กำไรสุทธิ 1Q69 อยู่ที่ 1.18 หมื่นลบ. ลดลง 28.5% YoY และ 32.4% QoQ สูงกว่าคาดเนื่องจากต้นทุนต่อหน่วยต่ำกว่าคาด ทั้งนี้กำไรสุทธิได้รับแรงกดดันจากขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน (8.5 พันลบ.) เนื่องจากราคาน้ำมันล่วงหน้าที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลกระทบเชิงลบต่อปริมาณการผลิตที่บริษัททำประกันความเสี่ยงไว้ (~13% ของปริมาณการผลิตในปี 2569) หากตัดรายการที่ไม่เกี่ยวข้องกับการดำเนินงานออก กำไรจากการดำเนินงานปกติปรับตัวดีขึ้นอย่างแข็งแกร่ง YoY มาอยู่ที่ 1.99 หมื่นลบ. โดยได้รับแรงหนุนจากปริมาณขายที่เพิ่มขึ้น รวมถึงราคาก๊าซและผลิตภัณฑ์ของเหลวที่แข็งแกร่งขึ้น กำไรปกติ 1Q69 คิดเป็น 24% ของประมาณการทั้งปี เราคาดว่าราคาน้ำมันที่สูงขึ้นจะยังคงเป็นปัจจัยขับเคลื่อนกำไรใน 2Q69 เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP ด้วยราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF ที่ 175 บาท
ปริมาณขายเพิ่มขึ้นท่ามกลางราคา LNG ที่อยู่ในระดับสูง ปริมาณขายเพิ่มขึ้น 14.3% YoY และ 2.6% QoQ สู่ระดับ 553kBOED ดีกว่าที่คาดการณ์ไว้เล็กน้อย เพื่อตอบสนองต่อความต้องการที่เพิ่มขึ้น ส่งผลให้ PTTEP เลื่อนแผนปิดซ่อมบำรุงโครงการก๊าซในอ่าวไทยและเอเชียตะวันออกเฉียงใต้จาก 1Q69 ไปเป็นไตรมาสถัดไป เพื่อลดผลกระทบจากราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นจากสงครามในตะวันออกกลาง ทั้งนี้ปริมาณขายรวมจากประเทศไทยและเอเชียตะวันออกเฉียงใต้เพิ่มขึ้น 12.1% YoY และ 4.6% QoQ ซึ่งช่วยชดเชยปริมาณการขนส่งน้ำมันจากตะวันออกกลางที่ลดลง
ASP ปรับตัวดีขึ้น QoQ ตามราคาน้ำมันที่สูงขึ้น ราคาขายเฉลี่ย (ASP) ขยับขึ้น 0.6% YoY และเพิ่มขึ้น 8.2% QoQ มาอยู่ที่ US$46.02/BOE ใน 1Q69 ซึ่งเป็นระดับสูงสุดนับตั้งแต่ 3Q67 โดยได้รับปัจจัยหนุนจากราคาผลิตภัณฑ์ของเหลวที่สูงขึ้น (+5.6% YoY, +23.4% QoQ) ในขณะที่ราคาก๊าซค่อนข้างทรงตัวที่ US$5.81/mmcfd (-2.4% YoY, +1.2% QoQ) ส่วนต้นทุนต่อหน่วยลดลง 9.1% YoY และ 13.1% QoQ มาอยู่ที่ US$27.97/BOE สะท้อนถึงการบริหารจัดการต้นทุนที่มีประสิทธิภาพ ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย (DD&A) ที่ลดลง และการประหยัดต่อขนาดจากปริมาณขายที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ EBITDA margin ยังคงแข็งแกร่งที่ 71% เมื่อเทียบกับเป้าหมายระยะยาวที่ 70% ซึ่งตอกย้ำสถานะของ PTTEP ในการเป็นผู้ผลิตต้นน้ำที่มีต้นทุนต่ำในภูมิภาค
เร่งเพิ่มปริมาณการผลิตสูงสุด สำหรับ 2Q69 และปี 2569 PTTEP ยืนยันเป้าปริมาณขายที่ ~560kBOED ขณะที่คาดว่าต้นทุนต่อหน่วยจะอยู่ใกล้ระดับ S$30/BOE เทียบกับ <US$28/BOE ใน 1Q69 ซึ่งสะท้อนถึงค่าใช้จ่ายในการซ่อมบำรุงและค่าเสื่อมราคาที่สูงขึ้นจากสินทรัพย์ใหม่ บริษัทคาดว่า EBITDA margin จะอยู่ที่ ~70% ภายใต้สมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบที่ US$80–90/บาร์เรล ทั้งนี้ราคาขายก๊าซน่าจะยังคงแข็งแกร่งภายใต้สัญญาที่อิงกับสูตรราคา ซึ่งจะช่วยป้องกันความเสี่ยง downside เมื่อเทียบกับความผันผวนของราคา LNG ผู้บริหารยืนยันความสามารถในการรักษาปริมาณการผลิตก๊าซให้สูงกว่าปริมาณตามสัญญาตลอดปี 2569 เพื่อบรรเทาผลกระทบจากต้นทุน LNG ที่อยู่ในระดับสูง แม้ว่าบางโครงการยังคงต้องมีการซ่อมบำรุงเพื่อลดความเสี่ยงจากการหยุดผลิตโดยไม่คาดคิด เป้าหมายโดยรวมยังคงไม่เปลี่ยนแปลงจากเป้าหมายเดิม
ผลกระทบจากสงครามในตะวันออกกลางมีจำกัด การดำเนินงานของสินทรัพย์ในตะวันออกกลาง (10% ของปริมาณขาย) ยังคงเป็นไปตามปกติ โดยการผลิตในโครงการ Oman Block 61 ยังคงเป็นไปตามแผน และการพัฒนาสินทรัพย์ใหม่ในสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE) ยังคงดำเนินต่อไปโดยมีความล่าช้าเพียงเล็กน้อย ทั้งนี้ บริษัทอยู่ระหว่างการประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อสินทรัพย์ใน UAE เมื่อเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์
คงประมาณการกำไรและราคาเป้าหมาย กำไรจากการดำเนินงานใน 1Q69 ยังคงสอดคล้องกับประมาณการทั้งปีของเรา แม้ว่ากำไรสุทธิจะได้รับผลกระทบจากรายการที่ไม่ได้เกิดจากการดำเนินงานปกติ หลักๆ คือ ขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน เรายังคงประมาณการกำไรสุทธิปี 2569 ไว้ที่ 7.48 หมื่นลบ. โดยอิงกับสมมติฐานราคาน้ำมันดิบ Brent ที่ US$90/บาร์เรล ท่ามกลางฐานราคาพลังงานที่สูงขึ้นในเชิงโครงสร้างและค่าความเสี่ยงจากสถานการณ์ภูมิรัฐศาสตร์ที่ยืดเยื้อ โดยค่าเฉลี่ย YTD อยู่ที่ US$83/บาร์เรล เรายังคงราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF (สิ้นปี 2569) ไว้ที่ 175 บาท โดยอิงกับราคาน้ำมันดิบ Brent ระยะยาวที่ US$65 ตั้งแต่ปี 2573 เป็นต้นไป เทียบกับ US$67 ที่สะท้อนใน forward curve
ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบที่ผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยที่สูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
1Q26: Lower profit YoY; above estimates
Net profit beat estimates at Bt11.8bn, down 28.5% YoY and 32.4% QoQ, due to lower unit cost than expected. Net profit was dampened by Bt8.5bn in oil price hedging losses, as higher forward oil prices hit the hedged volume (~13% of 2026 production volume). Excluding non-operating items, profit from normal operations showed solid YoY improvement to Bt19.9bn, on higher sales volume and firmer gas and liquids prices. 1Q26 core profit was 24% of our full-year forecast. We expect higher oil price to continue to drive earnings in 2Q26. Stay OUTPERFORM with DCF-based TP of Bt175.
Maximizing sales volume amidst high LNG price. Sales volume was slightly better than expected, up 14.3% YoY and 2.6% QoQ to 553kBOED in response to higher demand that led PTTEP to reschedule the maintenance shutdown of gas operations in the Gulf of Thailand and SEA from 1Q26 to later quarters to reduce the impact of higher LNG price caused by the war in the Middle East. The combined sales volume from Thailand and SEA rose 12.1% YoY and 4.6% QoQ, offset by lower oil loads from the Middle East.
ASP improved QoQ on higher oil price. ASP edged up 0.6% YoY and rose 8.2% QoQ to US$46.02/BOE in 1Q26, the highest since 3Q24 on higher liquid product prices (+5.6% YoY, +23.4% QoQ), with gas price stable at US$5.81/mmcfd (-2.4% YoY, +1.2% QoQ). Unit cost fell 9.1% YoY and 13.1% QoQ to US$27.97/BOE, reflecting effective cost management, lower DD&A, and economies of scale from higher volume. EBITDA margin remained strong at 71%, compared with long‑term target of 70%, reinforcing PTTEP’s position among low-cost upstream producers in the region.
To maximize production volume. For 2Q26 and 2026, PTTEP reaffirmed sales volume guidance of ~560kBOED. Unit cost is expected near US$30/BOE versus <US$28/BOE in 1Q26, reflecting higher maintenance and depreciation at new assets. EBITDA margin is guided at ~70%, assuming Dubai crude at US$80–90/bbl. Gas price should be resilient under formula-based contracts, providing downside protection against LNG volatility. Management reiterated its ability to sustain gas output above contracted volumes through 2026, mitigating high LNG costs, although selected fields still require maintenance to reduce breakdown risk. Overall guidance is unchanged.
Limited impact from the war in the Middle East. The operations of the company’s assets in the Middle East (10% of sales volume) remain stable with production at Oman Block 61 still as planned and the development of new assets in the UAE continuing, albeit with a slight delay. It is assessing potential impact on the asset in UAE when it starts up.
Profit forecast and TP maintained. Operating profit in 1Q26 remains in line with our full-year forecast although net profit was affected by non-core items such as oil hedging losses. We maintain our net profit forecast of Bt74.8bn, based on Brent oil price assumption of US$90/bbl amid a structurally higher energy price floor and persistent geopolitical risk premium, with the YTD average at US$83/bbl. Our DCF-based target price (end-2026) of Bt175 is intact, based on a long-term Brent price of US$65 from 2030F onward, against US$67 implied by 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 > PTTEP260505_E.pdf
