PTTEP – คาดกำไรปกติ 1Q69 เพิ่มขึ้น; ปรับเพิ่ม TP จากราคาน้ำมัน

คาดกำไรปกติ 1Q69 เพิ่มขึ้นมาก QoQ เราคาดว่ากำไรปกติ 1Q69 ของ PTTEP จะเพิ่มขึ้น 2.8% YoY และ 32.6% QoQ มาอยู่ที่ 1.71 หมื่นลบ. โดยได้รับแรงหนุนจากปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นและ ASP ที่สูงขึ้น อย่างไรก็ตาม เราคาดว่ากำไรสุทธิจะลดลง 48.8% YoY และ 51.6% QoQ มาอยู่ที่ 8.5 พันลบ. จากรายการพิเศษ ซึ่งหลักๆ คือผลขาดทุนจากการป้องกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน เนื่องจากราคาน้ำมันในตลาด spot ที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลให้มูลค่า mark-to-market ของสัญญาป้องกันความเสี่ยงซึ่งครอบคลุมราว 30% ของผลิตภัณฑ์ของเหลวกลายเป็นลบ ซึ่งเรามองว่าเป็นเพียงความไม่สอดคล้องด้านเวลามากกว่าที่จะเป็นขาดทุนเชิงโครงสร้าง ซึ่งจะช่วยป้องกันความเสี่ยง downside และผลขาดทุนจากสัญญาป้องกันความเสี่ยงที่บันทึกใน 1Q69 น่าจะได้รับการชดเชยในไตรมาสถัดๆ ไปเมื่อมีการขายจริงตามราคาตลาด ซึ่งจะทำให้ผลกระทบต่อกำไรสุทธิเป็นกลาง

 

ปริมาณการขายได้รับแรงหนุนจากความต้องการก๊าซในประเทศที่พุ่งสูงขึ้น เราคาดว่าปริมาณการขายจะเติบโต 13.6% YoY และ 1.9% QoQ มาอยู่ที่ 550kBOED ซึ่งเป็นการตอบสนองโดยตรงต่อความต้องการที่สูงขึ้น ซึ่งกระตุ้นให้บริษัทเลื่อนแผนการปิดซ่อมบำรุงโครงการก๊าซในอ่าวไทยจาก 1Q69 เป็นไตรมาสหลังๆ ความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์จากความขัดแย้งในตะวันออกกลางส่งผลทำให้ราคา LNG นำเข้าพุ่งสูงขึ้น ทำให้ต้องเร่งการผลิตก๊าซในประเทศเพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในตลาดไทย

 

ASP ยังคงปรับตัวขึ้นในอัตราที่ชะลอตัวลง เราคาดว่า ASP จะมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันดิบอ้างอิงทั่วโลก แต่ราคาก๊าซที่รับรู้ยังคงปรับขึ้นช้ากว่าการเคลื่อนไหวของตลาด spot  เราประเมินว่า ASP จะขยับขึ้น 1.4% QoQ แม้ว่าจะอ่อนตัวลง 5.7% YoY มาอยู่ที่ US$43.1/BOE ซึ่งเป็นผลจากโครงสร้างสัญญาซื้อขายระยะยาวที่มี lag-time ในการปรับราคา ซึ่งโดยปกติแล้วจะใช้เวลาหลายเดือนในการปรับค่าให้สะท้อนราคาพลังงานในปัจจุบัน ทำให้ประโยชน์จากสภาวะราคาพลังงานที่สูงในปัจจุบันยังไม่สะท้อนเข้ามาเต็มที่ในกำไร 1Q69

 

ปรับประมาณการกำไรและราคาเป้าหมายเพิ่มขึ้น เราปรับประมาณการกำไรปี 2569 เพื่อสะท้อนสมมติฐานราคาน้ำมันเชิงรุกมากขึ้น โดยปรับสมมติฐานราคาน้ำมันดิบ Brent จาก US$65 เป็น US$90/บาร์เรล ท่ามกลางฐานราคาพลังงานที่สูงขึ้นเชิงโครงสร้างและค่าพรีเมียมจากความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์ที่ยังคงอยู่ เทียบกับค่าเฉลี่ย YTD ที่ US$83/บาร์เรล ส่งผลให้ประมาณการกำไรสุทธิปี 2569 ปรับเพิ่มขึ้น 44% มาอยู่ที่เกือบ 7.5 หมื่นลบ. การปรับประมาณการกำไรและสมมติฐานราคาน้ำมันสำหรับปีอื่นๆ แสดงไว้ใน Figure 8 นอกจากนี้เรายังปรับราคาเป้าหมาย (สิ้นปี 2569) อ้างอิงวิธี DCF เพิ่มขึ้นจาก 157 บาท เป็น 175 บาท โดยอิงกับราคาน้ำมันดิบ Brent ระยะยาวที่ US$65 ตั้งแต่ปี 2573 เป็นต้นไป เทียบกับ US$67 ที่สะท้อนใน forward curve การปรับเพิ่มประมาณการครั้งนี้สะท้อนถึงความสามารถในการสร้างกระแสเงินสดที่แข็งแกร่งและศักยภาพในการจ่ายเงินปันผลของ PTTEP (Figure 9 แสดงความอ่อนไหวของราคาน้ำมันต่อกำไรและราคาเป้าหมาย)

 

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

 

Preview 1Q26: Core up, TP up on oil price

 

PTTEP remains our top pick among Thailand’s oil and gas stocks amid higher oil prices, which we note did not fully flow through in 1Q26. We estimate 1Q26F recurring profit (due Apr 30) growth of 2.8% YoY and 32.6% QoQ to Bt17.1bn on higher sales volume and ASP. Net profit is expected to fall 48.8% YoY and 51.6% QoQ to Bt8.5bn due to losses from oil price hedging, which we see as simply a timing mismatch. We revise our 2026F up 44% to ~Bt75bn on a higher oil price assumption for Brent at US$65 amidst Middle East war-related supply disruption, which raises our DCF-based TP to Bt175 from Bt157, though price at forward curve is US$67. Maintain OUTPERFORM.

 

1Q26F recurring profit expected to jump QoQ. We expect 1Q26F recurring profit to rise 2.8% YoY and 32.6% QoQ to Bt17.1bn, driven by higher sales volume and ASP. Net profit, however, is expected to fall 48.8% YoY and 51.6% QoQ to Bt8.5bn due to a non-recurring item of losses on oil price hedging. As spot oil prices surged, the mark-to-market value of protective hedges covering 30% of liquid products turned negative, which we view as a timing mismatch rather than a structural loss. This helps protect against downside, and hedging losses recorded in 1Q26 should be offset in subsequent quarters as physical volumes are sold at market prices, neutralizing the impact on earnings.

 

Sales volume fueled by a surge in domestic gas demand in Thailand. We expect sales volume growth of 13.6% YoY and 1.9% QoQ to 550kBOED in direct response to heightened demand, which led PTTEP to reschedule the maintenance shutdown of gas operations in the Gulf of Thailand from 1Q26 to later quarters. Geopolitical instability stemming from the war in the Middle East has sent imported LNG prices soaring, leading domestic output to rise to reduce the hit from electricity tariffs.

 

ASP rising but more slowly. We expect ASP to trend higher, driven by the rally in global crude benchmarks, but note realized gas prices lag the immediate market movement. We estimate ASP will edge up 1.4% QoQ, though falling 5.7% QoQ, to US$43.1/BOE, a structural result of the lag-time mechanism embedded in long-term sales contracts. It normally takes several months to recalibrate to current energy prices, so the higher prices will not be realized in 1Q26 profit.

 

Raise forecast and TP. We update our full-year earnings estimate to reflect a higher Brent oil price assumption of US$90/bbl (from US$65) amid a structurally higher energy price floor and persistent geopolitical risk premium, with the YTD average at US$83/bbl. This leads to a jump of 44% to our 2026F net profit to nearly Bt75bn. Earnings revisions and oil price assumptions for other years are shown in Figure 8. We also raise our DCF-based target price (end-2026) to Bt175 from Bt157, based on a long-term Brent price of US$65 from 2030F onward, against US$67 implied by the forward curve. This upward revision underscores PTTEP’s strong cash flow generation and dividend capacity. (See Figure 9 for the sensitivity of oil price to earnings and TP.)

 

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 > PTTEP260407_E.pdf