อัพเดทสถานการณ์น้ำมัน

คลังน้ำมันดิบเชิงพาณิเพิ่มขึ้นอย่างมาก

 แนวโน้มระยะกลางของโอเปกไม่สดใส

 Murban อาจกลายเป็นน้ำมันดิบอ้างอิงใหม่

อัพเดทค่าการกลั่นคลังน้ำมันดิบเชิงพาณิเพิ่มขึ้นอย่างมาก

ราคาน้ำมันฟื้นตัวในช่วงวันศุกร์ที่ผ่านมา

คลังน้ำมันดิบเชิงพาณิชย์ของสหรัฐฯ เพิ่มขึ้น 7.93 ล้านบาร์เรล ในสัปดาห์ที่สิ้นสุดวันที่1 พฤศจิกายน เพิ่มขึ้นมากกว่าที่ตลาดคาดไว้ที่ 1.5 ล้านบาร์เรล หลังจากสัปดาห์ก่อนเพิ่มขึ้น 5.7 ล้านบาร์เรล สต็อกน้ำมันเบนซินและสต็อกน้ำมันกลั่นลดลง 2.8 ล้านบาร์เรล และ 0.62 ล้านบาร์เรล ตามลำดับ

การผลิตน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ยังคงทำสถิติสูงสุดที่ 12.6 ล้านบาร์เรล

Baker Hughes รายงานว่าจำนวนแทน่ ขุดเจาะนํ้ามันของสหรัฐฯ ลดลง 7 แท่น มาอยู่ที่684 แทน่ ณ วันที่ 8 พ.ย. 2019 YTD จำนวนแท่นขุดเจาะลดลง 200 แท่น แล้ว ซึ่งอาจชี้ให้เห็นถึงการชะลอตัวของการเติบโตของผลผลิตของสหรัฐในอกี ไม่กี่เดือนข้างหน้าแนวโน้มระยะกลางของโอเปกไม่สดใส

โอเปกประกาศแนวโน้มในระยะกลางที่ไม่สดใส เนื่องจากการผลิตนอกโอเปกที่เพิ่มขึ้นและความต้องการน้ำมันที่ลดลง

การเติบโตของอุปสงค์: โอเปกคาดการณ์การเติบโตของอุปสงค์สะสมที่ 6.1mbd ในปี2019-24F และการเติบโตต่อปีชะลอตัวเล็กน้อยจาก 1.1mbd ใน 2019F เป็น 0.9mbdภายในปี 2024F การเติบโตส่วนใหญ่มาจากประเทศเศรษฐกิจเกิดใหม่ (+6.6mbd)ในขณะที่กลุ่มประเทศ OECD มีแนวโน้มที่จะเห็นความต้องการที่ลดลงจากปี 2021Fเป็นต้นไป

การผลิตนอกโอเปกเพิ่มขึ้น: โอเปกคาดว่าการผลิตปิโตรเลียมนอกกลุ่มจะเพิ่มขึ้นเกอื บ9.8mbd เป็น 72.2mbd ในปี 2024F จาก 62.4mbd ในปี 2018 การเพิ่มขึ้นส่วนใหญ่จะมาจากการผลิต U.S. shale (+6.2mbd) แต่อย่างไรก็ตาม การเติบโตของการผลิต U.S.shale คาดว่าจะชะลอตัวลงเมื่อเวลาผ่านไป จาก +1.9mbd ในปี 2019F เหลือเพียง+0.2mbd ภายในปี 2024F ประเทศอื่นๆ ที่มีแนวโนม้ ที่จะเห็นการเติบโตของการผลิตขนาดใหญ่คือบราซิล (+1.4mbd) และนอร์เวย์ (+0.6mbd)

เนื่องจากอุปทานนอกโอเปกเติบโตเร็วกว่าการเติบโตของอุปสงค์ ก็หมายความว่าการความต้องการอุปทานปิโตเลียมของโอเปกน่าจะลดลงจาก 36.6mbd ในปี 2018 และ35mbd ในปี 2019F เหลือเพียง 32.8mbd ในปี 2024F

เราเชื่อว่าการคาดการณ์นี้สนับสนุนมุมมองของเราว่า OPEC+ จะต้องลดกำลังการผลิตลงในปี 2020 เพื่อให้ตลาดมีความสมดุลMurban อาจกลายเป็นน้ำมันดิบอ้างอิงใหม่

สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ได้ประกาศว่าจะเปิดตลาดซื้อขายล่วงหน้าสำหรับเกรดน้ำมันดิบหลัก - Murban การแลกเปลี่ยนจะดำเนินการโดย ICE (Intercontinental Exchange)

Murban เป็นเกรดน้ำมันดิบหลักของ UAE โดยเป็นน้ำมันดิบประเภทเบา (API gravity40.5) และค่อนข้างหวาน (มีกำมะถัน 0.74%) ทำให้ค่อนข้างหายากในหมู่เกรดน้ำมันดิบตะวันออกกลาง ซึ่งส่วนใหญ่เป็นเกรดกลาง (API gravity ต่ำกว่า 35) และมีกำมะถันมากกว่า 1% ผลผลิตเฉลี่ย 1.7mbd ทำให้เป็นหนึ่งในเกรดน้ำมันดิบที่ใหญ่ที่สุดในภูมิภาค นอกจากนี้ยังมีอัตราการกลั่นน้ำมันชนิดกลางสูง ซึ่งเป็นที่ต้องการของโรงกลั่นในเอเชีย ในความเป็นจริง 90% ของผลผลิต Murban จะถูกส่งออกไปยังเอเชียด้วยญี่ปุ่น เกาหลีใต้ ไทย และอินเดีย เป็นลูกค้าหลัก

กลไกการกำหนดราคาในปัจจุบัน: ปัจจุบัน บริษัทน้ำมันแห่งชาติอาบูดาบี (ADNOC)ซึ่งผลิตน้ำมัน Murban กำหนดราคาตาม OSP เทียบกับมาตรฐานน้ำมันดิบดูไบ/โอมาน การกำหนดราคาจะดำเนินการย้อนหลัง ณ สิ้นเดือนในแต่ละเดือน และเนื่องจากผู้ซื้อส่วนใหญ่สต๊อกสินค้าล่วงหน้าสองเดือน นั่นหมายความว่าผู้ซื้อจะต้องคาดเดาว่าราคาจะเป็นอย่างไรในอีกสองเดือนข้างหน้า

ตลาดซื้อขายล่วงหน้าจะกำหนดราคาล่วงหน้ามากกว่าราคาย้อนหลัง เราเชื่อว่าจะทำให้การกำหนดราคามีความโปร่งใสมากขึ้นและทำให้ผู้ซื้อสามารถเปรียบเทียบ Murbanกบั เกรดน้ำมันเบาหวานอื่นๆ ได้ง่ายขึ้น แต่อย่างไรก็ตามการซื้อขายล่วงหน้าอาจมีความผันผวนที่ไม่พึงประสงค์ซึ่งอาจทำให้การตัดสินใจซื้อยากขึ้นอัพเดทค่าการกลั่น

ค่าการกลั่นสิงคโปร์ (GRM) ปรับตัวลดลงในช่วงไม่กี่สัปดาห์ที่ผ่านมา กดดันโดยส่วนต่างราคาน้ำมันเตากำมะถันสูง (HSFO) ที่ลดลง และต้นทุนการขนส่งที่สูงขึ้น ขณะที่diesel crack spread ยังคงอยู่ในช่วง US$15/bbl FCC GRM against Dubai crudeอยู่ที่ราว US$3.5/bbl QTD ขณะที่ hydrocracking GRM อยู่ที่ราว US$2.6/bbl QTD

HSFO crack spread over Dubai ลดลงมาอยู่ที่ US$-18/bbl ในปัจจุบัน เทียบกับค่าเฉลี่ยที่ US$-13 และ US$-1/bbl ใน QTD และ 3Q19 ตามลำดับ เราเชื่อว่านี่เป็นผลกระทบของ IMO 2020 ที่ผู้ค้าและซัพพลายเออร์เริ่มตัดสต็อกเพื่อเตรียมเชื้อเพลิงที่เป็นไปตามมาตรฐาน (LSFO, MGO, MDO, ฯลฯ )

Diesel spread ยังคงอยู่ในช่วงสิบกลางๆ Diesel-Dubai crack spread ปัจจุบันอยู่ที่US$14-15/bbl เทียบกับ US$16/bbl ในช่วง QTD และ 3Q19 เราคิดว่าน่าจะเป็นเพราะผู้ประกอบการเดินเรือส่วนใหญ่ยังไม่ได้เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงที่เป็นไปตามมาตรฐาน นอกจากนี้ยังอาจหมายถึงว่ามีอุปทานเซลจำนวนมากในภูมิภาค

costs ต้นทุนการขนส่งที่สูงขึ้น: ปัจจัยอื่นที่มีน้ำหนักต่อค่าการกลั่นในช่วงไม่กี่สัปดาห์ที่ผ่านมาคือต้นทุนการขนส่งที่สูงขึ้น ตามด้วยการควํ่าบาตรของ China COSCO ในสหรัฐฯซึ่งอาจทำให้กองเรือ VLCC ทั่วโลก (ผู้ขนส่งน้ำมันดิบรายใหญ่) ออกจากตลาดมากถึง 7% ในขณะที่อัตรา VLCC บนอ่าวอาหรับมาตรฐานไปยงั เส้นทางสิงคโปร์ได้ลดลงจากจุดสูงสุดที่มากกว่า $ 5 / bbl ล่าสุด แต่ก็ยังค่อนข้างสูงที่ $ 1.3 / bbl เมื่อเทียบกับ $ 0.7-0.9 / bbl ใน 2Q-3Q19

ต้นทุนการขนส่งสูงขึ้น: ปัจจัยอื่นที่มีน้ำหนักต่อค่าการกลั่นในช่วงไม่กี่สัปดาห์ที่ผ่านมาคือต้นทุนการขนส่งที่สูงขึ้น จากการควํ่าบาตรของสหรัฐฯ ต่อ China COSCO ซึ่งอาจทำให้กองเรือ VLCC (ผู้ขนส่งน้ำมันดิบรายใหญ่) หายไปจากตลาดมากถึง 7% ของกองเรือ VLCC แม้อัตราค่าระวางเรือ VLCC เส้นทางอ่าวอาหรับไปยังสิงคโปร์ได้ลดลงจากจุดสูงสุดที่มากกว่า US$5/bbl แต่ก็ยังค่อนข้างสูงที่ US$1.3/bbl เทียบกับ US$0.7-0.9/bbl ใน 2Q-3Q19

นอกเหนือจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ที่อ่อนตัวและค่าใช้จ่ายที่สูงขึ้นแล้ว เราคิดว่าโรงกลั่นยังต้องเผชิญกับพรีเมี่ยมน้ำมันดิบที่สูงขึ้นอีกด้วย ซึ่งหมายความว่าต้นทุนการจัดหาน้ำมันดิบที่แท้จริงนั้นสูงขึ้นเมื่อเทียบกับมาตรฐานน้ำมันดูไบ ตัวอย่างเช่น พรีเมี่ยมน้ำมัน Murban-Dubai เพิ่มขึ้นเป็น US$3.7/bbl ในเดือนตุลาคม (อิงราคาขายอย่างเป็นทางการ หรือ OSP) จากเฉลี่ย US$2.8/bbl ใน 3Q19 ในทำนองเดียวกันArab Light OSP เพิ่มขึ้นเป็นเฉลี่ยที่ US$2.9/bbl ใน 4Q19 จาก US$2.3/bbl ใน3Q19

Chak Reungsinpinya | Email: [email protected]