PTTEP – 3Q68: กำไรต่ำกว่าคาดเล็กน้อยเพราะ ASP ต่ำกว่าคาด

ปริมาณการขายสูงขึ้นจากสินทรัพย์ใหม่และการปิดซ่อมบำรุงน้อยลง ปริมาณการขายใน 3Q68 อยู่ที่ 510kBOED เพิ่มขึ้น 7.5% YoY และ 1.1% QoQ ดีกว่าคาดเล็กน้อย ซึ่งเป็นผลมาจากการเข้าซื้อหุ้น 50% ในแปลง A-18 ของพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (MTJDA) ในอ่าวไทย และการปิดซ่อมบำรุงน้อยลง อย่างไรก็ตาม การเรียกรับก๊าซที่ลดลงจากโรงแยกก๊าซ (GSP) ของ PTT ส่งผลกระทบต่อปริมาณการผลิตจากแหล่งเดิม เนื่องจากมีการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนนานกว่าคาด ด้วยปริมาณน้ำมันที่ลดลงจากโครงการในแอลจีเรียและตะวันออกกลาง ยอดขายผลิตภัณฑ์เหลวจึงลดลง 10.8% QoQ และคิดเป็นสัดส่วน 26% ลดลงจาก 29% ใน 2Q68

สัดส่วนน้ำมันที่ลดลงส่งผลกระทบต่อ ASP ใน 3Q68 ASP ลดลง 8.3% YoY และ 1.9% QoQ สู่ระดับต่ำสุดในรอบ 4 ปีที่ US$43.17/BOE ซึ่งเป็นผลมาจากการมีสัดส่วนการขายผลิตภัณฑ์เหลวลดลงแม้ว่าราคาน้ำมันปรับตัวสูงขึ้น ราคาก๊าซยังคงทรงตัวอยู่ที่ US$5.8/mmbtu ขณะที่ต้นทุนต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 1.4% QoQ มาอยู่ที่ US$31.52/BOE จากค่าใช้จ่ายในการบริหารและค่าใช้จ่ายในการสำรวจที่เพิ่มขึ้นซึ่งหลักๆ เกิดจากค่าที่ปรึกษาที่เกี่ยวข้องกับการซื้อสินทรัพย์และการศึกษาคลื่นไหวสะเทือน EBITDA margin ยังแข็งแกร่งที่ 70% ซึ่งสอดคล้องกับเป้าหมายระยะยาว

แนวโน้ม 4Q68 ผู้บริหารตั้งเป้าปริมาณการขายปี 2568 เพิ่มขึ้นเป็น 510-515kBOED โดยรวมสินทรัพย์ใหม่ (การเข้าถือหุ้น 50% ในแปลง A-18 ของพื้นที่ MTJDA) เทียบกับ 489kBOED ในปี 2567 ซึ่งบ่งชี้ว่าปริมาณการขายใน 4Q68 จะเติบโตอย่างแข็งแกร่งที่ 6−10% QoQ มาอยู่ที่ 540−560kBOED ซึ่งน่าจะเป็นไปได้โดยได้แรงหนุนจากการรับรู้ปริมาณการขายเต็มไตรมาสจากแปลง A-18 (17kBOED) และการขนถ่ายน้ำมันจากโครงการในตะวันออกกลางและแอฟริกาเพิ่มมากขึ้น ASP ยังคงเป็นความเสี่ยงหลักท่ามกลางราคาน้ำมันที่อ่อนแอ ขณะที่คาดว่าราคาก๊าซจะทรงตัวอยู่ที่ ~US$5.7±/mmbtu ซึ่งลดลงเล็กน้อยหลังจากการปรับราคาก๊าซครั้งล่าสุดในเดือนต.ค. 2568 ซึ่งน่าจะส่งผลกระทบเพียงเล็กน้อยต่อราคาเฉลี่ยทั้งปีที่ US$5.8/mmbtu ต้นทุนต่อหน่วยน่าจะลดลง QoQ จากผลของปริมาณการผลิตที่เพิ่มขึ้นและไม่มีค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นครั้งเดียว เช่น ค่าที่ปรึกษาสำหรับการซื้อสินทรัพย์ เกิดขึ้นอีก

คงราคาเป้าหมายไว้ที่ 147 บาท เนื่องจากกำไรสุทธิสะสม 9M68 คิดเป็น 70% ของประมาณการกำไรสุทธิทั้งปีของเรา ดังนั้นเราจึงคงประมาณการกำไรสุทธิปี 2568 ไว้เช่นเดิม นอกจากนี้เรายังคงราคาเป้าหมาย (กลางปี 2569) ไว้ที่ 147 บาท ซึ่งคิดเป็น PBV (ปี 2569) ที่ 1 เท่า เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP เพราะราคาหุ้นมี discount ที่น่าสนใจเมื่อเทียบกับราคาเป้าหมายที่ประเมินได้ด้วยวิธี DCF และงบดุลแข็งแกร่ง โดยมีอัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุนเพียง 0.1 เท่า (ดู Figure 6: สำหรับความอ่อนไหวของราคาเป้าหมายและกำไรต่อราคาน้ำมัน)

ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยสูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด

3Q25: Slight miss on lower ASP

3Q25 net profit was Bt12.7bn (-28.9% YoY, -6.1% QoQ), below estimates on lower ASP and higher unit cost than expected. Core profit was Bt12.1bn, falling 33% YoY and 13% QoQ due to lower ASP and THB appreciation, partly offset by higher sales volume (+7.5% YoY, +1.1% QoQ). 9M25 profit was Bt42.8bn (70% of full-year forecast), down 29.3% YoY due to lower ASP and THB appreciation. Nonetheless, we expect our 2025 earnings projection will be achievable on sales volume growth in 4Q25 and stable gas prices at US$5.7/mmbtu. We maintain OUTPERFORM with DCF-based TP of Bt147 based on LT Brent oil price of US$64.

Higher sales volume on new assets and less maintenance. 3Q25 sales volume was 510kBOED, rising 7.5% YoY and 1.1% QoQ, slightly better than expected. This was due to the newly acquired 50% stake in MTJDA Block A-18 in the Gulf of Thailand and fewer maintenance shutdowns. At the same time, lower gas nominations from PTT’s gas separation plants (GSPs) weighed on existing field output as their planned shutdowns were longer than expected. With less oil loading from projects in Algeria and the Middle East, sales of liquid product fell 10.8% QoQ and accounted for 26%, down from 29% in 2Q25.

Lower oil portion hit ASP in 3Q25. ASP fell 8.3% YoY and 1.9% QoQ to a four-year low of US$43.17/BOE on lower liquid mix, despite higher oil price. Gas prices remain stable at US$5.8/mmbtu, but unit cost edged up 1.4% QoQ to US$31.52/BOE on higher G&A and exploration expenses caused by consulting fees related to asset acquisitions and a seismic study. EBITDA margin remains solid at 70%, consistent with long-term targets.

4Q25F guidance. Management targets a rise in 2025 sales volume to 510-515kBOED, including the new asset (50% interest in MTJDA Block A-18) from 489kBOED in 2024. This implies strong sales volume growth of 6-10% QoQ in 4Q25 to 540-560kBOED, which should be achievable on a full-quarter contribution from Block A-18 (17kBOED) and more oil loading of projects in the Middle East and Africa. ASP remains the key risk amid weak oil prices, while gas prices are expected to hold at ~US$5.7±/mmbtu, a slight decline after the latest gas price adjustment in Oct 2025. This should have minimal impact on the full-year average of US$5.8/mmbtu. Unit cost is also expected to ease QoQ due to volume impact and absence of non-recurring expenses like consulting fees for acquisitions.

TP maintained at Bt147. With 9M25 cumulative net profit at 70% of our full-year forecast, we leave our 2025F unchanged. We also keep TP (mid-2026) at Bt147, implying PBV (2026) of 1x. We stay OUTPERFORM on the tempting discount to DCF valuation and healthy balance sheet with net D/E of only 0.1x. (See Figure 6: for sensitivity of TP and earnings to oil price.)

Risk factors: 1) Volatile crude oil price, 2) higher unit cost, 3) asset impairment and 4) regulatory changes on GHG emissions. Key ESG risk factors are the environmental impact of its business and adapting to transition to clean energy.

Download PDF Click > PTTEP251031_E.pdf