HoonSmart.com>> CGSI แนะ “คงน้ำหนัก” กลุ่มน้ำมันและก๊าซ มองน้ำมันดิบที่นำเข้า ทำให้ค่าการกลั่น (GRM) มีความแตกต่าง เตรียมรับมือ GRM ที่ผันผวน เชียร์ BCP และ PTTGC มีโอกาส outperform คู่แข่ง เนื่องจากโรงกลั่นของ 2 บริษัท รองรับน้ำมันดิบจากนอกภูมิภาคตะวันออกกลางได้ และมีผลผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ middle distillate สูงถึง 55-66% ของปริมาณการผลิตทั้งหมด
บริษัทหลักทรัพย์ ซีจีเอส อินเตอร์เนชั่นแนล (ประเทศไทย) หรือ CGSI แนะนำ ” คงน้ำหนัก” การลงทุน (Neutral) ในกลุ่มน้ำมันและก๊าซของไทย เพราะมองว่า upside risk จากความตึงเครียดทางด้านภูมิรัฐศาสตร์ อาจถูกหักล้างด้วยอุปสงค์ที่อ่อนตัว อีกทั้งกลุ่มนี้ จะมี downside risk หากความต้องการน้ำมันต่ำกว่าคาด ส่วน upside risk จะมาจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้นท่ามกลางความเสี่ยงทางด้านภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลาง
ฝ่ายวิเคราะห์ ฯ ระบุว่า เมื่อวันที่ 28 มี.ค. 69 Al Jazeera รายงานว่า ไทยได้บรรลุข้อตกลงกับอิหร่าน เพื่อให้เรือบรรทุกน้ำมันของไทยสามารถแล่นผ่านช่องแคบฮอร์มุซ อย่างไรก็ตาม อุปทานน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางในช่วงหลายเดือนข้างหน้า ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากการหยุดการผลิตน้ำมันจำนวนมากของกลุ่มประเทศในอ่าวเปอร์เซีย ประมาณ 9 ล้านบาร์เรล/วัน โดยเฉพาะคูเวต ที่อาจต้องใช้เวลา 3-4 เดือน หลังสงครามยุติ จึงจะกลับมาเดินเครื่องได้ตามปกติ
มองว่า ราคาน้ำมันดิบดูไบ ซึ่งใช้เป็น benchmark สำหรับการกำหนดราคาซื้อขายน้ำมันดิบจากตะวันออกกลาง น่าจะยังสูงกว่าราคาน้ำมันดิบ Brent และ West Texas Intermediate (WTI) มาก หมายความว่า โรงกลั่นที่ใช้น้ำมันดิบจากตะวันออกกลางอาจมีต้นทุนสูงกว่าโรงกลั่นที่ใช้น้ำมันดิบจากแอฟริกาตะวันตก/ตะวันออกไกลและน้ำมันดิบจากสหรัฐ
ฝ่ายวิเคราะห์ CGSI ระบุว่า เพื่อลดความเสี่ยงจากการหยุดชะงักด้านโลจิสติกส์ โรงกลั่นไทย ได้กระจายแหล่งจัดหาน้ำมันดิบไปยังประเทศอื่นนอกภูมิภาคตะวันออกกลาง เช่น ในแอฟริกาตะวันตก, สหรัฐฯ, ทะเลเหนือ และตะวันออกไกล แม้ว่า TOP, SPRC และ IRPC จัดซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งอื่นนอกตะวันออกกลางตั้งแต่ก่อนหน้านี้แล้ว แต่น้ำมันดิบจากตะวันออกกลางยังคงมีสัดส่วนสูงกว่า 60-70% ของปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นช่วงสามปีที่ผ่านมา
จึงเชื่อว่า การเพิ่มสัดส่วนใช้น้ำมันดิบจากแหล่งอื่น เป็น 90-100% ของปริมาณที่นำเข้ากลั่น อาจกระทบต่อผลผลิต, อัตราการใช้กำลังการผลิต รวมถึงค่าใช้จ่ายการซ่อมบำรุง เนื่องจากหน่วย CDU จะต้องรองรับวัตถุดิบใหม่ทั้งชนิดของน้ำมันดิบและระดับสิ่งเจือปนที่เปลี่ยนไปอย่างมีนัยสำคัญ
โดยเฉพาะกรณี TOP การเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดิบจากแหล่งอื่นนอกตะวันออกกลาง อาจทำให้บริษัทมีค่าการกลั่น (GRM) ต่ำกว่าคู่แข่งในประเทศ เหมือนที่เคยเกิดขึ้นในปี 63-64 ในทางกลับกัน เชื่อว่า BCP และ PTTGC จะมีความท้าทายทางด้านเทคนิคน้อยกว่าผู้ประกอบการอื่น เนื่องจาก โรงกลั่นของทั้งสองบริษัทถูกออกแบบมาเพื่อให้รองรับการใช้น้ำมันดิบจากนอกตะวันออกกลางเป็นหลัก
ทั้งนี้ หากตั้งสมมติฐานว่า น้ำมันดิบ ที่ทำสัญญาไว้ เดินทางมาถึงท่าเรือไทยตามกำหนด โรงกลั่นไทยน่าจะ GRM แข็งแกร่งในเดือนมี.ค.69 เพราะยังมีสต็อกน้ำมันราคาถูก ก่อนที่ GRM จะลดลงในช่วงเดือนเม.ย.-พ.ค.69 เมื่อต้นทุนน้ำมันดิบเริ่มปรับตัวสูงขึ้น
ขณะที่ crack spread ของผลิตภัณฑ์จากการกลั่นลดลงจากภาวะการทำลายอุปสงค์ หรือการที่ราคาสูงจนผู้ใช้ลดการใช้ลง ส่งผลให้ความต้องการหายไปและกดดัน crack spread และค่าการกลั่นของโรงกลั่น
ดังนั้น จึงคาดว่า BCP และ PTTGC จะมี GRM สูงกว่า TOP, SPRC และ IRPC เนื่องจาก โรงกลั่นของ BCP และ PTTGC ถูกออกแบบให้ใช้น้ำมันดิบจากนอกภูมิภาคตะวันออกกลาง และมีผลผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ middle distillate สูงถึง 55-66% ของปริมาณการผลิตทั้งหมด นอกจากนี้เชื่อว่า TOP อาจผลิตน้ำมันดีเซลหรืออัตราการใช้กำลังการผลิตลดลง หลังเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดิบจากนอกตะวันออกกลาง
