PTTEP –2Q68: กำไรสุทธิสูงกว่าคาด; กำไรปกติเป็นไปตามคาด

การปิดซ่อมบำรุงน้อยลงช่วยหนุนให้ปริมาณการขายเพิ่มขึ้น ปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้น (+4.2% QoQ มาอยู่ที่ 505kBOED) ได้แรงหนุนจากการผลิตก๊าซในอ่าวไทยเพิ่มขึ้น (หลักๆ จากโครงการ G1/61 และ G2/61) ซึ่งเป็นผลมาจากการปิดซ่อมบำรุงน้อยลงเมื่อเทียบกับ 1Q68 ปริมาณการขายน้ำมันที่เพิ่มขึ้นจากโครงการในโอมานและแอลจีเรียก็ช่วยสนับสนุนปริมาณการขายด้วยเช่นกัน และส่งผลทำให้สัดส่วนปริมาณการขายผลิตภัณฑ์เหลวปรับเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 29% เทียบกับ 27% ใน 1Q68

ผลกระทบจากราคาน้ำมันที่ลดลงมีจำกัด สัดส่วนปริมาณการขายก๊าซที่เพิ่มขึ้นเป็น 71% ช่วยลดผลกระทบจากราคาน้ำมันที่ลดลงใน 2Q68 โดยส่งผลทำให้ ASP อยู่ที่ US$44.01/BOE ลดลงเพียง 3.8% QoQ เทียบกับราคาน้ำมันดิบดูไบที่ลดลง 13% ในขณะเดียวกัน ต้นทุนต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 10.2% YoY และ 1.1% QoQ เป็น US$31.1/BOE จากค่าเสื่อมราคาที่สูงขึ้นของโครงการใหม่ (G1/61 และ G2/61) แต่ได้รับการชดเชยบางส่วนจากค่าภาคหลวงที่ลดลง EBITDA margin ที่ 72.3% ยังคงอยู่ในกรอบเป้าหมายที่ 70-75%

เข้าลงทุนในสินทรัพย์ดำเนินงานในพื้นที่ยุทธศาสตร์ PTTEP ประกาศเข้าซื้อหุ้น 50% ในแปลง A-18 ในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (MTJDA) จาก Hess คิดเป็นมูลค่า US$450 ล้าน โดยราคาสุดท้ายมีแนวโน้มที่จะปรับลดลงมาอยู่ที่ US$413 ล้าน ดีลนี้ประเมินมูลค่าปริมาณสำรอง 2P (Proved & Probable) จำนวน 83 ล้าน BOE ได้ที่ US$5/BOE ซึ่งต่ำกว่าค่าเฉลี่ย 10 ปีของดีลในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่ US$8.4/BOE ค่อนข้างมาก แม้ว่าสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) ฉบับปัจจุบันจะหมดอายุในเดือนเม.ย. 2572 แต่ PTTEP เล็งเห็น upside จากโอกาสรต่อสัญญา PSC พื้นที่พัฒนาใหม่ และ synergy กับแปลง B-17 สินทรัพย์นี้จะทำให้ปริมาณการขายของ PTTEP ปรับเพิ่มขึ้น 17kBOED (3.3% ของปริมาณการขายปัจจุบัน) หากดำเนินการเต็มปี และสร้างกระแสเงินสดสุทธิได้ US$100 ล้าน/ปี ทั้งนี้ valuation ของเรายังได้รวมสินทรัพย์นี้เข้ามา เนื่องจากต้องรอความชัดเจนเกี่ยวกับการต่อสัญญา PSC และแผนพัฒนาก่อน

แนวโน้ม 3Q68 ผู้บริหารคาดว่าปริมาณการขายใน 3Q68 จะยังคงอยู่ที่ 505kBOED (ไม่รวมแปลง A-18) ปริมาณการขายน้ำมันที่ลดลงจะถูกชดเชยโดยความต้องการก๊าซที่เพิ่มขึ้น เนื่องจากราคาแข่งขันได้เมื่อเทียบกับ LNG นำเข้า ราคาน้ำมันน่าจะยังอยู่ในระดับทรงตัว หากไม่มีการเปลี่ยนแปลงทางภูมิรัฐศาสตร์ครั้งใหญ่ ปริมาณการขายจะเพิ่มขึ้นเป็น 535kBOED ใน 4Q68 เพื่อให้บรรลุเป้าหมายทั้งปีที่ 505–510kBOED โดยอาจมี upside จากแปลง A-18 ที่จะทำให้ปริมาณการขายเพิ่มขึ้น 17kBOED ในไตรมาสดังกล่าว แนวโน้มเช่นนี้จะช่วยสนับสนุนให้ผลการดำเนินงานแข็งแกร่งขึ้นใน 2H68 แม้ว่าแปลง A-18 จะยังไม่ถูกนำมารวมไว้ใน valuation

ยืนยันคำแนะนำ OUTPERFORM โดยให้ราคาเป้าหมายที่ 162 บาท ราคาเป้าหมาย (สิ้นปี 2568) ที่เราประเมินไว้สำหรับ PTTEP ที่ 162 บาท อิงกับราคาน้ำมันดิบดูไบระยะยาวที่ US$63/bbl และเบรนท์ที่ US$65/bbl ตั้งแต่ปี 2570 เป็นต้นไป ซึ่งสอดคล้องกับ forward curve ในปัจจุบัน เราคงสมมติฐานปริมาณการขายไว้ที่ระดับต่ำกว่าเป้าหมายของบริษัทอยู่ 3% เพื่อเป็นค่าเผื่อเพื่อความปลอดภัย เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP เพราะราคาหุ้นมี discount ที่น่าสนใจเมื่อเทียบกับราคาเป้าหมายที่ประเมินได้ด้วยวิธี DCF และงบดุลแข็งแกร่ง โดยมีอัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุนเพียง 0.1 เท่า (ดู Figure 8 สำหรับความอ่อนไหวของราคาเป้าหมายและกำไรต่อราคาน้ำมัน)

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

2Q25: Net profit beats, core in line

2Q25 net profit was Bt13.5bn (-43.6% YoY, -18.4% QoQ), beating estimates on lower extra losses, with core profit in line at Bt14.7bn, down 9.9% YoY,11.6% QoQ due to lower ASP, partly offset by higher gas and oil sales volume. 1H25 profit was Bt30bn (45% of full-year forecast); we expect to meet projection on growth in 2H25 gas volume and stable prices (~US$5.7-5.8/mmbtu). We maintain OUTPERFORM with DCF-based TP of Bt162. It is paying an interim DPS of Bt4.10 (55% payout), with XD on Aug 8.

Less maintenance boosts volume. A 4.2% QoQ rise in sales volume to 505kBOED arose out of greater gas production in the Gulf of Thailand at G1/61 and G2/61, where there was less maintenance than in 1Q25. Sales volume was also aided by more oil loading from Oman and Algeria, pushing the proportion of liquid product to 29% vs. 27% in 1Q25.

Impact of lower oil price remains muted. The high proportion of gas sales volume at 71% helped reduce the impact from lower oil price in 2Q25, allowing ASP to slip merely 3.8% QoQ vs. -13% for Dubai oil price to US$44.01/BOE. Unit cost increased 10.2% YoY and 1.1% QoQ to US$31.1/BOE due to higher depreciation cost at new projects (B1/61 and B2/61), but this was partly offset by lower royalty expenses. EBITDA margin of 72.3% remained in the target range of 70-75%.

Acquisition of operating asset in strategic area. PTTEP announced the purchase of a 50% stake in MTJDA Block A-18 from Hess for US$450mn, with final cost likely adjusted to US$413mn. The deal values 83mn BOE of 2P (proved and probable) reserves at US$5/BOE – well below the 10-year average of US$8.4/BOE for acquisitions in SE Asia. Though PSC expires in Apr 2029, PTTEP sees upside from potential PSC renewal, new development area, and synergies with Block B-17. The asset will add 17kBOED (3.3% of current volume) on an annualized basis and generate US$100mn/year. Our valuation excludes this asset pending PSC renewal and development clarity.

3Q25 outlook. Management expects 3Q25 sales volume to hold at 505kBOED, excluding Block A-18. Lower oil loading will be offset by higher gas demand due to competitive pricing vs. imported LNG. Oil prices are expected to remain stable barring major geopolitical shifts. Volume will rise to 535kBOED in 4Q25 to meet full-year targets of 505-510kBOED, with potential upside from Block A-18 contributing an additional 17kBOED for the quarter. This supports stronger performance in 2H25, though Block A-18 is not yet included in valuation.

Reaffirm OUTPERFFORM with TP of Bt162. Our TP (end-2025) of Bt162 is based on LT Dubai of US$63/bbl and Brent of US$65/bbl from 2027, aligning with the current forward curve. We continue to keep our volume assumption at 3% below guidance to provide a margin of safety. We stay OUTPERFORM on the tempting discount to DCF valuation and healthy balance sheet with net D/E of only 0.1x. (See Figure 8 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 EN version click >> PTTEP250729_E.pdf