ราคาหุ้น PTTEP ปรับตัวลดลง 7.6% ในช่วง 1 เดือนที่ผ่านมา underperform SET (+2.2%) เพราะราคาน้ำมันอ่อนตัวลงหลังจากสถานการณ์ความตึงเครียดในตะวันออกกลางคลี่คลายลง แม้เรามองว่า PTTEP เป็น proxy ของราคาน้ำมัน แต่ราคาหุ้นปัจจุบันสะท้อนราคาน้ำมันระยะยาวเพียง US$58/บาร์เรล ซึ่งต่ำกว่าforward curve ที่ US$67 ปัจจัยกระตุ้นระยะสั้นคือผลประกอบการ 2Q69 ที่แข็งแกร่งขึ้น (ประกาศ 31 ก.ค.) โดยคาดว่ากำไรสุทธิจะเพิ่มขึ้นมากกว่าเท่าตัว QoQ ด้วยแรงหนุนจากกำไรปกติที่สูงขึ้นและกำไรจากการป้องกันความเสี่ยงราคาน้ำมันเทียบกับขาดทุนใน 1Q69 เราคงราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF ไว้ที่ 162 บาท โดยอิงกับสมมติฐานราคาน้ำมันดิบ Brent ระยะยาวที่ US$65/บาร์เรล และยืนยันคำแนะนำ OUTPERFORM จากกระแสเงินสดและศักยภาพการจ่ายเงินปันผลที่แข็งแกร่ง
คาดกำไรสุทธิ 2Q69 เพิ่มขึ้นเท่าตัว QoQ เราคาดว่ากำไรปกติ 2Q69 จะเพิ่มขึ้น 56% YoY และ 9% QoQ มาอยู่ที่ 2.17 หมื่นลบ. โดยได้แรงหนุนจากปริมาณขายและราคาขายเฉลี่ย (ASP) ที่สูงขึ้น ขณะที่กำไรสุทธิน่าจะติบโตโดดเด่นกว่า โดยเพิ่มขึ้น 82% YoY และ 108% QoQ มาอยู่ที่ 2.46 หมื่นลบ. ซึ่งได้รับปัจจัยสนับสนุนจากกำไรจากการป้องกันความเสี่ยงราคาน้ำมันและการกลับรายการขาดทุนจำนวน 2.9 พันลบ. เทียบกับขาดทุน 8.3 พันลบ.ใน 1Q69 ซึ่งสะท้อนถึงราคาน้ำมัน spot ที่ลดลง โดยเฉพาะในช่วงปลายเดือน มิ.ย. 2569 (~US$70/บาร์เรล เทียบกับ US$86/บาร์เรล ณ สิ้น 1Q69) ทั้งนี้บริษัทได้เพิ่มสัดส่วนการทำประกันความเสี่ยง โดยกำหนดเพดานราคาที่สูงขึ้นที่ระดับ US$85–90/บาร์เรล ปริมาณน้ำมันภายใต้สัญญาป้องกันความเสี่ยงคงเหลือลดลงจาก 21 ล้านบาร์เรล มาอยู่ที่ 19 ล้านบาร์เรล ทั้งนี้ผู้บริหารระบุว่าผลกระทบจากการทำสัญญาป้องกันความเสี่ยงจะไม่มีนัยสำคัญใน 2H69 หากราคาน้ำมันทรงตัวใกล้ระดับ US$70/บาร์เรล
ปริมาณขายสูงกว่าเป้าเดิม ปริมาณขายรวม (รวมถึงก๊าซจากกิจการร่วมค้าในมาเลเซียและแอลจีเรีย) คาดว่าจะเพิ่มขึ้น 12.9% YoY และ 3% QoQ เป็น 570kBOED ซึ่งสูงกว่าเป้าเดิม ปัจจัยขับเคลื่อนมาจากการเรียกรับก๊าซจาก PTT เพิ่มขึ้นท่ามกลางภาวะขาดแคลน LNG ในช่วงที่เกิดความขัดแย้งในอิหร่าน และการส่งมอบน้ำมันในแอลจีเรียเพิ่มขึ้น ทั้งนี้การเติบโตที่แข็งแกร่ง YoY ยังสะท้อนถึงผลการดำเนินงานจากโครงการ Touat ที่เข้าซื้อใน 2H68
ASP แข็งแกร่งขึ้นด้วยแรงหนุนจากราคาน้ำมัน เราคาดการณ์ว่า ASP จะเพิ่มขึ้น 18.9% YoY และ 13.7% QoQ เป็น US$52.3/BOE โดยได้รับแรงหนุนจากราคาน้ำมันดิบอ้างอิงที่สูงขึ้นและการปรับราคาก๊าซตั้งแต่เดือน เม.ย. แม้ราคาในดูไบจะปรับตัวลดลงแรงในเดือน มิ.ย. แต่ lag time ในการปรับราคาในสัญญาโอมานช่วยพยุงราคาที่รับรู้ สำหรับต้นทุนต่อหน่วยอยู่ที่ ~US$30/BOE (ลดลง 3% YoY, เพิ่มขึ้น 8% QoQ) ทำให้ EBITDA margin ยังอยู่ในกรอบเป้าหมาย 70-75%
ปริมาณขาย 3Q69 จะอ่อนตัวลง แม้ว่าปริมาณขายใน 1H69 จะแข็งแกร่งที่ 562kBOED แต่ผู้บริหารยังคงเป้าปริมาณขายปี 2569 ไว้ที่ 560kBOED ซึ่งบ่งชี้ว่าปริมาณขายใน 3Q69 จะอ่อนตัวลงจากการปิดซ่อมบำรุงที่ถูกเลื่อนมาจากปัญหาขาดแคลนอุปทาน LNG ในช่วงสงครามอิหร่าน ซึ่งสอดคล้องกับแผนปิดซ่อมบำรุงโรงแยกก๊าซของ PTT ในเดือน ส.ค.–ก.ย. 2569
การนำส่วนบนของแท่นหลุมผลิตกลับมาใช้ใหม่ช่วยลดต้นทุนการลงทุน PTTEP ประสบความสำเร็จในการนำแท่นหลุมผลิตปิโตรเลียมที่สิ้นสุดการผลิตกลับมาใช้ประโยชน์ใหม่ทั้งโครงสร้างเป็นครั้งแรกในประเทศไทยที่แหล่งฟูนาน โดยย้ายทั้งส่วนบนของแท่นหลุมผลิต (topside) และขาแท่น (jacket) ไปติดตั้งและใช้งานใหม่ในแหล่งเดียวกัน ทำให้สามารถลดระยะเวลาดำเนินงานการก่อสร้างได้ 70% ลดต้นทุนได้ประมาณ 35–50% และช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ประมาณ 3,270 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าต่อแท่นจากการลดการใช้เหล็กและอุปกรณ์การผลิตต่างๆ หลังจากความสำเร็จนี้ PTTEP มีแผนที่จะนำแท่นหลุมผลิตปิโตรเลียมประมาณ 10 แท่นกลับมาใช้ใหม่ในปี 2570–2572 แผนดังกล่าวช่วยสนับสนุนการดำเนินงานอย่างยั่งยืนและช่วยรักษาต้นทุนต่อหน่วยที่แข่งขันได้ไว้ที่ ~US$30/BOE ท่ามกลางต้นทุนอุตสาหกรรมที่เพิ่มสูงขึ้น
คงราคาเป้าหมาย 162 บาท เราคงราคาเป้าหมายที่คำนวณด้วยวิธี DCF (สิ้นปี 2569) ไว้ที่ 162 บาท โดยใช้สมมติฐานราคาน้ำมันดิบ Brent ระยะยาวที่ US$65/บาร์เรล ตั้งแต่ปี 2573 เป็นต้นไป (เทียบกับราคา forward ที่ US$67/บาร์เรล) ราคาหุ้นปัจจุบันสะท้อนราคาน้ำมันที่ ~US$58/บาร์เรล (ต่ำกว่า forward curve) เรายังคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP จากกระแสเงินสดและศักยภาพการจ่ายเงินปันผลที่แข็งแกร่ง
ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยสูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
2Q26F preview: Profit to double QoQ
PTTEP’s share price fell 7.6% over the past month, underperforming the SET (+2.2%) on weaker oil prices as Middle East tensions eased. While we view PTTEP as an oil proxy, the current share price implies a long-term oil price of only US$58/bbl, below the US$67 forward curve. A near-term catalyst is stronger 2Q26 earnings (due July 31), with net profit expected to more than double QoQ, driven by higher core profit and oil hedging gains versus a loss in 1Q26. We maintain our DCF-based TP of Bt162, based on long-term Brent at US$65/bbl, and reiterate OUTPERFORM on strong cash flow and dividend capacity.
2Q26F net profit to double QoQ. 2Q26F net profit to double QoQ. We expect 2Q26F core profit to rise 56% YoY and 9% QoQ to Bt21.7bn, driven by stronger sales volume and ASP. Net profit should grow more sharply, up 82% YoY and 108% QoQ to Bt24.6bn, supported by oil hedging gains and a reversal of Bt2.9bn losses versus Bt8.3bn losses in 1Q26. This reflects lower spot oil prices, especially in late June 2026 (~US$70/bbl vs. US$86/bbl at end-1Q26). The company added hedges at a higher ceiling of US$85–90/bbl. Outstanding hedged volume fell to 19mn bbls from 21mn bbls. Management indicated no material hedging impact in 2H26 if oil holds near US$70/bbl.
Sales volume beats prior guidance. Total volume, including JV gas in Malaysia and Algeria, is expected to rise 12.9% YoY and 3% QoQ to 570kBOED, above previous guidance. Drivers were higher gas nominations from PTT amid LNG shortages during the Iran conflict and increased oil liftings in Algeria. Strong YoY growth also reflects contributions from the Touat asset, acquired in 2H25.
Stronger ASP driven by oil prices. We forecast ASP to increase 18.9% YoY and 13.7% QoQ to US$52.3/BOE, supported by higher crude benchmarks and gas repricing from April. Despite a sharp decline in Dubai in June, pricing lag in Oman contracts supported realized prices. Unit cost is ~US$30/BOE (down 3% YoY, up 8% QoQ), keeping EBITDA margin within target range of 70-75%.
3Q26 volume to soften. Despite solid 1H26 volume of 562kBOED, management maintains its 2026 target of 560kBOED, implying a softer 3Q26 due to deferred maintenance shutdowns due to LNG supply shortage during the Iran war. This aligns with planned outages at PTT’s gas separation plants in Aug–Sep 2026.
Topside reuse to reduce investment cost. PTTEP executed Thailand’s first full wellhead platform reuse at the Funan field, relocating both topside and jacket to new location within the same field. This cut construction time by 70%, reduced costs by 35–50%, and lowered emissions by 3.27 ktCO2e by avoiding new steel. Following this success, PTTEP plans to reuse ~10 platforms in 2027–2029. This initiative supports sustainable operations and helps maintain a competitive unit cost of ~US$30/BOE amid rising industry costs.
Maintain TP of Bt162. We keep our DCF-based TP (end-2026) at Bt162, assuming long-term Brent at US$65/bbl from 2030F (vs. US$67 forward). The current share price implies ~US$58/bbl, below the forward curve. We maintain OUTPERFORM on strong cash flow and dividend capacity.
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 > PTTEP260707_E.pdf
