แผนการดำเนินงาน 5 ปีของ PTTEP เน้นย้ำถึงปัจจัยพื้นฐานที่แข็งแกร่งของธุรกิจ E&P และเส้นทางที่ชัดเจนสู่การเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน แนวโน้มการผลิตที่มั่นคง การควบคุมต้นทุนอย่างมีวินัย และกระแสเงินสดที่แข็งแรง สนับสนุนมุมมองเชิงบวก ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ ได้แก่ การดำเนินโครงการในโมซัมบิกและโอมาน และความคืบหน้าในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเพื่อให้สอดคล้องกับเป้าหมาย ESG PTTEP ยังคงมีความสามารถในการจ่ายเงินปันผลอย่างต่อเนื่องและมั่นคงภายใต้สมมติฐานราคาน้ำมันปัจจุบัน ซึ่งช่วยเสริมความน่าสนใจในฐานะหุ้น defensive ในมุมมองของเรา เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM ด้วยราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF ที่ 138 บาท (ปรับลดลงจาก 147 บาท) อ้างอิงสมมติฐานราคาน้ำมันดิบเบรนท์ระยะยาวที่ US$64
การลงทุนภายใต้กลยุทธ์ 3D แผนการลงทุนปี 2569-2573 ของ PTTEP ซึ่งยึดตามกลยุทธ์ 3D* มุ่งเน้นไปที่การสร้างความมั่นคงทางพลังงาน การขยายการลงทุนในต่างประเทศ และการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน ด้วยงบประมาณรวม US$3.33 หมื่นล้าน (รายจ่ายลงทุน US$2.07 หมื่นล้าน และรายจ่ายดำเนินงาน US$1.26 หมื่นล้าน) รายจ่ายลงทุนรายปีจะลดลงจาก US$5.16 พันล้านในปี 2569 มาอยู่ที่ US$2.88 พันล้านในปี 2573 เนื่องจากโครงการต่างๆ เปลี่ยนจากช่วงพัฒนาเข้าสู่ช่วงซ่อมบำรุงและเพิ่มประสิทธิภาพ การสำรวจยังคงเป็นกลยุทธ์สำคัญ โดยมีงบ US$129 ล้าน ในปี 2569 สำหรับโครงการขุดเจาะและสำรวจคลื่นไหวสะเทือนในประเทศไทย มาเลเซีย เมียนมา สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ และแอลจีเรีย
เติบโตอย่างมั่นคงจากสินทรัพย์หลัก PTTEP คาดการณ์การเติบโตของปริมาณการขายจาก 556kBOED ในปี 2569 เป็น 621kBOED ในปี 2572 ก่อนจะชะลอตัวลงเล็กน้อยมาอยู่ที่ 609kBOED ภายในปี 2573 (CAGR ~3.5%) การเติบโตมาจากโครงการ MTJDA-A18 โครงการแอลจีเรีย ทูอัท และโครงการพัฒนาในประเทศมาเลเซีย แม้จะมีความล่าช้าในโครงการ LNG ในโอมาน และโมซัมบิก PTTEP จะยังคงให้ความสำคัญสูงสุดกับสินทรัพย์หลักในประเทศไทย (G1/61, G2/61, อาทิตย์ และ Contract 4) ควบคู่ไปกับโครงการดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) ที่แหล่งอาทิตย์ภายใต้แผน NDC ของประเทศไทย การขยายการลงทุนในต่างประเทศมุ่งเน้นที่ตะวันออกกลาง (กาชา, อาบูดาบี ออฟชอร์ 2), แอฟริกา (โมซัมบิก, แอลจีเรีย HBR) และโครงการพัฒนาในประเทศมาเลเซีย โดยมีเป้าหมายเริ่มผลิตก๊าซครั้งแรกจากโครงการในมาเลเซียและโครงการเมียนมา M3 ในปี 2571 แม้ว่าจะมีความเสี่ยงด้านการดำเนินงาน
ใช้สมมติฐานราคาน้ำมันตามหลักความระมัดระวังและต้นทุนที่แข่งขันได้ ประมาณการทางการเงินของ PTTEP อิงกับสมมติฐานราคาสินค้าโภคภัณฑ์ตามหลักความระมัดระวัง โดยคาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบจะอยู่ที่ US$65-66/bbl ในปี 2569 และค่อยๆ เพิ่มขึ้นเป็น US$70/bbl ภายในปี 2573 ราคาก๊าซคาดว่าจะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ US$5.8/mmbtu ในปี 2569 โครงการลดต้นทุน ซึ่งรวมถึงโครงการ GoT SAVE มีเป้าหมายเพื่อรักษาระดับต้นทุนต่อหน่วยไว้ที่ US$30/BOE เพื่อคงความสามารถในการแข่งขัน ทั้งนี้ ที่ระดับราคาน้ำมันเหล่านี้ PTTEP คาดว่าจะมีกระแสเงินสดอิสระที่เป็นบวกเพื่อรองรับการจ่ายเงินปันผล ซึ่งตอกย้ำความมุ่งมั่นในการสร้างผลตอบแทนแก่ผู้ถือหุ้น
ปรับลดสมมติฐานราคาน้ำมันของ INVX เราได้นำเป้ายอดขายที่อัพเดทใหม่ งบลงทุนตามแผนล่าสุด และสมมติฐานราคาน้ำมันที่ INVX ปรับปรุงใหม่เข้ามาไว้ในประมาณการ โดยปรับสมมติฐานราคาน้ำมันดิบเบรนท์ลดลงเป็น US$62 ในปี 2569 (จาก US$66) จากปริมาณสต๊อกที่เพิ่มขึ้น และปรับเพิ่มขึ้นเล็กน้อยเป็น US$63 ในปี 2570 ท่ามกลางผลผลิตของสหรัฐฯ ที่ชะลอตัวลง ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ระยะยาวยังคงอยู่ที่ US$64 ตั้งแต่ปี 2571 เป็นต้นไป ส่วนราคาน้ำมันดิบดูไบคาดว่าจะอยู่ที่ US$60 (ปี 2569), US$61 (ปี 2570) และ US$62 ในระยะยาว การปรับเปลี่ยนเหล่านี้สะท้อนถึงมุมมองที่ระมัดระวังมากขึ้นต่อพลวัตอุปสงค์และอุปทานในระยะสั้น
ปรับลดประมาณการกำไรและราคาเป้าหมาย เราคาดว่ากำไรสุทธิปี 2569 จะลดลง 16% YoY มาอยู่ที่ 4.9 หมื่นลบ. (ลดลง 12% จากประมาณการเดิม) จากสมมติฐานราคาน้ำมันที่ลดลง แม้ว่า EBITDA margin น่าจะยังคงเป็นไปตามเป้าหมายของบริษัทที่ 70-75% Upside ต่อประมาณการ คือ ราคาน้ำมันที่สูงขึ้นจากการความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลางและยุโรปที่สูงขึ้น นอกจากนี้เรายังปรับราคาเป้าหมาย (กลางปี 2569) ลดลงจาก 147 บาท เป็น 138 บาท เรายังคงสมมติฐานปริมาณการขายต่ำกว่าเป้าหมายของบริษัท 3% เพื่อให้มีส่วนเผื่อความปลอดภัย (margin of safety)
ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยสูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
Strategic investment for future growth
PTTEP’s five-year plan underscores its strong E&P fundamentals and sets out a clear path toward energy transition. A solid production outlook, disciplined cost control, and resilient cash flow support our positive stance. Key risks include project execution in Mozambique and Oman and progress on decarbonization to align with ESG goals. Dividend sustainability remains robust under current oil price assumptions, reinforcing PTTEP’s defensive appeal, in our view. We maintain OUTPERFORM with a DCF-based target price of Bt138 (cut from Bt147), assuming long-term Brent at US$64.
Investments anchored in 3D strategy. PTTEP’s 2026-2030 investment plan, anchored on its 3D strategy*, targets energy security, international growth, and energy transition with a US$33.3bn budget (US$20.7bn capex, US$12.6bn opex). Annual capex will be slashed to US$2.88bn in 2030 from US$5.16bn in 2026 as projects shift from development to maintenance and optimization. Exploration remains strategic, with US$129mn in 2026 assigned to drilling and seismic programs across Thailand, Malaysia, Myanmar, UAE, and Algeria.
Steady growth anchored by core assets. PTTEP projects sales volume growth from 556kBOED in 2026 to 621kBOED in 2029, easing to 609kBOED by 2030 (CAGR ~3.5%). Growth will be fueled by MTJDA-A18, Algeria Touat, and Malaysia Greenfields, tempered by delays in Oman and Mozambique LNG. Core Thai assets (G1/61, G2/61, Arthit, Contract 4) remain priorities, alongside the Arthit CCS under Thailand’s NDC plan. International expansion focuses on the Middle East (Ghasha, Abu Dhabi Offshore 2), Africa (Mozambique, Algeria HBR), and Malaysia Greenfields, with the first gas from Malaysian and Myanmar M3 projects targeted for 2028 - but there are execution risks.
Conservative oil price and competitive cost assumed. PTTEP’s financial projections are based on conservative commodity price assumptions, with Dubai crude expected at US$65-66/bbl in 2026, gradually increasing to US$70/bbl by 2030. Gas prices are anticipated to remain around US$ 5.8/mmbtu in 2026. Cost savings initiatives, including the GoT SAVE program, aim to sustain unit costs at US$30/BOE, ensuring competitive positioning. At these oil price levels, PTTEP expects free cash flow to support dividend payments, reinforcing its commitment to shareholder returns.
Lowering INVX oil price assumption. We incorporate updated sales targets, investment budget and INVX’s revised oil price assumptions. Brent oil price is cut to US$62 in 2026 (from US$66) on inventory build, rising slightly to US$63 in 2027 amid slower US output. Long-term Brent remains at US$64 from 2028 onward. Dubai prices track at US$60 (2026), US$61 (2027), and US$62 long term. These adjustments reflect a more cautious outlook on near-term supply-demand dynamics.
Reducing earnings estimates and TP. We expect the lower price assumptions to pull 2026F net profit down 16% to Bt49bn (down 12% from previous forecast), although EBITDA margin should remain in line with the company’s target of 70-75%. Upside to our forecast is higher oil price from any escalation of geopolitical tension in the Middle East and Europe. We also cut TP (mid-2026) to Bt138 from Bt147. 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 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 > PTTEP251208_E.pdf
