แนวโน้มธุรกิจ/อุตสาหกรรม ปี 2569-2571: อุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน

EXECUTIVE SUMMARY

ปี 2569 ธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันได้ปัจจัยหนุนจากราคาน้ำมันดิบโลกที่ทะยานขึ้นในช่วงครึ่งปีแรก หนุนค่าการกลั่นเฉลี่ย (GRM) ของไทยเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ อย่างไรก็ตาม หลังความขัดแย้งในภูมิภาคตะวันออกกลางมีแนวโน้มคลี่คลายลงบ้างในช่วงครึ่งปีหลัง ราคาน้ำมันดิบที่ปรับลดอย่างรวดเร็วเมื่อเทียบกับอัตราการปรับลดของต้นทุนน้ำมันในสต็อก ทำให้โรงกลั่นบางแห่งอาจประสบผลขาดทุน (Stock loss) โดยเฉพาะในช่วงไตรมาส 3 ขณะที่ค่าการกลั่นจะทยอยปรับลดลงสู่ระดับสมดุลมากขึ้นในช่วงครึ่งปีหลัง สำหรับปี 2570 และ 2571 ราคาน้ำมันดิบดูไบมีแนวโน้มปรับลดลงเมื่อเทียบกับปี 2569 จากอุปทานน้ำมันที่คาดว่าจะเข้าสู่ตลาดโลกมากขึ้นโดยเฉพาะสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ซึ่งลาออกจากกลุ่ม OPEC มีแนวโน้มเร่งขยายการส่งออกน้ำมันเพื่อชิงส่วนแบ่งตลาด ท่ามกลางความต้องการใช้น้ำมันในประเทศมีแนวโน้มทรงตัวหรือเพิ่มขึ้นอย่างค่อยเป็นค่อยไปตามทิศทางเศรษฐกิจไทย ส่งผลให้ค่าการกลั่นจะทรงตัวที่ระดับเฉลี่ย 2-3 บาทต่อลิตร

ปัจจัยท้าทายจะมาจากความขัดแย้งเชิงภูมิรัฐศาสตร์มีความไม่แน่นอน ทั้งอาจยกระดับความรุนแรงขึ้นเป็นระยะ ทำให้ตลาดน้ำมันดิบโลกมีความผันผวน ประกอบกับเศรษฐกิจไทยมีทิศทางฟื้นตัวช้า ความต้องการใช้น้ำมันจึงเพิ่มขึ้นจำกัด รวมถึง ภาระต้นทุนที่จะเพิ่มขึ้นจากการต้องลงทุนต่อเนื่องเพื่อรักษาความปลอดภัยของระบบการผลิต และการปฏิบัติตามมาตรฐานด้านสิ่งแวดล้อม ตลอดจนการพัฒนาเทคโนโลยีเพื่อรองรับความต้องการพลังงานในอนาคต

มุมมองวิจัยกรุงศรี

วิจัยกรุงศรีประเมินแนวโน้มธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันและธุรกิจต่อเนื่องในช่วงปี 2569-2571 ดังนี้
 

• โรงกลั่นน้ำมัน: คาดว่าผลประกอบการจะอยู่ในเกณฑ์ดี ผลจากความต้องการใช้น้ำมันในประเทศมีทิศทางปรับสูงขึ้นตามการฟื้นตัวของเศรษฐกิจไทย หนุนค่าการกลั่นทรงตัวหรือปรับขึ้นเล็กน้อย ประกอบกับผู้ประกอบการปรับตัวโดยขยายการลงทุนด้านพลังงานสะอาด (Clean energy) และผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าสูงขึ้น ซึ่งเป็นที่ต้องการของตลาดทั้งในและต่างประเทศ ส่งผลให้รายได้มีแนวโน้มเติบโตได้ต่อเนื่อง อย่างไรก็ตาม โรงกลั่นยังต้องรับความเสี่ยงจากการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดโลกที่อาจปรับขึ้นลงอย่างรวดเร็ว จึงอาจทำให้สต็อกน้ำมันที่ถือครองอยู่เกิดผลขาดทุนได้

• การขายส่งน้ำมันและเชื้อเพลิงเหลวอื่นๆ คาดว่าจะได้รับประโยชน์จากความต้องการบริโภคน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศที่มีอยู่ต่อเนื่อง ขณะที่โครงสร้างผู้ประกอบการส่วนใหญ่เป็นกิจการในเครือของโรงกลั่นน้ำมัน จึงมีความเสี่ยงด้านการตลาดค่อนข้างต่ำ

• สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง ความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศที่เพิ่มขึ้นยังเป็นปัจจัยบวกต่อสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง ผู้ประกอบการยังมีแนวโน้มขยายการลงทุนสถานีบริการน้ำมันสีเขียว และธุรกิจที่ไม่เกี่ยวกับน้ำมันมากขึ้น เพื่อขยายฐานรายได้ในระยะยาว อาทิ การให้เช่าพื้นที่ค้าปลีก และการติดตั้งสถานีชาร์จรถไฟฟ้าภายในปั๊มน้ำมัน

ข้อมูลพื้นฐาน

โรงกลั่นน้ำมันเป็นอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ที่ใช้เงินลงทุนสูงเพื่อให้เกิดการประหยัดจากขนาด (Economies of scale) และพึ่งพิงเทคโนโลยีระดับสูง ทำให้มีระยะเวลาคืนทุนนาน การเข้า-ออกจากธุรกิจจึงทำได้ยาก กระบวนการกลั่นน้ำมัน (รูปที่ 1) เป็นการแปรรูปหรือแยกส่วนประกอบน้ำมันดิบเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมต่างๆ ได้แก่ LPG แนฟทา แก๊สโซลีน น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา ยางมะตอยและอื่นๆ เพื่อนำไปใช้ตามคุณสมบัติที่ต่างกัน ซึ่งสัดส่วนผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ได้จากการกลั่นขึ้นกับแหล่งผลิตน้ำมันดิบ

โรงกลั่นแบ่งได้เป็น 2 ประเภท คือ โรงกลั่นแบบธรรมดา (Simple refinery) ที่มีเฉพาะหน่วยกลั่นพื้นฐานซึ่งแยกส่วนประกอบน้ำมันดิบเป็นผลิตภัณฑ์ต่างๆ ตามองค์ประกอบของน้ำมันดิบแต่ละชนิดร่วมกับหน่วยปรับปรุงคุณภาพเบื้องต้น และโรงกลั่นแบบคอมเพล็กซ์ (Complex refinery) ซึ่งมีต้นทุนการลงทุนสูงกว่า และเป็นโรงกลั่นที่มีหน่วยเปลี่ยนสภาพของผลิตภัณฑ์ (Cracking units) อันเป็นกระบวนการเพิ่มเติมจากกระบวนการกลั่นแบบDistillation จึงสามารถปรับปรุงคุณภาพผลิตภัณฑ์น้ำมันชนิดหนักที่มีมูลค่าต่ำให้เป็นน้ำมันชนิดเบาที่มีมูลค่าสูงกว่าได้ ทั้งนี้ โรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์แต่ละแห่งจะมีความสามารถในการปรับปรุงคุณภาพผลิตภัณฑ์ต่างกัน วัดได้จาก Nelson Complexity Index (NCI) โดยโรงกลั่นที่มีค่า NCI สูงจะสะท้อนถึงความสามารถในการผลิตผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าสูงได้ดีกว่าโรงกลั่นที่มีค่า NCI ต่ำกว่า และมีความยืดหยุ่นในการรองรับน้ำมันดิบแต่ละแหล่งซึ่งมีส่วนประกอบของน้ำมันต่างกัน^1/ ทำให้สามารถเลือกแหล่งน้ำมันดิบได้มากกว่า (ภาพที่ 3)   

ความสามารถในการทำกำไรของธุรกิจโรงกลั่นน้ำมัน จะพิจารณาจากค่าการกลั่นรวม (Gross Refinery Margins: GRM) คำนวณจากมูลค่ารวมของผลิตภัณฑ์ที่ได้จากกระบวนการกลั่นทั้งหมดหักลบด้วยต้นทุนรวมต่อการกลั่นน้ำมัน 1 บาร์เรล โดยปัจจัยกำหนดค่าการกลั่นรวม ประกอบด้วย (1) ราคาน้ำมันดิบ โดยค่าการกลั่นจะเพิ่มขึ้นใน 2 กรณี คือ กรณีที่อุปสงค์ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมขยายตัวหนุนทั้งราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและราคาน้ำมันดิบให้สูงขึ้น แต่ราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมขยับขึ้นมากกว่าต้นทุนน้ำมันดิบ หรือกรณีที่อุปทานน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นกดดันราคาน้ำมันดิบให้ลดลง โดยต้นทุนน้ำมันดิบปรับลดลงมากกว่าราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (2) ราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (3) อัตราการใช้กำลังการผลิต (Capacity utilization) หากอัตราการใช้กำลังการผลิตสูง ค่าการกลั่นจะสูงตามไปด้วย โดยทั่วไปโรงกลั่นน้ำมันที่มีประสิทธิภาพสูงจะมีอัตราการใช้กำลังการผลิตสูงกว่า 80%^2/ (4) ความสามารถในการปรับเปลี่ยนผลิตภัณฑ์ให้มีมูลค่าเพิ่มสูงขึ้น (จากการรวบรวมข้อมูลพบว่า NCI ของโรงกลั่นน้ำมันไทยอยู่ในระดับค่อนข้างสูงและมีแนวโน้มเพิ่มขึ้น) (ภาพที่ 3) และ (5) การจัดการด้านต้นทุนและแหล่งน้ำมันดิบ โดยโรงกลั่นที่ใช้น้ำมันดิบชนิดหนักมักมีค่าการกลั่นต่ำกว่าโรงกลั่นที่ใช้น้ำมันดิบชนิดเบา (โรงกลั่นที่ใช้น้ำมันดิบชนิดเบาจะได้ผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าสูงกว่า) ซึ่งการที่ไทยนำเข้าน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางสูงถึง 53%^3/ และเป็นน้ำมันชนิดหนัก ทำให้ในกระบวนการกลั่นน้ำมันจะได้ผลิตภัณฑ์หนักค่อนข้างมาก เช่น น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา (ภาพที่ 5)

นอกจากนี้ ความสามารถในการทำกำไรของอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันแต่ละแห่งยังขึ้นกับปัจจัยเสริมดังต่อไปนี้ (1) การขยายธุรกิจครบวงจรจากต้นน้ำสู่ปลายน้ำรวมถึงธุรกิจเกี่ยวเนื่อง จะช่วยลดต้นทุนและทำให้การวางแผนการผลิตทำได้ดีขึ้น และ (2) ทำเลที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมัน โดยทำเลที่สะดวกหรือใกล้แหล่งทรัพยากรและตลาดจะช่วยลดต้นทุนค่าขนส่งให้แก่ธุรกิจ

ปัจจุบัน โรงกลั่นน้ำมันของไทยมีกำลังการกลั่นสูงเป็นอันดับสองของอาเซียนรองจากสิงคโปร์ มีกำลังการผลิตราว 1.242 ล้านบาร์เรลต่อวัน^4/ เป็นโรงกลั่นแบบ Complex ทั้งหมด ผู้ประกอบการ ได้แก่ (1) กลุ่ม บมจ.ปตท. ประกอบด้วย โรงกลั่นบริษัท PTT Global Chemical (PTTGC) IRPC Public Company Limited (IRPC) และ ThaiOil (TOP) มีกำลังการกลั่นรวมกัน 770,000 บาร์เรลต่อวัน (2) กลุ่มบางจาก ประกอบด้วย โรงกลั่น Bangchak Petroleum (BCP) และ Bangchak Sriracha (BSRC เดิมคือ ESSO)^5/ มีกำลังการกลั่นรวม 294,000 บาร์เรลต่อวัน (3) Star Petroleum Refining Public Company (SPRC) กำลังการกลั่น 175,000 บาร์เรล/วัน และ (4) FANG กำลังการกลั่น 2,500 บาร์เรลต่อวัน (ภาพที่ 6)

ราคาหน้าโรงกลั่น (Ex-refinery prices) ของน้ำมันที่ได้จากโรงกลั่นน้ำมันในไทยจะอ้างอิงตามราคาตลาดสิงคโปร์ (SIMEX) ที่เรียกว่า Mean of Platts Singapore (MOPS) และใช้หลักการ Import Price Parity ในการกำหนดเพดานราคาหน้าโรงกลั่น โดยคำนวณจากราคาที่ตลาดสิงคโปร์ (FOB) รวมค่าขนส่ง ซึ่งจากกลไกการกำหนดราคาแสดงให้เห็นว่าค่าการกลั่นในตลาดสิงคโปร์มีผลต่อค่าการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันในประเทศไทยค่อนข้างมาก (ภาพที่ 7)

การกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปในไทยไม่เพียงขึ้นกับต้นทุนน้ำมันดิบ ค่าการกลั่น ต้นทุนการกลั่น และค่าการตลาด (มาร์จิ้นของผู้ค้าน้ำมัน) เท่านั้น ภาครัฐของไทยยังมีบทบาทสำคัญในการกำหนดทิศทางราคาผ่านการเรียกเก็บภาษีและเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ค้าน้ำมัน (ภาพที่ 8) ซึ่งเงินกองทุนดังกล่าวจะถูกนำมาใช้เพื่อลดความผันผวนของราคาน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศในภาวะที่ราคาน้ำมันในตลาดโลกผันผวน นอกจากนี้ยังใช้เป็นกลไกสนับสนุนการใช้น้ำมันบางประเภทตามนโยบายรัฐ อาทิ น้ำมัน E20 และ B7

น้ำมันสำเร็จรูปประมาณ 87% ของผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปทั้งหมดถูกใช้เพื่อการบริโภคภายในประเทศ ในจำนวนนี้ 79% ถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง (เช่น น้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด และน้ำมันดีเซล) 11% ใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรมและการผลิตไฟฟ้า (เช่น น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา) 6% ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี (เช่น LPG และแนฟทา) และ 3% เป็นยางมะตอยใช้ในการก่อสร้างถนน ส่วนการส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมมีสัดส่วน 13% โดยตลาดส่งออกหลัก ได้แก่ อาเซียน (ประมาณ 75% ของมูลค่าส่งออกน้ำมันสำเร็จรูป) และเอเชียตะวันออก (ภาพที่ 9) 

สถานการณ์ที่ผ่านมา

ปี 2568 ราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปรับลดลงมาอยู่ที่ 69.4 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล จาก 79.6 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลปี 2567 ผลจากอุปทานส่วนเกินในตลาด ซึ่งสำนักงานสารสนเทศด้านพลังงานของสหรัฐฯ (EIA) คาดว่าอุปทานน้ำมันปี 2568 อยู่ที่ 3.0 ล้านบาร์เรลต่อวัน โดยกลุ่ม OPEC+ ยกเลิกมาตรการปรับลดกำลังการผลิตโดยสมัครใจ 2.2 ล้านบาร์เรลต่อวันตั้งแต่เดือนเมษายน-กันยายน 2568 และยกเลิกมาตรการปรับลดกำลังการผลิตเพิ่มเติมอีก 1.65 ล้านบาร์เรลต่อวัน ขณะที่เพิ่มกำลังการผลิตอีก 137,000 บาร์เรลต่อวันในเดือนตุลาคม-ธันวาคม ท่ามกลางความต้องการใช้น้ำมันที่ยังคงอ่อนแอ โดย EIA ประเมินว่าอยู่ที่ 1.1 ล้านบาร์เรลต่อวัน ด้านความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปของไทยเพิ่มขึ้นเพียง 0.1% จากปี 2567 ส่วนหนึ่งเป็นผลจากนักท่องเที่ยวต่างชาติที่ลดลงมาก และกำลังซื้อผู้บริโภคเปราะบาง ลดทอนความสามารถในการใช้จ่าย รวมถึงความนิยมใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่มีมากขึ้น ด้านค่าการกลั่นเฉลี่ยที่ 1.98 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นจาก 1.71 บาทต่อลิตรในปี 2567

ช่วงครึ่งแรกของปี 2569 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญโดยเฉลี่ยที่ 91.1 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล จากความขัดแย้งในตะวันออกกลางที่ทวีความรุนแรงขึ้นในปลายเดือนกุมภาพันธ์ และขยายวงตอบโต้ไปที่โครงสร้างพื้นฐานและโรงกลั่นน้ำมันหลายแห่งในภูมิภาค อีกทั้งยังมีการปิดช่องแคบฮอร์มุซ ซึ่งเป็นจุดยุทธศาสตร์การขนส่งทางทะเลที่สำคัญที่สุดแห่งหนึ่งของโลก โดยเฉพาะการขนส่งน้ำมันผ่านช่องแคบนี้ที่สูงถึง 13.4 ล้านบาร์เรลต่อวัน หรือคิดเป็นสัดส่วนราว 1 ใน 3 ของการค้าน้ำมันทางทะเลทั่วโลก ส่งผลให้อุปทานน้ำมันในตลาดโลกลดลง ทำให้ราคาน้ำมันพุ่งขึ้นต่อเนื่องโดยแตะระดับสูงสุดที่ 137.8 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลในเดือนมีนาคม ส่งผลให้สำนักงานพลังงานระหว่างประเทศ (IEA) มีมติระบายน้ำมันจากคลังสำรองยุทธศาสตร์สูงสุดเป็นประวัติการณ์ถึง 400 ล้านบาร์เรล เพื่อรักษาเสถียรภาพของราคาน้ำมัน ด้านซาอุดีอาระเบียและสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE) เปลี่ยนเส้นทางขนส่งน้ำมันเพื่อบรรเทาผลกระทบจากอุปทานน้ำมันขาดแคลน (Supply shock) อย่างไรก็ตาม หลังการทำข้อตกลงหยุดยิงระหว่างประเทศผู้ขัดแย้ง (สหรัฐฯ - อิหร่าน) ราคาน้ำมันดิบจึงทยอยปรับลดสู่ระดับต่ำกว่า 100 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลตั้งแต่วันที่ 3 มิถุนายน และเคลื่อนไหวในระดับ 70-80 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล หลังทั้งสองประเทศลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding: MOU) เพื่อยุติสงครามและเปิดใช้ช่องแคบฮอร์มุซ (ใช้เวลา 60 วันเพื่อเจรจารายละเอียด) ส่งผลให้ราคาน้ำมันเฉลี่ยในช่วงครึ่งแรกของปีอยู่ที่ 93 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล (เฉลี่ย 85 และ 101 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลในไตรมาสแรกและไตรมาส 2 (ถึง 18 มิถุนายน) ตามลำดับ อย่างไรก็ตาม ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2569 สถานการณ์ในตะวันออกกลางได้กลับมาตึงเครียดขึ้นอีก จากเหตุปะทะที่ยังคงเกิดขึ้นเป็นระยะ ส่งผลให้ความเสี่ยงต่อการขนส่งน้ำมันผ่านช่องแคบฮอร์มุซยังมีอยู่ ราคาน้ำมันจึงยังมีทิศทางที่ผันผวน

ราคาน้ำมันดิบโลกที่ปรับสูงขึ้นผลักดันส่วนต่างราคาน้ำมันสำเร็จรูป (Refining Premium) ให้เพิ่มขึ้นในอัตราเร่ง สะท้อนจากค่าการกลั่นรวมที่ตลาดสิงคโปร์ (Singapore GRM) ช่วง 4 เดือนแรกของปี 2569 เพิ่มขึ้นก้าวกระโดดสู่ระดับเฉลี่ย 23.2 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล จากเฉลี่ยเพียง 7.5 ดอลลาร์สหรัฐในปี 2568 ผลจากราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปโดยเฉพาะดีเซลเร่งขึ้นเร็วกว่าราคาน้ำมันดิบดูไบ (+34.0% จากค่าเฉลี่ยปี 2568) อย่างมีนัยสำคัญ โดยราคาน้ำมันดีเซล ณ ตลาดสิงคโปร์เฉลี่ยที่ 135.1 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล เพิ่มขึ้น 57.8% เมื่อเทียบกับค่าเฉลี่ยปี 2568 ขณะที่ราคาน้ำมันเบนซินเฉลี่ย 106.4 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล เพิ่มขึ้น 35.7% จากค่าเฉลี่ยปี 2568 จึงหนุนความสามารถในการทำกำไรของธุรกิจโรงกลั่นเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญในช่วงต้นปีที่ผ่านมา

ธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันของไทยในช่วงไตรมาสแรกของปี 2569 ได้อานิสงส์จากความต้องการใช้ในประเทศเพิ่มขึ้นต่อเนื่อง เป็นผลจาก (1) การส่งออกสินค้าอุตสาหกรรมขยายตัวดีในกลุ่มสินค้าอิเล็กทรอนิกส์ ผลจากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นในตลาดโลก (2) ปริมาณการสัญจรทางอากาศทั้งในประเทศและระหว่างประเทศเพิ่มขึ้น 7.4% YoY โดยการขนส่งผู้โดยสารเพิ่มขึ้น 6.7% YoY และปริมาณขนส่งสินค้าทางอากาศเพิ่มขึ้น 8.0% YoY และ (3) ผู้ใช้น้ำมันเร่งกักตุนน้ำมันสำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์บางส่วน เพื่อลดความเสี่ยงจากน้ำมันสำเร็จรูปขาดแคลน ท่ามกลางราคาที่ปรับสูงขึ้นรวดเร็ว (น้ำมันดิบดูไบแตะระดับสูงสุด 137.8 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลเมื่อ 19 มีนาคม) ผลจากอุปทานน้ำมันในตลาดโลกตึงตัวขึ้นจากการปิดช่องแคบฮอร์มุซ ทำให้โรงกลั่นในตะวันออกกลางไม่สามารถส่งออกน้ำมันสําเร็จรูปได้ตามปกติ ขณะที่โรงกลั่นในเอเชียบางแห่งระงับการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูปบางส่วน ปัจจัยข้างต้นมีผลให้ค่าการกลั่นของไทยปรับสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับสถานการณ์โดยรวม สรุปได้ดังนี้
 

• ความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้น 4.9% YoY (153.5 ล้านลิตรต่อวัน) โดยเฉพาะเดือนมีนาคมเร่งตัวถึง 12.3% YoY ทั้งนี้ ความต้องการใช้น้ำมันดีเซลอยู่ที่ 74.2 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้น 5.1% YoY น้ำมันกลุ่มเบนซิน 33.2 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้น 6.3% YoY น้ำมันเตา 6.1 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้น 13.9% YoY และน้ำมันเครื่องบิน 20.3 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้น 4.3% YoY (ภาพที่ 11)

• ปริมาณการผลิตน้ำมันสำเร็จรูปอยู่ที่ 185.9 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้น 2.2% YoY เป็นการเพิ่มของการผลิตน้ำมันเกือบทุกประเภท (ภาพที่ 12) โดยการผลิตน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 36.5 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้น 0.2% YoY น้ำมันดีเซล 76.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้น 4.9% YoY น้ำมันเตา 13.4 ล้านลิตรต่อวัน ลดลง 5.4% YoY และน้ำมันเครื่องบิน 21.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้น 1.6% YoY 

• ปริมาณส่งออกน้ำมันสำเร็จรูปลดลง -15.7% YoY (20.2 ล้านลิตรต่อวัน) ผลจากภาครัฐใช้มาตรการจำกัดการส่งออกผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปอย่างเข้มงวด เพื่อรักษาเสถียรภาพของอุปทานในประเทศ ส่งผลให้ปริมาณส่งออกน้ำมันเบนซินลดลง -35.7% YoY โดยอยู่ที่ 274 ล้านลิตร ขณะที่น้ำมันดีเซลลดลง-13.0% YoY ที่ 794.4 ล้านลิตร อย่างไรก็ตาม การส่งออกน้ำมันเครื่องบินเพิ่มขึ้น 31.9% YoY

• ค่าการกลั่น (Gross refinery margin) ไตรมาสแรกอยู่ที่ระดับเฉลี่ย 3.8 บาทต่อลิตร ผลจากราคาน้ำมันสำเร็จรูป (เช่น น้ำมันอากาศยาน และน้ำมันดีเซล) เพิ่มขึ้นทันทีตามกลไกตลาด ส่วนต้นทุนน้ำมันที่ใช้ในการผลิตยังเป็นราคาก่อนเกิดเหตุการณ์ขัดแย้ง ส่งผลให้ค่าการกลั่นเพิ่มขึ้นจาก 2.2 บาทต่อลิตรในเดือนมกราคมเป็น 7.2 บาทต่อลิตรเดือนมีนาคม (สูงกว่าค่าเฉลี่ยปี 2568 ที่ 2.0 บาทต่อลิตร ขณะที่เดือนเมษายนอยู่ที่ 11.8 บาทต่อลิตร และลดลงเป็น 6.1 บาทต่อลิตรในเดือนพฤษภาคม) จึงส่งผลเชิงบวกต่อผลประกอบการของธุรกิจโรงกลั่น

แนวโน้มอุตสาหกรรม

 

ปี 2569 ช่วงครึ่งปีแรก ธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันได้อานิสงส์จากราคาน้ำมันดิบโลกที่ทะยานขึ้น (ราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ย 82.7 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล) หนุนราคาน้ำมันสำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมปรับสูงขึ้นตาม มีผลให้ค่าการกลั่นเฉลี่ย (GRM) เพิ่มขึ้นเป็น 5.8 บาทต่อลิตร เทียบกับ 1.6 บาทต่อลิตรในช่วงเดียวกันปี 2568 ขณะที่ครึ่งปีหลัง แม้สถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลางมีทิศทางคลี่คลายลงเมื่อเทียบกับช่วงครึ่งแรกของปี หลังมีการลงนามในสัญญาสันติภาพ ทำให้อุปทานน้ำมันดิบที่เคยหายไปในช่วงเกิดความขัดแย้งมีแนวโน้มเริ่มทยอยกลับสู่ตลาดอีกครั้ง รวมถึงอุปทานน้ำมันจากอิหร่านที่อาจเร่งการส่งออกเพื่อสร้างรายได้ หลังสหรัฐฯ ยกเลิกมาตรการคว่ำบาตรการขายน้ำมันของอิหร่านในช่วง 22 มิถุนายน – 21 สิงหาคม 2569) และผ่อนคลายมาตรการคว่ำบาตรน้ำมันจากรัสเซียเป็นการชั่วคราว โดยอุปทานที่เพิ่มขึ้นกดดันให้ราคาน้ำมันดิบปรับลดอย่างรวดเร็ว (ณ 25 มิถุนายน ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 79.5 ดอลลาร์ต่อบาร์เรลใกล้เคียงช่วงก่อนเกิดสงคราม) อย่างไรก็ตาม สถานการณ์ได้กลับมาตึงเครียดขึ้นอีก จากการสู้รบระหว่างสหรัฐฯ และอิหร่านที่ยังคงเกิดขึ้นเป็นระยะ จึงคาดว่า สถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลางยังคงมีโอกาสที่จะเกิดขึ้นต่อไปได้อีก และอาจทำให้กระบวนการขนส่งน้ำมันผ่านช่องแคบฮอร์มุสยังเผชิญภาวะตัดขัดได้ในบางช่วง ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบและราคาน้ำมันสำเร็จรูปโดยรวมยังมีทิศทางผันผวนค่อนข้างสูง แม้ว่าจะอยู่ในทิศทางขาลงเมื่อเทียบกับช่วงครึ่งปีแรก  

ความต้องการใช้น้ำมันในประเทศปี 2569 จะถูกจำกัดจากทิศทางเศรษฐกิจไทยมีแนวโน้มเติบโตช้าลงที่ 1.9% เทียบกับ 2.4% ปี 2568 โดยการบริโภคภาคเอกชนยังคงถูกกดดันจากภาระหนี้ครัวเรือนสูง (86.7% ของ GDP ณ สิ้นปี 2568) ด้านภาคท่องเที่ยวฟื้นตัวช้าลง ส่วนหนึ่งเป็นผลจากเศรษฐกิจโลกชะลอตัว (IMF คาด GDP โลกปี 2569 จะเติบโต 2.5% เทียบกับ 3.2% ปี 2568) ส่งผลให้นักท่องเที่ยวต่างชาติเข้ามาไทยลดลง (ครึ่งปีแรก ลดลง -2.3% YoY และคาดว่าทั้งปีจะลดลง -1.5% จากปี 2568) ซึ่งจะลดทอนความต้องการใช้น้ำมันในภาคขนส่งระดับหนึ่ง ทั้งนี้ วิจัยกรุงศรีคาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบปี 2569 จะเฉลี่ย 85-90 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล เทียบกับ 68.3 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลปี 2568 ขณะที่ความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปจะทรงตัวหรือเพิ่มขึ้น 1.0% จากปี 2568 ด้านค่าการกลั่นจะอยู่ที่ระดับเฉลี่ย 3.0-4.0 บาทต่อลิตร โดยช่วงไตรมาส 2 และ 3 โรงกลั่นบางแห่งอาจมีผลขาดทุนจากสต๊อกน้ำมัน (Stock loss) อันเป็นผลจากราคาน้ำมันดิบที่ปรับลดลงหลังความขัดแย้งเริ่มจะคลี่คลายเป็นระยะ (ภาพที่ 13) ขณะที่โรงกลั่นต้องสำรองน้ำมันในช่วงที่ราคาอยู่ในระดับสูง ตามปริมาณที่กฏหมายกำหนดเพื่อรักษาความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ

ปี 2570 และ 2571 กรณีการขนส่งน้ำมันผ่านช่องแคบฮอร์มุซดำเนินการได้ตามปกติ คาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบจะทยอยปรับลดลงโดยอยู่ที่ระดับเฉลี่ย 75-80 และ 70-75 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยมีปัจจัยหนุนให้อุปทานน้ำมันทยอยเข้าสู่ตลาดโลกมากขึ้น ได้แก่ การที่สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE) ซึ่งเป็นผู้ผลิตน้ำมันรายใหญ่อันดับ 3 ของกลุ่ม OPEC และอันดับ 8 ของโลก คิดเป็นสัดส่วน 4% ของอุปทานโลก อีกทั้งยังสามารถเพิ่มกำลังการผลิตได้ทันทีราว 1 ล้านบาร์เรลต่อวัน ได้ประกาศลาออกจากการเป็นสมาชิกกลุ่ม OPEC (มีผล 1 พฤษภาคม 2569) ซึ่งจะทำให้ UAE สามารถผลิตและส่งออกน้ำมันได้อย่างเป็นอิสระ จึงคาดว่า UAE จะเร่งขยายการส่งออกน้ำมันเพื่อชิงส่วนแบ่งตลาด นอกจากนี้ อาจมีสต็อกน้ำมันดิบคงค้างที่สะสมในช่วงที่ช่องแคบฮอร์มุซ (Hormuz overhang) ถูกปิดทยอยออกสู่ตลาดต่อเนื่อง อุปทานน้ำมันที่มีแนวโน้มปรับเพิ่มขึ้นดังกล่าว กดดันให้ราคาน้ำมันมีทิศทางปรับลดลง

อุปสงค์น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศมีแนวโน้มฟื้นตัวอย่างค่อยเป็นค่อยไปเฉลี่ย 1.0-2.0% ต่อปี (ภาพที่ 14) โดยปัจจัยหนุนการใช้น้ำมันจะมาจาก (1) เศรษฐกิจไทยมีแนวโน้มเติบโตที่ระดับ 1.9-2.3% ต่อปี เทียบกับค่าเฉลี่ย 2.6% ต่อปีในช่วงปี 2565-2568 (2) ภาคท่องเที่ยวฟื้นตัวต่อเนื่อง โดยจำนวนนักท่องเที่ยวต่างชาติมาไทยจะเพิ่มขึ้นสู่ระดับ 35.5 ล้านคนภายในปี 2571 จาก 32.5 ล้านคนปี 2569 หนุนการใช้น้ำมันเพื่อการเดินทาง แม้จะยังคงต่ำกว่าระดับในช่วงก่อนวิกฤต COVID-19 ซึ่งนักท่องเที่ยวต่างชาติอยู่ที่ 39.9 ล้านคน และ (3) การเติบโตของภาคการค้าออนไลน์ในช่วงปี 2568-2573 เฉลี่ย 5.1% ต่อปี (ที่มา: Statista) หนุนความต้องการใช้น้ำมันเพื่อขนส่งสินค้าเชิงพาณิชย์ 

อย่างไรก็ตาม ปัจจัยจำกัดการเพิ่มขึ้นของความต้องการใช้น้ำมันมาจาก (1) ความนิยมใช้รถยนต์ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นต่อเนื่อง โดย ณ สิ้นปี 2568 ที่ผ่านมาพบว่ายอดจดทะเบียนรถยนต์ไฟฟ้าที่ใช้พลังงานจากแบตเตอรี่ (BEV) มีอัตราการเติบโตถึง 72.3% จากปี 2567 ขณะที่ล่าสุดเดือนพฤษภาคม 2569 มียอดจดทะเบียนสะสมอยู่ที่ 3.7 แสนคัน เพิ่มขึ้นจาก 0.9 แสนคันปี 2566 และ (2) นโยบายลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emissions) ที่ตั้งเป้าหมายในปี 2593 ทำให้ภาครัฐกำหนดแนวทางทยอยลดการใช้น้ำมัน (อาทิ ปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลให้ B7 เป็นน้ำมันพื้นฐาน และ B20 เป็นน้ำมันทางเลือกสำหรับผู้ประกอบการขนส่ง ภาคเกษตรและประมง ส่วนกลุ่มเบนซินกำหนดให้แก๊สโซฮอล์ 95 หรือแก๊สโซฮอล์ E20 เป็นน้ำมันพื้นฐาน และมีแผนยกเลิกจำหน่ายแก๊สโซฮอล์ 91 นอกจากนี้ ยังมีการส่งเสริมให้ใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ (เอทานอล) ในการผลิตเชื้อเพลิงอากาศยานยั่งยืน (Sustainable Aviation Fuel : SAF) และน้ำมันเตากำมะถันต่ำที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ (B24 VLSFO) สำหรับเรือขนส่งสินค้าระหว่างประเทศ) ปัจจัยข้างต้นทำให้ความต้องการใช้น้ำมันดีเซลจะเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 1.0-2.0% ต่อปี ขณะที่การใช้น้ำมันเบนซีนมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 1.5-2.5% ต่อปี ด้านความต้องการใช้น้ำมันจะเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 1.0-2.0% ต่อปี ส่วนค่าการกลั่นจะอยู่ที่ระดับเฉลี่ย 2.0-3.0 บาทต่อลิตร

ทั้งนี้ หากความขัดแย้งในภูมิภาคตะวันออกกลางกลับมาปะทุรุนแรงขึ้นอีก หรือไม่สามารถหาข้อยุติได้ ผลประกอบการของโรงกลั่นอาจถูกกดดันจากต้นทุนที่สูงขึ้นโดยเฉพาะจาก War premium ซึ่งแม้ค่าการกลั่นจะปรับสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ แต่การส่งผ่านราคาไปสู่ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปอาจทำได้จำกัดจากทิศทางเศรษฐกิจไทยที่มีอัตราการเติบโตไม่สูงนัก ซึ่งหากต้นทุนน้ำมันดิบมีอัตราการเพิ่มขึ้นเร็วกว่าราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป ส่วนต่างค่าการกลั่นจะปรับแคบลง (Margin compression) ส่งผลให้ความสามารถในการทำกำไรของโรงกลั่นอาจลดลงมาก

ผู้ประกอบการโรงกลั่นมีแนวโน้มลงทุนพัฒนาและปรับปรุงโรงกลั่นอย่างต่อเนื่อง เพื่อให้สามารถรองรับน้ำมันดิบจากแหล่งผลิตที่หลากหลาย รวมถึงเพิ่มความยืดหยุ่นในการจัดหาแหล่งน้ำมันดิบจากหลายภูมิภาค (อาทิ แอฟริกาตะวันตกและสหรัฐฯ) เพื่อปรับแผนจัดหาน้ำมันได้อย่างรวดเร็ว และเพิ่มความมั่นคงของแหล่งน้ำมันดิบให้แก่ประเทศอีกทางหนึ่ง รวมถึงการพัฒนาโครงการพลังงานสะอาด (Clean energy) หรือปรับเป็นโรงกลั่นชีวภาพ (Biorefinery) โดยผลิตผลิตภัณฑ์ที่เป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมและมีมูลค่าสูงขึ้น โดยเฉพาะการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยานชีวภาพ (SAF-Sustainable Aviation Fuel) ซึ่งภายใต้ Oil Plan และ AEDP ฉบับใหม่อาจกำหนดให้เพิ่มการใช้ SAF ในเครื่องบินเป็น 1% ภายในปี 2570 (สหภาพยุโรป (EU) กำหนดให้สายการบินที่บินเข้ายุโรปใช้น้ำมัน SAF 3% ในปี 2568 และจะเพิ่มเป็น 15-50% ภายในปี 2593

ปัจจัยท้าทายของอุตสาหกรรม มาจาก (1) ปัญหาความขัดแย้งเชิงภูมิรัฐศาสตร์ที่ยังคงมีอยู่ (สหรัฐฯ-อิสราเอล-อิหร่าน และรัสเซีย-ยูเครน) โดยอาจยกระดับความรุนแรงขึ้นเป็นระยะ ส่งผลให้ตลาดน้ำมันดิบโลกมีความเสี่ยงด้านอุปทานและเส้นทางการขนส่ง อาจกระทบการจัดหาน้ำมันของไทยซึ่งนำเข้าน้ำมันจากภูมิภาคนี้ประมาณ 60% ของปริมาณน้ำมันดิบนำเข้าทั้งหมด (2) เศรษฐกิจไทยมีทิศทางฟื้นตัวช้า ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นจำกัด และ (3) ภาระต้นทุนที่เพิ่มขึ้น จากการลงทุนต่อเนื่องเพื่อรักษาความปลอดภัยของระบบการผลิต และการปฏิบัติตามมาตรฐานด้านสิ่งแวดล้อม รวมถึงการพัฒนาเทคโนโลยีเพื่อรองรับความต้องการพลังงานในอนาคต