“กลุ่มโรงกลั่น” เสี่ยงซัพพลายตึงตัว-ต้นทุนเพิ่ม หลังหน่วยกลั่นไม่รองรับน้ำมันต่างชนิด

ฝ่ายวิเคราะห์ บริษัทหลักทรัพย์ ซีจีเอส อินเตอร์เนชั่นแนล (ประเทศไทย) หรือ CGSI เปิดเผยว่า ถึงแม้การเจรจาให้เรือบรรทุกน้ำมันของไทยสามารถแล่นผ่านช่องแคบฮอร์มุซได้จะเป็นไปด้วยดี แต่ซัพพลายน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางในช่วงหลายเดือนข้างหน้ายังมีแนวโน้มตึงตัว จากการหยุดการผลิตน้ำมันจำนวนมากของกลุ่มประเทศในอ่าวเปอร์เซียประมาณ 9 ล้านบาร์เรล/วัน โดยเฉพาะคูเวตที่อาจต้องใช้เวลา 3-4 เดือนหลังสงครามยุติ จึงจะกลับมาเดินเครื่องได้ตามปกติ

ทั้งนี้ มองว่าราคาน้ำมันดิบดูไบน่าจะยังสูงกว่าราคาน้ำมันดิบ Brent และ West Texas มาก และโรงกลั่นที่ใช้น้ำมันดิบจากตะวันออกกลางอาจมีต้นทุนสูงกว่าโรงกลั่นที่ใช้น้ำมันดิบจากแอฟริกาตะวันตก ตะวันออกไกลและน้ำมันดิบจากสหรัฐ

เพื่อลดความเสี่ยงจากการหยุดชะงักด้านโลจิสติกส์ กลุ่มธุรกิจโรงกลั่นของไทยได้กระจายแหล่งจัดหาน้ำมันดิบไปยังประเทศอื่นนอกภูมิภาคตะวันออกกลาง เช่น ในแอฟริกาตะวันตก,สหรัฐ, ทะเลเหนือ และตะวันออกไกล โดย TOP, SPRC และ IRPC ได้จัดซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งอื่นตั้งแต่ก่อนหน้านี้แล้ว

ในช่วงสามปีที่ผ่านมา น้ำมันดิบจากตะวันออกกลางยังคงมีสัดส่วนสูงกว่า 60-70% ของปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่น

จึงเชื่อว่าการเพิ่มสัดส่วนใช้น้ำมันดิบจากแหล่งอื่นเป็น 90-100% ของปริมาณที่นำเข้าเพื่อกลั่น อาจกระทบต่อผลผลิต, อัตราการใช้กำลังการผลิต รวมถึงค่าใช้จ่ายการซ่อมบำรุง เนื่องจากหน่วยกลั่นจะต้องรองรับวัตถุดิบใหม่ทั้งชนิดของน้ำมันดิบและระดับสิ่งเจือปนที่เปลี่ยนไปอย่างมีนัยสำคัญ

โดยเฉพาะ TOP การเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดิบจากแหล่งอื่นนอกตะวันออกกลาง อาจทำให้บริษัทมีค่าการกลั่น (GRM) ต่ำกว่าคู่แข่งในประเทศเหมือนที่เคยเกิดขึ้นในปี 2563-2564ในทางกลับกันเชื่อว่า BCP และ PTTGC จะมีความท้าทายทางด้านเทคนิคน้อยกว่าผู้ประกอบการอื่น เนื่องจากโรงกลั่นของทั้งสองบริษัทถูกออกแบบมาเพื่อให้รองรับการใช้น้ำมันดิบจากนอกตะวันออกกลางเป็นหลัก

ทั้งนี้ หากตั้งสมมติฐานว่าน้ำมันดิบที่ทำสัญญาไว้เดินทางมาถึงท่าเรือไทยตามกำหนด โรงกลั่นไทยน่าจะมี GRM แข็งแกร่งในเดือน มี.ค. 2569 เพราะยังมีสต็อกน้ำมันราคาถูก ก่อนที่ GRM จะลดลงในช่วงเดือน เม.ย.-พ.ค. 2569 เมื่อต้นทุนน้ำมันดิบเริ่มปรับตัวสูงขึ้น

ขณะที่ส่วนต่างราคาน้ำมันดิบและราคาน้ำมันสำเร็จรูป (crack spread) ของผลิตภัณฑ์สูงขึ้นจากค่าการกลั่นที่เพิ่มขึ้นจนทำให้ดีมานด์ฝั่งผู้ใช้น้ำมันลดลง คาดว่า BCP และ PTTGC จะมี GRM สูงกว่า TOP, SPRC และ IRPC เนื่องจากโรงกลั่นของ BCP และ PTTGC ถูกออกแบบให้ใช้น้ำมันดิบจากนอกภูมิภาคตะวันออกกลาง และมีผลผลิตเป็นผลิตภัณฑ์กลั่นกลาง (middle distillate) สูงถึง 55-66% ของปริมาณการผลิตทั้งหมด สวนทาง TOP อาจมีปริมาณการผลิตน้ำมันดีเซลลดลง หลังเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดิบจากนอกตะวันออกกลาง

ฝ่ายวิเคราะห์ CGSI ยังแนะนำให้คงน้ำหนักการลงทุน (Neutral) ในกลุ่มน้ำมันและก๊าซของไทย เพราะมองว่า upside risk จากความตึงเครียดทางด้านภูมิรัฐศาสตร์อาจถูกหักล้างด้วยดีมานด์ที่อ่อนตัว อีกทั้งกลุ่มนี้จะมี downside risk หากความต้องการน้ำมันต่ำกว่าคาด ส่วน upside risk จะมาจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้นท่ามกลางความเสี่ยงทางด้านภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลาง