PTTEP รายงานกำไรสุทธิ 4Q68 ที่ 1.75 หมื่นลบ. ลดลง 4.4% YoY แต่เพิ่มขึ้น 37.9% QoQ โดยได้รับแรงหนุนจากปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นและกำไรพิเศษจากการเข้าซื้อกิจการ Algeria Touat ขณะที่กำไรปกติปรับตัวเพิ่มขึ้น QoQ แต่ยังคงลดลง YoY ซึ่งเป็นผลมาจากราคาขายเฉลี่ย (ASP) ที่อ่อนตัวลงและค่าเสื่อมราคาที่สูงขึ้น ผลประกอบการออกมาดีกว่าที่ตลาดและ INVX คาดการณ์ไว้เล็กน้อย กำไรสุทธิปี 2568 อยู่ที่ 6.03 หมื่นลบ. ลดลง 23.5% YoY ตามราคาน้ำมันที่ปรับตัวลง เราคาดว่ากำไรปี 2569 จะอ่อนตัวลง แต่ยังคงคำแนะนำ OUTPERFORM โดยปรับราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF เพิ่มขึ้นจาก 138 บาท เป็น 144 บาท จากการปรับสมมติฐานหลังปี 2568 เราเล็งเห็น upside สำหรับสมมติฐานราคาน้ำมันปี 2569 จากปัจจัยด้านภูมิรัฐศาสตร์ในปัจจุบัน
ปริมาณการขายเพิ่มขึ้นจากสินทรัพย์ใหม่และการปิดซ่อมบำรุงที่น้อยลง ปริมาณการขายใน 4Q68 เพิ่มขึ้น 8% YoY และ 6% QoQ สู่ระดับ 540kBOED โดยได้รับแรงหนุนจากการเข้าถือหุ้น 50% ในโครงการ MTJDA Block A-18 ในอ่าวไทย และการปิดซ่อมบำรุงที่น้อยลง ซึ่งช่วยกระตุ้นยอดขายก๊าซจากโครงการในอ่าวไทย โดยเฉพาะโครงการ Contract 4 นอกจากนี้ การเติบโตของปริมาณการขายยังได้รับแรงหนุนจากโครงการ Algeria Touat (สัดส่วนถือหุ้น 22%) ซึ่งบริษัทรับรู้ผลการดำเนินงานผ่านส่วนแบ่งกำไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า
ASP อ่อนตัวลง QoQ ตามราคาน้ำมันที่ลดลง ราคาขายเฉลี่ย (ASP) อ่อนตัวลงสู่ US$42.6/BOE ใน 4Q68 โดยได้รับแรงกดดันจากราคาผลิตภัณฑ์กลุ่มของเหลวที่อ่อนตัวลง แม้ราคาก๊าซจะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ US$5.7/mmbtu ด้านต้นทุนต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 2% QoQ สู่ US$32.2/BOE จากค่าใช้จ่ายทั่วไปและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่สูงขึ้น แม้ว่าค่าเสื่อมราคาปรับตัวลดลงเล็กน้อย QoQ จากผลกระทบด้านปริมาณ ขณะที่ EBITDA margin ลดลงจาก 70% ใน 3Q68 มาอยู่ที่ 65% ใน 4Q68 เทียบกับเป้าหมายระยะยาวที่ 70%
ปริมาณการขายจะเติบโตต่อเนื่องในปี 2569 ผู้บริหารคาดว่าปริมาณการขายจะเติบโต 10% ในปี 2569 สู่ระดับ 560kBOED โดยได้รับปัจจัยหนุนจากโครงการ Block SK408 ในมาเลเซีย (10kBOED, เข้าซื้อเมื่อเดือนธ.ค. 2568) รวมถึงการรับรู้ปริมาณการขายเต็มปีจากโครงการ MTJDA-A18 และโครงการก๊าซ Algeria Touat ทั้งนี้ ผู้บริหารคาดว่าปริมาณการขายจะค่อยๆ เพิ่มขึ้นจาก 540-545kBOED ใน 1Q69 ซึ่งคาดว่าจะเป็นระดับต่ำสุดของปี 2569 จากการปิดซ่อมบำรุงโครงการในอ่าวไทยตามแผน ASP ยังคงเป็นความเสี่ยงหลักท่ามกลางราคาน้ำมันที่อ่อนแอ ขณะที่คาดว่าราคาก๊าซจะทรงตัวที่ประมาณ US$5.7±/mmbtu ไม่เปลี่ยนแปลง QoQ หลังจากการปรับราคาก๊าซครั้งล่าสุดใน 4Q68 ในขณะเดียวกัน ต้นทุนต่อหน่วยมีแนวโน้มลดลงสู่ US$30/BOE ซึ่งจะช่วยสนับสนุนให้กำไรแข็งแกร่ง ราคาน้ำมันที่ลดลงจะถูกชดเชยบางส่วนด้วยการทำสัญญาป้องกันความเสี่ยงราคาน้ำมันจำนวน 12 ล้านบาร์เรล (ณ สิ้นปี 2568) หรือคิดเป็นสัดส่วน ~6% ของปริมาณการขายทั้งปี
ปรับประมาณการกำไรตามการปรับสมมติฐานหลังปี 2568 เราปรับประมาณการกำไรสุทธิปี 2569-2571 เพิ่มขึ้น 6%, 3% และ 3% ตามลำดับ เพื่อสะท้อนการปรับสมมติฐานเล็กน้อยหลังการประกาศผลประกอบการปี 2568 อย่างไรก็ตาม สมมติฐานราคาน้ำมันเฉลี่ย (Brent) สำหรับช่วง 3 ปีดังกล่าวยังคงเดิมที่ US$62, US$63 และ US$64 ตามลำดับ
ปรับราคาเป้าหมายเพิ่มขึ้นเป็น 144 บาท อิงกับวิธี DCF และราคาน้ำมันดิบเบรนท์ระยะยาวที่ US$64 เราปรับราคาเป้าหมาย (สิ้นปี 2569) เพิ่มขึ้นจาก 138 บาท เป็น 144 บาท หลังจากปรับประมาณการกำไรและกระแสเงินสด Upside ต่อประมาณการของเรา คือ ราคาน้ำมันที่สูงกว่าคาดจากการความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลางและยุโรปที่สูงขึ้น โดยราคาเป้าหมายอิงวิธี DCF ของเราคำนวณจากราคาน้ำมันดิบเบรนท์ระยะยาวที่ US$64 เทียบกับ US$67 บน forward curve
ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยสูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
4Q25: Slightly above estimates
Slightly above INVX and market estimates, PTTEP 4Q25 net profit was Bt17.5bn, down 4.4% YoY but up 37.9% QoQ, on higher sales volume and a one‑off gain from the Algeria Touat acquisition. Core profit rose QoQ but fell YoY on lower ASP and higher depreciation. Net profit fell 23.5% YoY to Bt60.3bn in 2025 on lower oil prices. We expect a fall in 2026F but retain OUTPERFORM, with our DCF‑based TP raised from Bt138 to Bt144 after fine-tuning assumptions to 2025 results. We see upside on 2026 oil price assumption given the current geopolitical premium.
Higher sales volume on new assets and less maintenance. 4Q25F sales volume rose 8% YoY and 6% QoQ to 540kBOED, supported by the newly-acquired 50% stake in MTJDA Block A-18 in the Gulf of Thailand and fewer maintenance shutdowns, boosting gas sales from operating projects in the Gulf of Thailand, chiefly Contract 4. Sales volume growth was also supported by the Algeria Touat project (22% interest), whose profit was booked as one-line profit sharing from JV.
ASP softened QoQ on lower oil price. ASP weakened to US$42.6/BOE in 4Q25, pressured by weaker liquid prices despite stable gas prices near US$5.7/mmbtu. Unit cost rose 2% QoQ to US$32.2/BOE on higher general and operating expenses, though depreciation charge edged down QoQ on volume impact. EBITDA margin fell from 70% in 3Q25 to 65% in 4Q25 against long-term target of 70%.
More sales volume growth in 2026. Management expects sales volume growth of 10% in 2026 to 560kBOED on full‑year contributions from new assets: Block SK408 in Malaysia (10kBOED, acquired Dec 2025) and MTJDA-A18 and Algeria’s Touat gas project. Management expects volume to increase gradually from 540-545kBOED in 1Q26, which is expected to be the year’s lowest due to planned maintenance of operating fields in the Gulf of Thailand. ASP remains the key risk amid weak oil prices, while gas prices are expected to hold at ~US$5.7±/mmbtu, unchanged QoQ after the latest gas price adjustment in 4Q25. Unit cost is trending toward US$30/BOE, supporting earnings resilience. Lower oil price will be partly offset by its oil hedging position of 12mn bbl (as of end-2025), ~6% of full-year sales volume.
Fine-tuning earnings estimates on updated post‑2025 assumptions. We revise up net profit for 2026F by 6%, 2027F by 3% and 2028F by 3% to reflect a slight change in assumptions after release of 2025 earnings. We keep average oil price (Brent) assumptions for these three years unchanged at US$62 for 2026, US$63 for 2027 and US$64 for 2028.
Raise TP to Bt144 based on DCF and LT Brent oil price of US$64. We revise up TP (end-2026) to Bt144 from Bt138 after the earnings and cash flow revision. Upside to our forecast is higher-than-expected oil price from any escalation of geopolitical tension in the Middle East and Europe. Our DCF-based TP is based on LT Brent oil price of US$64 vs. US$67 on the forward curve.
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 > PTTEP260210_E.pdf
