ราคาหุ้น PTTEP ปรับตัวลดลง 4% ในช่วง 1 เดือนที่ผ่านมา สอดคล้องกับ SET แต่แย่กว่าราคาน้ำมันดิบดูไบที่เพิ่มขึ้น 7% ซึ่งเราเชื่อว่าสะท้อนถึงมุมมองเชิงลบที่นักลงทุนมีต่อตลาดหุ้นโดยรวมเนื่องจากยังขาดปัจจัยกระตุ้นใหม่ๆ ในขณะที่ผลประกอบการ 4Q67 ของ PTTEP น่าจะยังคงแข็งแกร่ง เรายังคงมุมมองเชิงบวกต่อแนวโน้มของ PTTEP แม้ว่ากำไรปี 2568 มีแนวโน้มที่จะได้รับผลกระทบเชิงลบจากราคาน้ำมันโลกที่ลดลง ราคาขายเฉลี่ย (ASP) ผลิตภัณฑ์ของบริษัทน่าจะได้รับการสนับสนุนจากราคาผลิตภัณฑ์ก๊าซ (คิดเป็นสัดส่วนมากกว่า 70% ของปริมาณการขายทั้งหมด) ที่มีเสถียรภาพมากขึ้น เราคงราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF ไว้ที่ 164 บาท/หุ้น โดยอิงกับราคาน้ำมันเบรนท์ในระยะยาวที่ US$65/bbl ตั้งแต่ปี 2570 เป็นต้นไป อ้างอิงจาก forward curve ในปัจจุบัน เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP เนื่องจากราคาตลาดปัจจุบันต่ำกว่ามูลค่าที่ประเมินได้จากวิธี DCF ค่อนข้างมาก และงบดุลแข็งแกร่ง (อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุนน้อยกว่า 0.3 เท่า)
กำไรปกติ 4Q67 จะลดลง YoY แม้ปริมาณการขายเพิ่มขึ้น เราคาดว่ากำไรสุทธิ 4Q67 (ประกาศ 30 ม.ค.) ของ PTTEP จะลดลง 1.9% YoY มาอยู่ที่ 1.79 หมื่นลบ. แต่จะเพิ่มขึ้น 0.4% QoQ โดยได้แรงหนุนจากปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นและต้นทุนต่อหน่วยที่ลดลง ผลกระทบจากรายการพิเศษคาดว่าจะมีน้อยมาก กำไรจากการดำเนินงานปกติคาดว่าจะลดลง 13.4% YoY (+2.6% QoQ) ซึ่งเป็นผลมาจากราคาขายเฉลี่ย (ASP) ที่ลดลงและต้นทุนต่อหน่วยที่สูงขึ้น ในขณะที่ปริมาณการขายเพิ่มขึ้น 6.8% YoY และ 6.7% QoQ สู่ 507kBOED เนื่องจากแหล่งก๊าซหลายแห่งในประเทศไทยกลับมาดำเนินการตามปกติแล้วหลังจากปิดซ่อมบำรุงตามแผนใน 3Q67 อย่างไรก็ตาม การผลิตก๊าซที่โครงการ G1/61 (เอราวัณ) ยังคงต่ำกว่าปริมาณการผลิตต่อวันตามสัญญาซื้อขาย (DCQ) จากการซ่อมบำรุงที่ยืดเยื้อและ PTT เรียกรับก๊าซในปริมาณที่ลดลง ซึ่งได้รับการชดเชยบางส่วนโดยการผลิตที่เพิ่มขึ้นจากโครงการบงกชเพื่อให้มี DCQ รวม 1,500mmcfd
ราคาน้ำมันที่ลดลงกดดัน ASP ลดลง เราคาดว่า ASP จะลดลง 5.4% YoY และ 2.7% QoQ มาอยู่ที่ US$45.8/BOE โดยมีสาเหตุมาจากราคาน้ำมันที่ลดลง (-12.1% YoY, -6.2% QoQ สำหรับน้ำมันดูไบ) แต่จะได้รับการสนับสนุนจากราคาก๊าซที่มีเสถียรภาพมากขึ้นที่ US$5.9/mmcfd (+0.7% YoY, -0.5% QoQ) ซึ่งสะท้อนถึง lag time ในการปรับราคาก๊าซจากแหล่งผลิตในอ่าวไทย นอกจากนี้ราคาผลิตภัณฑ์เหลว (-3.1% QoQ) ก็ลดลงน้อยกว่าราคาน้ำมันดูไบเฉลี่ยที่ลดลง 6.2% QoQ ซึ่งเป็นผลมาจาก lag time ในการปรับราคาน้ำมันจากแหล่งน้ำมันในโอมานและ UAE ดังนั้นราคาผลิตภัณฑ์เหลวจึงต่ำกว่าราคาน้ำมันดิบดูไบโดยเฉลี่ยใน 4Q67 เพียงเล็กน้อย เทียบกับส่วนลดปกติที่ US$2-3/bbl จากราคาน้ำมันดูไบในช่วงที่ราคาน้ำมันอยู่ในทิศทางขาขึ้น
ต้นทุนต่อหน่วยจะลดลง QoQ จากผลกระทบของปริมาณการผลิต เราคาดว่าต้นทุนต่อหน่วยใน 4Q67 จะลดลง 6.2% QoQ สู่ระดับต่ำกว่า US$30/BOE จากผลกระทบของปริมาณการผลิต แต่จะเพิ่มขึ้น 3.4% YoY จากการผลิตต้นทุนสูงที่โครงการในมาเลเซีย ตัวเลขดังกล่าวสอดคล้องกับเป้าที่บริษัทวางไว้ที่ US$28-29/BOE เราคาดว่า EBITDA margin จะยังอยู่ที่ระดับมากกว่า 75% ใน 3Q67 เทียบกับ 74% ใน 9M67
แนวโน้มกำไร 1Q68 และปี 2568 แม้ PTTEP ตั้งเป้าปริมาณการขายปี 2568 เพิ่มขึ้น 3.3% YoY สู่ 507kBOED แต่าปริมาณการขายใน 1Q68 น่าจะลดลง QoQ จากการปิดซ่อมบำรุงมากขึ้นของโครงการ G1/61 (เอราวัณ) ดังนั้นกำไร 1Q68 จึงมีแนวโน้มที่จะอ่อนตัวลง QoQ โดยใช้สมมติฐานว่าราคาน้ำมันเฉลี่ยอยู่ในระดับทรงตัว QoQ เราคงประมาณการกำไรสุทธิปี 2568 ไว้เหมือนเดิม โดยคาดว่าจะลดลง 11% YoY มาอยู่ที่ 6.9 หมื่นลบ. จากราคาน้ำมันเฉลี่ยที่ลดลง แม้ว่า EBITDA margin น่าจะยังคงเป็นไปตามเป้าของบริษัทที่ 70-75%
ราคาเป้าหมาย 164 บาท อิงกับวิธี DCF (สิ้นปี 2568) เราคงราคาเป้าหมาย (สิ้นปี 2568) ไว้ที่ 164 บาท โดยอิงกับราคาน้ำมันดิบระยะยาวที่ US$63/bbl (น้ำมันดิบดูไบ) และ US$65/bbl (น้ำมันดิบเบรนท์) ตั้งแต่ปี 2570 เป็นต้นไป เราคงสมมติฐานปริมาณการขายไว้ที่ระดับต่ำกว่าเป้าหมายของบริษัท 3% เพื่อเป็นค่าเผื่อเพื่อความปลอดภัย
ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยสูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
Preview 4Q24F: Expecting a slip YoY
PTTEP’s share price has fallen 4% over the past month, in line with the SET but worse than the 7% rise in Dubai oil price. We believe this reflects investor pessimism on the stock market as a whole, which has no catalysts, since PTTEP’s earnings are expected to remain solid in 4Q24. We stay positive on its outlook although 2025 profit is likely to be eroded by lower global oil price; ASP should be supported by more stable gas product prices, accounting for >70% of total volume. We maintain our DCF-based TP of Bt164/share, based on long-term Brent price of US$65 from 2027 based on the current forward curve. We stay Outperform on the tempting discount to DCF valuation and healthy balance sheet (net D/E <0.3x).
4Q24F core profit to slip YoY despite higher sales volume. We expect 4Q24F net profit (release on Jan 30) to fall 1.9% YoY to Bt17.9bn, though inch up 0.4% QoQ on higher sales volume and lower unit cost. The impact of non-recurring items is expected to be minimal. Recurring profit is expected to fall 13.4% YoY (+2.6% QoQ) on lower average selling price (ASP) and higher unit cost. Sales volume grew 6.8% YoY and 6.7% QoQ to 507kBOED as several gas fields in Thailand resumed normal operation after planned shutdowns in 3Q24. Gas production at Block G1/61 (Erawan) remained lower than the daily contracted quantity (DCQ) on extended maintenance and lower gas nomination by PTT. This was partly offset by more production at Bongkot to fulfill the combined DCQ of 1,500mmcfd.
Lower oil price pulls down ASP. We expect ASP to fall 5.4% YoY and 2.7% QoQ to US$45.8/BOE due to lower oil price (-12.1% YoY, -6.2% QoQ for Dubai) but support was provided by a more stable gas price at US$5.9/mmcfd (+0.7% YoY, -0.5% QoQ). This reflects the lag before gas price is adjusted for producing fields in the Gulf of Thailand. The 3.1% QoQ fall in price of liquid products was less than the 6.2% QoQ fall in average Dubai oil price, reflecting the lag for adjusting oil price from operating fields in Oman and UAE. Hence, price of liquid products was at a marginal discount to average Dubai oil price for the quarter, compared with a normal US$2-3/BOE discount during an upward trend.
Unit cost to fall QoQ on volume effect. We expect unit cost in 4Q24 to decline 6.2% QoQ to below US$30/BOE due to volume effect but increase 3.4% YoY due to higher sales from high-cost production at Malaysian assets. This lines up with its guidance of US$28-29/BOE. We expect EBITDA margin to stay at >75% in 4Q24 vs. 74% in 9M24.
1Q25F and 2025F outlook. Despite raising its 2025 target sales volume by 3.3% YoY to 507kBOED, PTTEP’s 1Q25 sales volume is expected to fall QoQ on further maintenance shutdown of G1/61 field (Erawan). Hence, 1Q25F profit is likely to soften QoQ, assuming stable average oil price QoQ. We maintain our projected 11% weakening in 2025F net profit to Bt69bn from lower average oil price, although EBITDA margin should remain in line with the company’s target of 70-75%.
TP is Bt164, based on DCF (end-2025). We maintain our end-2025 TP of Bt164, based on L/T Dubai of US$63/bbl and Brent of US$65/bbl from 2027F. We maintain our volume assumption at 3% below guidance to provide a margin of safety.
Risk factors: 1) Volatile crude oil price, 2) higher unit cost, 3) asset impairment and
4) regulatory change on GHG emissions. Key ESG risk factors are the environmental impact of its business and adapting to transition to clean energy.
Download PDF Click > PTTEP250108_E.pdf
