แนะคงน้ำหนัก”ลงทุน”ในหุ้นกลุ่มน้ำมันและก๊าซ

** ฝ่ายวิเคราะห์ บริษัทหลักทรัพย์ ซีจีเอส อินเตอร์เนชั่นแนล (ประเทศไทย) หรือ CGSI ระบุว่า เมื่อวันที่ 28 มี.ค. 69 Al Jazeera รายงานว่าไทยได้บรรลุข้อตกลงกับอิหร่านเพื่อให้เรือบรรทุกน้ำมันของไทยสามารถแล่นผ่านช่องแคบฮอร์มุซ

อย่างไรก็ตาม อุปทานน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางในช่วงหลายเดือนข้างหน้า ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากการหยุดการผลิตน้ำมันจำนวนมากของกลุ่มประเทศในอ่าวเปอร์เซีย ประมาณ 9 ล้านบาร์เรล/วัน  โดยเฉพาะคูเวตที่อาจต้องใช้เวลา 3-4 เดือนหลังสงครามยุติ จึงจะกลับมาเดินเครื่องได้ตามปกติ

จึงมองว่า ราคาน้ำมันดิบดูไบ ซึ่งใช้เป็น benchmark สำหรับการกำหนดราคาซื้อขายน้ำมันดิบจากตะวันออกกลาง น่าจะยังสูงกว่าราคาน้ำมันดิบ Brent และ West Texas Intermediate (WTI) มาก หมายความว่าโรงกลั่นที่ใช้น้ำมันดิบจากตะวันออกกลางอาจมีต้นทุนสูงกว่าโรงกลั่นที่ใช้น้ำมันดิบจากแอฟริกาตะวันตก/ตะวันออกไกลและน้ำมันดิบจากสหรัฐ

ฝ่ายวิเคราะห์ CGSI ระบุว่า เพื่อลดความเสี่ยงจากการหยุดชะงักด้านโลจิสติกส์ โรงกลั่นไทยได้กระจายแหล่งจัดหาน้ำมันดิบไปยังประเทศอื่นนอกภูมิภาคตะวันออกกลาง เช่น ในแอฟริกาตะวันตก, สหรัฐฯ, ทะเลเหนือ และตะวันออกไกล แม้ว่า  บมจ.ไทยอออยล์ (TOP) , บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน)  ( SPRC) บมจ.ไออาร์พีซี (IRPC)  (ธุรกิจโรงกลั่นในเครือ ปตท.) จัดซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งอื่นนอกตะวันออกกลางตั้งแต่ก่อนหน้านี้แล้ว แต่น้ำมันดิบจากตะวันออกกลางยังคงมีสัดส่วนสูงกว่า 60-70 % ของปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นช่วงสามปีที่ผ่านมา จึงเชื่อว่าการเพิ่มสัดส่วนใช้น้ำมันดิบจากแหล่งอื่นเป็น 90-100 % ของปริมาณที่นำเข้ากลั่น อาจกระทบต่อผลผลิต, อัตราการใช้กำลังการผลิต รวมถึงค่าใช้จ่ายการซ่อมบำรุง เนื่องจากหน่วยกลั่นน้ำมันดิบบรรยากาศ (CDU) จะต้องรองรับวัตถุดิบใหม่ทั้งชนิดของน้ำมันดิบและระดับสิ่งเจือปนที่เปลี่ยนไปอย่างมีนัยสำคัญ

โดยเฉพาะกรณี TOP การเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดิบจากแหล่งอื่นนอกตะวันออกกลาง อาจทำให้บริษัทมีค่าการกลั่น (GRM) ต่ำกว่าคู่แข่งในประเทศเหมือนที่เคยเกิดขึ้นในปี 63-64 ในทางกลับกันเชื่อว่า บมจ.บางจาก (BCP) และ บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน)  PTTGC จะมีความท้าทายทางด้านเทคนิคน้อยกว่าผู้ประกอบการอื่น เนื่องจากโรงกลั่นของทั้งสองบริษัทถูกออกแบบมาเพื่อให้รองรับการใช้น้ำมันดิบจากนอกตะวันออกกลางเป็นหลัก

ทั้งนี้ หากตั้งสมมติฐานว่าน้ำมันดิบที่ทำสัญญาไว้เดินทางมาถึงท่าเรือไทยตามกำหนด โรงกลั่นไทยน่าจะมี GRM แข็งแกร่งในเดือนมี.ค.69 เพราะยังมีสต็อกน้ำมันราคาถูก ก่อนที่ GRM จะลดลงในช่วงเดือนเม.ย.-พ.ค.69 เมื่อต้นทุนน้ำมันดิบเริ่มปรับตัวสูงขึ้น ขณะที่ส่วนต่างระหว่างราคาน้ำมันดิบและราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป (เช่น เบนซิน, ดีเซล)  หรือ crack spread ของผลิตภัณฑ์จากการกลั่นลดลงจากภาวะการทำลายอุปสงค์ หรือการที่ราคาสูงจนผู้ใช้ลดการใช้ลง ส่งผลให้ความต้องการหายไปและกดดัน crack spread และค่าการกลั่นของโรงกลั่น

ดังนั้น จึงคาดว่า BCP และ PTTGC จะมี GRM สูงกว่า TOP, SPRC และ IRPC เนื่องจากโรงกลั่นของ BCP และ PTTGC ถูกออกแบบให้ใช้น้ำมันดิบจากนอกภูมิภาคตะวันออกกลางและมีผลผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ middle distillate สูงถึง 55-66% ของปริมาณการผลิตทั้งหมด นอกจากนี้เชื่อว่า TOP อาจผลิตน้ำมันดีเซลหรืออัตราการใช้กำลังการผลิตลดลง หลังเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดิบจากนอกตะวันออกกลาง

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

** CGSI **