เราคาดว่า PTTEP จะรายงานกำไรสุทธิ 3Q68 ที่ 1.37 หมื่นลบ. ลดลง 24% YoY แต่เพิ่มขึ้นเล็กน้อย QoQ โดยได้รับแรงกดดันจากราคาขายเฉลี่ย (ASP) ที่ลดลง ปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นจากการปิดซ่อมบำรุงน้อยลงและสินทรัพย์ที่ซื้อมาใหม่ในอ่าวไทยน่าจะช่วยชดเชย ASP ที่ลดลงได้บางส่วน ทั้งนี้ผู้บริหารยังคงเป้ายอดขายและราคาก๊าซสำหรับปี 2568 ไว้เช่นเดิม เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP โดยได้รับปัจจัยหนุนจาก valuation ที่น่าสนใจ (PBV ปี 2569 ที่ 0.8 เท่า) และอัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลที่ 7% งบดุลที่แข็งแกร่ง (อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุนที่ 0.1 เท่า) น่าจะทำให้บริษัทสามารถคงอัตราการจ่ายเงินปันผลไว้ได้ในปี 2568-2570 ราคาเป้าหมายของเราที่ 147 บาท ซึ่งคำนวณโดยวิธี DCF อิงกับสมมติฐานราคาน้ำมันดิบเบรนท์ระยะยาวที่ US$64
ปริมาณการขายสูงขึ้นจากสินทรัพย์ใหม่และการปิดซ่อมบำรุงน้อยลง ปริมาณการขายใน 3Q68 น่าจะเพิ่มขึ้น 7.4% YoY มาอยู่ที่ 509kBOED โดยได้รับแรงหนุนจากการเข้าซื้อหุ้น 50% ในแปลง A-18 ของพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (MTJDA) ในอ่าวไทย และการปิดซ่อมบำรุงน้อยลง อย่างไรก็ตาม การเรียกรับก๊าซที่ลดลงจากโรงแยกก๊าซ (GSP) ของ PTT ส่งผลกระทบต่อปริมาณการผลิตจากแหล่งเดิม เนื่องจากมีการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนนานกว่าคาด ผู้บริหารคาดว่าปริมาณการขายจะเพิ่มขึ้นอีกใน 4Q28 โดยตั้งเป้าปริมาณการขายทั้งปีไว้ที่ 512–517kBOED โดยแปลง A-18 จะมีส่วนช่วยสนับสนุนอย่างมีนัยสำคัญ
คาดสัดส่วนน้ำมันที่ลดลงส่งผลกระทบต่อ ASP ใน 3Q68 ASP น่าจะลดลงมาอยู่ที่ US$43.98/BOE ซึ่งเป็นระดับต่ำสุดในรอบ 3 ปี โดยมีสาเหตุมาจากราคาน้ำมันที่อ่อนตัวลงและสัดส่วนผลิตภัณฑ์เหลวที่ลดลง (28% เทียบกับ 29% ใน 2Q68) แม้ว่าราคาผลิตภัณฑ์เหลวพิ่มขึ้น 2% QoQ แต่ ASP ลดลง 7% YoY ราคาก๊าซยังคงทรงตัวอยู่ที่ US$5.8/mmbtu ขณะที่คาดว่าต้นทุนต่อหน่วยจะยังสูงกว่า US$30/BOE แต่ EBITDA margin น่าจะยังคงแข็งแกร่งที่ 70–75% ซึ่งสอดคล้องกับเป้าหมายระยะยาว
แนวโน้ม 4Q68 ผู้บริหารตั้งเป้าปริมาณการขายปี 2568 เพิ่มขึ้นเป็น 512-517kBOED โดยรวมสินทรัพย์ใหม่ (การเข้าถือหุ้น 50% ในแปลง A-18 ของพื้นที่ MTJDA) เทียบกับ 489kBOED ในปี 2567 ซึ่งบ่งชี้ว่าปริมาณการขายใน 4Q68 จะเติบโตอย่างแข็งแกร่งที่ 8−12% QoQ มาอยู่ที่ 550−570kBOED ซึ่งน่าจะเป็นไปได้โดยได้แรงหนุนจากการรับรู้ปริมาณการขายเต็มไตรมาสจากแปลง A-18 (17kBOED) และการขนถ่ายน้ำมันจากโครงการในตะวันออกกลางและแอฟริกาเพิ่มมากขึ้น ASP ยังคงเป็นความเสี่ยงหลักท่ามกลางราคาน้ำมันที่อ่อนแอ ขณะที่คาดว่าราคาก๊าซจะทรงตัวอยู่ที่ ~US$5.7±/mmbtu ซึ่งลดลงเล็กน้อยหลังจากการปรับราคาก๊าซครั้งล่าสุดในเดือนต.ค. 2568 ซึ่งน่าจะส่งผลกระทบเพียงเล็กน้อยต่อราคาเฉลี่ยทั้งปีที่ US$5.8/mmbtu
คงราคาเป้าหมายไว้ที่ 147 บาท เราคาดว่ากำไรสุทธิสะสม 9M68 จะคิดเป็น 72% 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 8 สำหรับความอ่อนไหวของราคาเป้าหมายและกำไรต่อราคาน้ำมัน)
ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยสูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
Preview 3Q25F: Expect flat QoQ
PTTEP is expected to post a net profit of Bt13.7bn, down 24% YoY but up slightly QoQ, pressured by weaker average selling prices (ASP). Higher sales volume from less maintenance and a newly acquired asset in the Gulf of Thailand should partly offset the ASP decline. Management maintains its 2025 sales and gas price targets. We reiterate our OUTPERFORM rating, backed by attractive valuation (2026F PBV of 0.8x) and 7% dividend yield. Its robust balance sheet (net D/E at 0.1x) should enable it to maintain dividend payout in 2025-27. Our DCF-based TP of Bt147 is based on long-term Brent oil price of US$64.
Higher sales volume on new assets and less maintenance. 3Q25F sales volume is projected to grow 7.4% YoY to 509kBOED, supported by 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. Management expects volumes to rise further in 4Q25, targeting 512–517kBOED for the full year, with Block A-18 contributing meaningfully.
Lower oil portion hit ASP in 3Q25F. ASP is forecast to dip to US$43.98/BOE, a 3-year low, on weaker oil prices and a lower liquid mix (28% vs. 29% in 2Q25). Despite a 2% QoQ rise in liquid product prices, ASP fell 7% YoY. Gas prices remain stable at US$5.8/mmbtu. Unit costs are expected to stay above US$30/BOE, but EBITDA margin should remain solid at 70–75%, consistent with long-term targets.
4Q25F guidance. Management targets 2025 sales volume to rise to 512-517kBOED, including the new asset (50% interest in MTJDA Block A-18) from 489kBOED in 2024. This implies strong sales volume growth of 8-12% QoQ in 4Q25 to 550-570kBOED, 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 full-year averages of US$5.8/mmbtu.
TP maintained at Bt147. We estimate 9M25 cumulative net profit at 72% of our full-year forecast and we thus 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 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 PDF Click > PTTEP251007_E.pdf
