นำเข้าLNG

ผู้สื่อข่าวรายงาน จากกรณีรัฐบาลอยู่ระหว่างรอเจรจาด้านการค้ากับทางสหรัฐ โดยมีหนึ่งในตัวเลือกลดการเกินดุลการค้า คือ ผ่านการสนับสนุนนำเข้าพลังงานจากสหรัฐทั้งการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในรูปแบบ LNG (Liquefied Natural Gas) และ Ethane (ก๊าซอีเทนเป็นหนึ่งในวัตถุดิบที่ใช้ในกลุ่มปิโตรเคมี) รวมถึงสนับสนุนการเข้าลงทุนใน Alaska energy project โครงการ LNG ในอลาสก้า ทั้งนี้ บริษัทหลักทรัพย์ กรุงศรี จำกัด (มหาชน) ระบุผ่านบทวิเคราะห์ คาดการณ์ภาครัฐมีโอกาสจะใช้ทางเลือกนำเข้า LNG เพิ่มมากที่สุด เพราะเริ่มดำเนินการได้เร็วที่สุดและผลกระทบต่อภาคธุรกิจน้อยเมื่อเทียบกับทางเลือกอื่นๆ โดยมองภาครัฐมีแนวโน้มต้องเจรจากับสหรัฐนอกเหนือการนำเข้า LNG เพิ่ม 1 ล้านตันต่อปี ซึ่งเป็นแผนเดิมของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือ PTT รวมถึงการนำเข้า Ethane จำนวน 4 แสนตันต่อปีที่เป็นแผนเดิมของ บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) หรือ PTTGC สำหรับตัวเลขการนำเข้า LNG จากสหรัฐตามข่าวสัมภาษณ์รัฐบาลเป็นแผนของ PTT ที่ทำสัญญา long-term ไว้แล้ว ซึ่งเริ่มปี 2569-2588 รวมระยะเวลา 20 ปี มีวัตถุประสงค์เพื่อช่วยทดแทน ก๊าซอ่าวไทย และ พม่า ที่มีแนวโน้มลดลงระหว่างปี 2572-2573 เป็นต้นไป พร้อมลดการพึ่งพาใน ตลาดพลังงาน (spot market) ที่มีความผันผวน ซึ่ง LNG long-term contract อื่นหมดอายุเร็วสุดปี 2577 ส่วนการนำเข้า Ethane จากสหรัฐราว 4 แสนตันต่อปี เป็นแผนของ PTTGC ที่ประกาศไปเมื่อ 28 กุมภาพันธ์ 2568 ทำให้ฝ่ายนักวิเคราะห์มองว่าสุดท้ายรัฐต้องมีการเจรจาเพิ่มเติมกับทางสหรัฐ ทั้งนี้ คาดการณ์การเร่งนำเข้า LNG จากสหรัฐเพิ่มเติมเพื่อทดแทนตลาด spot อาจไม่ได้ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติที่ถูกจัดสรรและขายโดยกลุ่มหรือคณะทำงานที่ดูแลการจัดการทรัพยากรพลังงาน (pool gas) ต่ำลงอย่างมีนัยสำคัญ และไม่ได้เป็น upside ต่อ PTT อย่างมีนัยสำคัญ ขณะที่ ประเทศไทย มีการนำเข้า LNG ประมาณ 10-11 ล้านตันต่อปี โดยแบ่งเป็นสัญญาระยะยาวประมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี (mta) ส่วนที่เหลือเป็นแบบตลาดจร (spot market) ซึ่งในปี 2568 การนำเข้าแบบตลาดจรมีแนวโน้มลดลงจาก โดย บริษัท กัลฟ์ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) หรือ GULF เริ่มนำเข้า LNG ตามโควต้าที่ได้รับราว 5 ล้านตันต่อปี (mta) ฝ่ายนักวิเคราะห์มองภาครัฐมีโอกาสกระตุ้นให้เอกชนมีการนำเข้า LNG จากสหรัฐเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาที่ PTT และ GULF ได้ทำไว้แล้ว ซึ่งคาดการณ์จะไม่ได้ทำให้ pool gas ของประเทศต่ำลงอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากคาดการณ์ใน 2568- 2570 ปริมาณก๊าซฯอ่าวไทย (ราคาเฉลี่ย 5.6 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู (Million British Thermal Units) และพม่า (เฉลี่ย 10 ดอลลาร์สหรัฐ/mmbtu) ที่ราคาต่ำกว่า LNG นำเข้าจากสหรัฐปริมาณยังไม่ได้ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ หากอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติจาก Henry Hub นับตั้งแต่ต้นปีจนถึงปัจจุบัน (Year-to-Date) ที่ประมาณ 3.8 ดอลลาร์สหรัฐ/MMBtu ต้นทุนการนำเข้า LNG จากสหรัฐฯ จะไม่ต่ำกว่า 11.8 ดอลลาร์สหรัฐ/MMBtu ซึ่งสูงกว่าทั้งแหล่งก๊าซในประเทศและพม่า ขณะที่ คาดการณ์ว่าการนำเข้า LNG ส่วนเพิ่ม จะเป็นการปรับช่องทางการซื้อจากตลาด spot แทนที่การอ้างอิงราคาจาก JKM LNG โดยราคา spot ของ JKM ในไตรมาส 2 ถึงครึ่งหลังของปี 2568 คาดว่าจะอยู่ในช่วง 12.1 - 12.7 ดอลลาร์สหรัฐ/MMBtu ที่มีต้นทุนใกล้เคียงกัน เบื้องต้นฝ่ายวิเคราะห์คาดว่า ราคาของ LNG จากสหรัฐฯ ที่มีการเปลี่ยนแปลง 1-2 ดอลลาร์สหรัฐ/MMBtu จะส่งผลกระทบต่อราคาของ pool gas ประมาณ 1-2 บาท/MMBtu โดยจากแผนของ GULF ที่จะนำเข้า LNG ด้วยตนเองราว 5 MTA ซึ่งจะทำให้ PTT ต้องลดการนำเข้า LNG แบบ spot ลงราว 5 MTA คาดว่าจะเหลือความต้องการนำเข้า LNG อีกไม่ถึง 1-2 MTA ซึ่งจะส่งผลให้ราคาของ pool gas อาจปรับสูงหรือต่ำกว่าเดิมประมาณ 2-4 บาท/MMBtu ผลกระทบดังกล่าวอาจทำให้กำไรของธุรกิจก๊าซธรรมชาติของ PTT ปรับขึ้นหรือลงประมาณ 490-780 ล้านบาท หรือคิดเป็น 0.5-1.0% ซึ่งไม่ถือเป็นผลกระทบที่มีนัยสำคัญ ทั้งนี้ มองกลุ่ม PTT เริ่มเข้าร่วมศึกษาการลงทุนใน โครงการ Alaska LNG ความไม่แน่นอนยังสูงเร็วเกินไปที่จะคาดหวัง upside โดยฝ่ายนักวิเคราะห์มองโอกาสที่กลุ่ม PTT และ PTTEP อาจต้องเข้าร่วมการลงทุน Alaska LNG จะยังถูกคาดหวังน้อย ขณะที่ การนำเข้า Ethane จากสหรัฐเพิ่ม ยังมีข้อจำกัดที่ต้องใช้เวลา คือ เรือขนส่งที่ต้องรอเวลาสร้างราว 2-3 ปี อ้างอิงแผนของ SCC (นำเข้าเพื่อใช้ในโครงการ LSP) และ PTTGC (ใช้ทดแทนก๊าซอ่าวฯที่ปริมาณลดลงในระยะยาว) ที่ทำสัญญาซื้อ Ethane จากสหรัฐแล้วระยะเวลา 15 ปี ปริมาณ 1 mta (ล้านตัน/ปี) และ 0.4 mta ตามลาดับ ซึ่งมีกำหนดเริ่มเอาเข้าได้ปลายปี 2570 และ 2572 ตามลำดับ ซึ่งฝ่ายนักวิเคราะห์มองการขยายการนำเข้าระยะถัดไปอาจต้องรอการนำเข้า phase แรกผ่านไปก่อน แม้ว่าจะมีโอกาสน้อยที่จะเลือกใช้น้ำมันดิบจากสหรัฐฯ เพิ่ม แต่หากเกิดขึ้นจะถือเป็นผลลบต่อกลุ่มโรงกลั่นและสถานีบริการน้ำมันในปี 2567 ซึ่งคาดว่าไทยจะใช้น้ำมันดิบเข้ากลั่นประมาณ 1.1 ล้านบาร์เรลต่อวัน (mbd) โดยน้ำมันดิบจากสหรัฐฯ จะคิดเป็นราว 9% หรือประมาณ 0.1 ล้านบาร์เรลต่อวัน (mbd) หรือ 2% ของน้ำมันดิบที่ส่งออกจากสหรัฐฯ ในช่วงปี 2559-2567 ไทยนำเข้าน้ำมันดิบจากสหรัฐฯ ประมาณ 0.002-0.11 ล้านบาร์เรลต่อวัน โดยผู้ใช้น้ำมันดิบจากสหรัฐฯ หลัก ได้แก่ PTTGC (20-25% ของการนำเข้าน้ำมันดิบ), IRPC (17-20%) และ BSRC (20-25%) ซึ่งในปัจจุบันแต่ละบริษัทมีอัตราการใช้งาน (u-rate) ที่ 104%, 92% และ 89% ตามลำดับ ซึ่งถือว่าอยู่ในจุดที่เหมาะสมแล้ว ฝ่ายนักวิเคราะห์คาดการณ์หากต้องใช้เพิ่มปรับมาใช้น้ำมันดิบจากสหรัฐ ซึ่งไม่ใช่จุดเหมาะสมของการผลิตนอกจากอาจมีประเด็นด้าน Governance ยังส่งผลกระทบต่อ production yield และกดดันอัตรากำไรอาจกระทบให้โรงกลั่นต้องปรับลดการผลิต (optimize) และผู้ซื้อต้องพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันจากในภูมิภาคแทน ซึ่งต้นทุนสูงกว่าการซื้อในประเทศสุดท้ายกดดันค่าการตลาดน้ำมันฉุดกำไรกลุ่มสถานีบริการฯ ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์ผลกระทบต่อกำไรของกลุ่มโรงกลั่น พบว่า ความอ่อนไหว (sensitivity) ต่อการนำเข้าน้ำมันดิบจากสหรัฐฯ มีนัยสำคัญในระดับหนึ่ง โดยทุกๆ การนำเข้าน้ำมันดิบเพิ่มขึ้น 0.01 ล้านบาร์เรลต่อวัน (mbd) ที่ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ย 60 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล จะมีมูลค่าประมาณ 219 ล้านดอลลาร์สหรัฐต่อปี คิดเป็นสัดส่วนประมาณ 0.5% ของยอดเกินดุลการค้าระหว่างไทยกับสหรัฐฯ ซึ่งอยู่ที่ราว 40,000 ล้านดอลลาร์สหรัฐในปัจจุบัน ทั้งนี้ รายละเอียดเชิงลึกสามารถดูได้จาก สำหรับด้านกลยุทธ์การลงทุน ฝ่ายนักวิเคราะห์ยังคงแนะนำเชิงบวก (Bullish) ต่อกลุ่มพลังงานและปิโตรเคมี โดยมีมุมมองว่าหุ้น SPRC เป็นตัวเลือกเด่น (Top Pick) ในกลุ่ม โดยให้ราคาเป้าหมายพื้นฐานที่ 8 บาทต่อหุ้น ขณะที่ในระยะสั้น กลุ่มสถานีบริการน้ำมันอย่าง OR และ PTG ถูกมองว่าน่าสนใจสำหรับการเก็งกำไร จากปัจจัยหนุน คือ ราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวลดลงเร็ว ซึ่งอาจทำให้กองทุนน้ำมันกลับมาอยู่ในสถานะบวกได้เร็วกว่าที่คาดการณ์ไว้ ส่งผลให้แรงกดดันต่อค่าการตลาดน้ำมันลดลง และช่วยหนุนแนวโน้มผลประกอบการของกลุ่มฯ ได้ในระยะใกล้