NatGas พุ่งแรง! จับตาความเสี่ยงฤดูหนาว

ราคาก๊าซธรรมชาติทั้งสองฝั่งมหาสมุทรแอตแลนติกกำลังปรับตัวขึ้นอย่างรวดเร็ว แม้แรงขับเคลื่อนจากปัจจัยพื้นฐานจะแตกต่างกัน

ขณะที่ตลาดสหรัฐฯ กำลังตอบรับต่อ คลื่นความร้อนที่เกิดขึ้นในปัจจุบัน ยุโรปกำลังเผชิญกับความกังวลที่เพิ่มขึ้นเกี่ยวกับ อุปทานก๊าซธรรมชาติ ก่อนเข้าสู่ฤดูทำความร้อนที่กำลังจะมาถึง

แม้ว่าราคาก๊าซธรรมชาติในสหรัฐฯ และยุโรปจะยังอยู่คนละขั้วเมื่อพิจารณาจากผลตอบแทนตั้งแต่ต้นปี แต่ในช่วงที่ผ่านมา เรากลับเห็นราคาปรับตัวขึ้นอย่างรวดเร็วทั้งสองฝั่งของมหาสมุทรแอตแลนติก

Source: XTB

ยุโรป: แข่งกับเวลาเติมก๊าซ และความเสี่ยงที่ราคาอาจพุ่งแตะ 100 ยูโร

ตลาดยุโรปกำลังได้รับแรงกดดันอย่างมากจากความกังวลเกี่ยวกับสมดุลของเชื้อเพลิงในช่วงฤดูหนาว ปัจจุบันระดับก๊าซในคลังสำรองของสหภาพยุโรปอยู่ที่เพียงประมาณ 63–64% ซึ่งต่ำกว่าค่าเฉลี่ย 5 ปีที่ 81% อย่างมีนัยสำคัญ และยังต่ำกว่าระดับต่ำสุดในรอบ 5 ปีอีกด้วย

นักวิเคราะห์ประเมินว่า ก่อนเข้าสู่ฤดูหนาว ระดับก๊าซในคลังอาจเติมได้สูงสุดเพียงประมาณ 70% ซึ่งเพิ่มความเสี่ยงว่าปริมาณสำรองอาจลดลงต่ำกว่า 20% เมื่อสิ้นสุดฤดูหนาว

อย่างไรก็ตาม ยังต้องไม่ลืมว่าสถานการณ์ด้านอุปทานในปัจจุบันยังดีกว่าช่วงวิกฤตพลังงานครั้งก่อนของยุโรปอยู่เล็กน้อย

ในปี 2021 ซึ่งเป็นช่วงที่ปัญหาอุปทานจากรัสเซียเริ่มต้นขึ้น ยุโรปยังสามารถเติมก๊าซเข้าสู่คลังสำรองได้ถึง 77%

ขณะที่ในปี 2022 หลังจากสิ้นสุดฤดูทำความร้อนด้วยระดับก๊าซสำรองที่ต่ำมาก โดยลดลงมาเหลือเพียง 25% ยุโรปสามารถเติมก๊าซกลับเข้าสู่คลังได้ถึง 95% ในที่สุด เนื่องจากมีการเติมก๊าซในระดับสูงเพิ่มเติมในช่วงเดือนตุลาคม

ระดับการเติมก๊าซในคลังสำรองของยุโรป
Source: Bloomberg Finance LP

สถานการณ์ในปัจจุบันถูกซ้ำเติมด้วยความตึงเครียดในตะวันออกกลางและสภาพอากาศที่ไม่เอื้ออำนวย การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RES) ที่ลดลง โดยส่วนหนึ่งเกิดจาก ฝุ่นซาฮาราที่บดบังแสงอาทิตย์และจำกัดการผลิตไฟฟ้าจากโซลาร์เซลล์ในเยอรมนีและยุโรปตอนใต้ ส่งผลให้ภาคพลังงานต้องหันมาใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น

เพื่อให้ยุโรปสามารถแข่งขันกับเอเชียในการแย่งซื้อ LNG จากสหรัฐฯ ได้ ราคาก๊าซในยุโรปอาจพุ่งขึ้นสูงถึง 90–120 ยูโร/MWh ในช่วงฤดูหนาวนี้

ระดับราคาดังกล่าวยังไม่สะท้อนให้เห็นอย่างชัดเจนใน Forward Structure ของตลาดก๊าซในปัจจุบัน แต่ในขณะเดียวกัน ส่วนต่างระหว่างสัญญาก๊าซ Winter และ Summer สำหรับปี 2027 กำลังขยับขึ้นสู่ระดับสูงสุดนับตั้งแต่ปี 2022

อย่างไรก็ตาม หากไม่นับปี 2021 และ 2022 ราคาปัจจุบันยังสูงกว่าระดับในช่วงหลายปีก่อนหน้าถึงประมาณ 20–30 ยูโร/MWh

โครงสร้างราคาในตลาดล่วงหน้า (Forward Structure) ยังคงอยู่ในภาวะ Backwardation อย่างชัดเจนหลังผ่านฤดูหนาวไปแล้ว อย่างไรก็ตาม สิ่งที่ต้องเน้นย้ำคือ Forward Structure ในปัจจุบันยังไม่ได้สะท้อนความกังวลว่าราคาอาจปรับตัวขึ้นไปแตะระดับประมาณ 100 ยูโร/MWh

Source: Bloomberg Finance LP, XTB

สหรัฐฯ: คลื่นความร้อนปะทะการผลิตที่ทำสถิติสูงสุด

สำหรับสหรัฐฯ อุณหภูมิที่อยู่ในระดับสูงกำลังเป็นแรงกระตุ้นให้เกิดแรงซื้อ โดยดัชนี Cooling Degree Days (CDD) ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างชัดเจน ส่งผลให้โรงไฟฟ้าต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติมากขึ้นเพื่อผลิตไฟฟ้าสำหรับระบบปรับอากาศ และทำให้คาดการณ์การเพิ่มขึ้นของปริมาณก๊าซในคลังรายสัปดาห์อยู่ที่เพียง 15 Bcf เทียบกับค่าเฉลี่ย 5 ปีที่ 33 Bcf

อย่างไรก็ตาม ศักยภาพการเติบโตของราคาก๊าซธรรมชาติสหรัฐฯ ในระยะยาวยังคงเผชิญแนวต้านที่แข็งแกร่ง การผลิต Associated Gas ใน Permian Basin ที่อยู่ในระดับสูงมาก รวมถึงการขยายโครงสร้างพื้นฐานด้านการขนส่งก๊าซ เช่น Hugh Brinson Pipeline ยังคงช่วยรักษาระดับก๊าซในคลังให้อยู่ในระดับสูง และทำให้ราคาปรับตัวขึ้นเหนือ 3.00 ดอลลาร์/MMBtu อย่างยั่งยืนได้ยาก

จำนวน Cooling Degree Days (CDD) ในสหรัฐฯ สูงกว่าช่วงปกติในรอบ 5 ปีอย่างมีนัยสำคัญ สะท้อนว่าในช่วงเวลาที่อุณหภูมิควรเริ่มลดลง กลับยังคงอยู่ในระดับสูง

Source: Bloomberg Finance LP

ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติยังคงแกว่งตัวอยู่เหนือค่าเฉลี่ย 5 ปี ขณะที่แนวโน้มบ่งชี้ว่าอุปสงค์จะค่อย ๆ ชะลอลงเมื่อเข้าสู่ช่วงต้นเดือนตุลาคม

Source: Bloomberg Finance LP, XTB

ปริมาณก๊าซธรรมชาติคงคลังในสหรัฐฯ ชะลอการเพิ่มขึ้นเล็กน้อยในช่วงที่ผ่านมา ซึ่งช่วยสนับสนุนการฟื้นตัวของราคาไปสู่ระดับ 3 ดอลลาร์/MMBtu

Source: Bloomberg Finance LP, XTB

Futures Structure: ความร้อนแรงระยะสั้น แต่แนวโน้มระยะยาวยังสงบ

โครงสร้างราคาสัญญาซื้อขายล่วงหน้า (Futures Curve) แสดงให้เห็นความแตกต่างอย่างชัดเจนระหว่าง ความตึงตัวของตลาดในปัจจุบัน กับ มุมมองของตลาดในระยะยาว

• TTF (ยุโรป): ตลาดอยู่ในภาวะ Backwardation อย่างชัดเจน โดยราคาปัจจุบันและสัญญาฤดูหนาวที่ใกล้ที่สุดอยู่ที่ประมาณ 65–68 ยูโร/MWh ก่อนจะลดลงอย่างมากในสัญญาปีถัด ๆ ไป โดยราคาในช่วงปี 2027–2028 ลดลงมาอยู่ที่ 30–40 ยูโร/MWh และในปี 2030 มีแนวโน้มอยู่ที่ประมาณ 20–25 ยูโร/MWh

  ภาพดังกล่าวสะท้อนว่านักลงทุนกำลังจ่าย Premium ค่อนข้างสูงเพื่อแลกกับความมั่นคงด้านอุปทาน “ในปัจจุบัน” แต่คาดว่าตลาดจะค่อย ๆ กลับเข้าสู่ภาวะมีเสถียรภาพมากขึ้นในอนาคต

  นอกจากนี้ ยังมีประเด็นสำคัญคือ ตลาดยังไม่ได้สะท้อนความกังวลอย่างชัดเจนว่าปัญหาขาดแคลนก๊าซอาจเกิดขึ้นในฤดูหนาวนี้ แม้ว่าราคาปัจจุบันจะยังอยู่ในระดับสูงกว่าในช่วงหลายปีที่ผ่านมา หากไม่นับปี 2021 และ 2022

• Henry Hub (สหรัฐฯ): โครงสร้างราคายังคงสะท้อน Seasonality แบบดั้งเดิม โดยราคาสูงสุดจะอยู่ในช่วงฤดูหนาว และสัญญาเดือนมกราคมในปี 2027 และ 2028 ขึ้นไปอยู่ที่ประมาณ 4.00–4.70 ดอลลาร์/MMBtu

  ขณะเดียวกัน สัญญาที่ใกล้ที่สุดยังคงถูกกดดันจากอุปทานภายในประเทศที่อยู่ในระดับสูง อย่างไรก็ตาม เมื่อเทียบกับ Futures Curve เมื่อหนึ่งเดือนก่อน ราคาสัญญาระยะสั้นได้ปรับตัวสูงขึ้น สะท้อนความต้องการใช้ก๊าซที่เพิ่มขึ้นในปัจจุบัน

  ในทางกลับกัน ราคาสัญญาฤดูหนาวกลับปรับตัวลง โดยสัญญาเดือนมกราคมลดลงจากประมาณ 4.20 ดอลลาร์ เหลือ 4.00 ดอลลาร์/MMBtu ซึ่งสะท้อนว่าตลาดยังไม่ได้มองว่าความตึงตัวของอุปทานในระยะสั้นจะลุกลามไปสู่ช่วงฤดูหนาว

โครงสร้างราคา Forward และการเปลี่ยนแปลงเมื่อเทียบกับเมื่อหนึ่งเดือนก่อน สะท้อนว่า ความต้องการใช้ก๊าซในปัจจุบันกำลังเพิ่มขึ้น ขณะที่ตลาดมีความคาดหวังลดลงเกี่ยวกับการใช้ก๊าซในระดับสูงในช่วงฤดูหนาว

ปัจจัยดังกล่าวอาจเป็นผลจากการคาดการณ์ว่า El Niño จะทำให้ความต้องการใช้ก๊าซในช่วงฤดูหนาวลดลง

Gas prices return to increases

แม้ว่าปัจจัยพื้นฐานของตลาดก๊าซธรรมชาติในสหรัฐฯ และยุโรปจะแตกต่างกัน แต่สถานการณ์ในตะวันออกกลางและตลาด LNG ยังคงเป็นปัจจัยที่เชื่อมโยงตลาดก๊าซทั้งสองฝั่งเข้าด้วยกัน ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติปรับตัวขึ้นทั้งสองฝั่งของมหาสมุทรแอตแลนติก

Source: xStation5