดเจาะน้ำมันหินดินดาน (Shale) ในสหรัฐฯ ที่ในช่วง 3 ปีที่ผ่านมาต้นทุนปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยประเมินจุดคุ้มเฉลี่ยของโครงการอยู่ต่ำกว่าระดับ US$55-60/bbl (Reuters) เทียบกับผลสำรวจโดย Dallas Fed เมื่อ 1Q25 ที่ US$65/bbl
มองเป็น Sentiment เชิงลบต่อราคาน้ำมันดิบท่ามกลางตลาดน้ำมันที่มีความเสี่ยงเกินดุลมากขึ้นตลอดปี 2025 จากอุปสงค์โลกที่อ่อนแอ ขณะที่อุปทานที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจาก OPEC+ ที่มีแผนเพิ่มการผลิตคืนจากมาตรการลดการผลิตโดยสมัครใจที่ 2.2MBD ทำให้ OPEC+ จะต้องเพิ่มการผลิตอีก +967kBD หากรวมแผนใหม่ข้างต้นใน ก.ค. แล้ว และหาก OPEC+ มีแผนเชิงรุกในการแย่งส่วนแบ่งตลาดจากสหรัฐฯ ยังมีกำลังการผลิตที่เคยลดไปแล้วตั้งแต่ปี 2022 ราว 3.66MBD หรือ 3.5% ของอุปทานโลก ที่สามารถเพิ่มคืนได้ หลีกเลี่ยงการลงทุนในอุตสาหกรรมต้นน้ำจนกว่าสถานการณ์ต่างๆ จะคลี่คลาย มองเป็นบวกต่อธุรกิจค้าปลีกน้ำมันตามราคาน้ำมันโลกที่มีแนวโน้มลดลง และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ส่วนบัญชีน้ำมันล่าสุดพลิกเกินดุล +773 ลบ. เป็นครั้งแรกนับตั้งแต่ ก.พ. 2022 (Figure 3) เชิงกลยุทธ์ สำหรับผู้ที่รับความเสี่ยงได้ เก็งกำไรระยะสั้น OR โดยประเมินว่าปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง 2Q25F จะขยายตัวต่อ QoQ และมี Upside จากการจำหน่ายน้ำมันอากาศยานที่มีมาร์จิ้นสูง ขณะที่ธุรกิจโรงกลั่นมีความน่าสนใจจากการเข้าสู่ช่วงฤดูขับขี่, สต็อกน้ำมันสำเร็จรูปอยู่ในระดับต่ำ และค่าการกลั่นอยู่ในระดับสูง (Figure 4) เชิงกลยุทธ์ สำหรับผู้ที่รับความเสี่ยงได้ เก็งกำไรระยะสั้น SPRC ที่มีสัดส่วนเบนซินสูง เชิงพื้นฐาน ทยอยสะสม BCP ที่มีการกระจายความเสี่ยงเชิงธุรกิจสูง ติดตามการประชุมร่วม JMMC ในวันที่ 28 พ.ค. นี้ และการตัดสินใจการเพิ่มกำลังการผลิตของ OPEC+ สำหรับ ก.ค. ในวันที่ 1 มิ.ย. นี้
โรงไฟฟ้าก๊าซฯ คงมีบทบาทสำคัญในช่วงเปลี่ยนผ่าน แต่ระยะสั้นมีแรงกดดัน
ความต้องการกังหันก๊าซฯ สำหรับผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าก๊าซฯ ในสหรัฐฯ พุ่งสูงขึ้น ทำให้ต้นทุนสำหรับโครงการใหม่พุ่งกว่า 2.5 เท่า และใช้เวลาส่งมอบนานขึ้นถึง 5-7 ปี จากปกติราว 3-4 ปี ขณะที่ต้นทุนอื่นในโครงการโรงไฟฟ้าก๊าซฯ ปรับขึ้นเช่นกัน เช่น ต้นทุนวัสดุและการก่อสร้าง (Platts) เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่คาดจะสูงขึ้นจากภารการผลิตและ Data Center EIA คาดความต้องการไฟฟ้าจะกลับมาเติบโตในปี 2025-2026F ที่ 2.6% และ 1.1% ตามลำดับ เทียบกับในช่วงปี 2005-2020 ที่มีการเติบโตเฉลี่ยเพียง 0.1% (Figure 5) ส่วนการสืบหาสาเหตุไฟฟ้าดับครั้งใหญ่บริเวณยุโรปตอนใต้เมื่อวันที่ 28 เม.ย. มีความคืบหน้า สเปนเผยว่าไม่พบสิ่งบ่งชี้ว่าเหตุไฟฟ้าดับเกิดจากการโจมตีทางไซเบอร์ (Reuters) ส่วนโปรตุเกสประเมินเบื้องต้นว่าเกิดจากการพึ่งพา RE ที่สูงเกินไปของสเปนในสัดส่วนสูงถึง 70% (DW)
โรงไฟฟ้าก๊าซฯ ยังคงมีบทบาทสำคัญในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่ RE จากโลกที่ให้ความสนใจต่อความเสถียรของระบบไฟฟ้ามากขึ้น และความต้องการไฟฟ้าที่สูงขึ้น โดยเฉพาะแหล่งผลิตไฟฟ้าที่มีความเสถียร หากเทียบกับ RE ที่การผลิตจะขึ้นกับสภาพอากาศที่มีความไม่แน่นอน มองปัญหาคอขวดการส่งมอบกังหันก๊าซฯ และต้นทุนที่เพิ่มขึ้นจะช่วยหนุนค่าไฟฟ้าในสหรัฐฯ จากความต้องการไฟฟ้าที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น ขณะที่การเติบโตของกำลังการผลิตไฟฟ้าถูกจำกัด เป็นบวกต่อ BCPG (72.6%), BPP (21.5%) และ GULF (6.8%) มีกำลังการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซฯ ในสหรัฐฯ ตามสัดส่วนการถือหุ้น (Figure 6) แม้ธุรกิจโรงไฟฟ้าเผชิญแรงกดดันจากผลตอบแทนพันธบัตรที่ปรับขึ้นจากความกังวลต่อระดับหนี้ของรัฐบาลสหรัฐฯ ที่สูงขึ้น (Figure 7) และราคาก๊าซฯ ยุโรปที่ปรับขึ้นจากการเร่งเติมก๊าซฯ สำรองของยุโรปที่สูงกว่าค่าเฉลี่ยในช่วง เม.ย. – พ.ค. ทำให้ปริมาณก๊าซฯ สำรองยุโรปล่าสุดอยู่ที่ 45.3% (Figure 8) แต่มองแรงกดดันดังกล่าวจะคลี่คลายลงในระยะต่อไปจากอัตราดอกเบี้ยที่ยังอยู่ในภาวะขาลงและการเร่งส่งออก LNG ของสหรัฐฯ หลังผ่อนคลายกฎระเบียบการขออนุญาต (Oilprice.com) เชิงพื้นฐาน รอจังหวะสะสม GULF ที่มีสัดส่วน IPP สูง ทำให้ได้รับผลกระทบจากค่า Ft จำกัด, มีศักยภาพขยายกำลังการผลิต และมีการกระจายความเสี่ยงเชิงธุรกิจสูง
ความเสี่ยง: เศรษฐกิจโลกที่ผันผวน, การเมืองในประเทศ, นโยบายพลังงานของใหม่สหรัฐฯ และของไทย, สถานการณ์ตะวันออกกลางและรัสเซีย-ยูเครน, นโยบายการผลิตของ OPEC+
