PTTEP รายงานกำไรสุทธิ 2Q69 สูงสุดเป็นประวัติการณ์ที่ 2.72 หมื่นลบ. เพิ่มขึ้น 101% YoY และ 130% QoQ สูงกว่าที่เราคาดการณ์ไว้ แต่เป็นไปตามที่ตลาดคาดการณ์ กำไรที่เติบโตแข็งแกร่ง QoQ ได้รับแรงหนุนจากกำไรจากการดำเนินงานที่สูงขึ้นและกำไรจากตราสารอนุพันธ์ กำไรปกติเพิ่มขึ้น 74% YoY และ 22% QoQ มาอยู่ที่ 2.43 หมื่นลบ. โดยได้รับแรงหนุนจากปริมาณขายที่ทำสถิติสูงสุดใหม่และราคาขายเฉลี่ย (ASP) ที่สูงขึ้น กำไรสุทธิ 1H69 เพิ่มขึ้น 30% YoY มาอยู่ที่ 3.9 หมื่นลบ. คิดเป็น 59% ของประมาณการกำไรทั้งปีของเรา เราคาดว่ากำไร 3Q69 จะอ่อนตัวลง QoQ จากปริมาณขายที่ลดลงอันเป็นผลมาจากการปิดซ่อมบำรุงแหล่งผลิตในประเทศไทยซึ่งเลื่อนมาจาก 1H69 เรายังคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP และปรับราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF เพิ่มขึ้นจาก 162 บาท เป็น 170 บาท โดยอิงกับสมมติฐานราคาน้ำมัน Brent ระยะยาวที่ US$64/บาร์เรล
ปริมาณขายที่ทำสถิติสูงสุดใหม่และ ASP ที่แข็งแกร่งช่วยหนุนกำไรปกติ กำไรปกติเพิ่มขึ้น 74% YoY และ 22% QoQ มาอยู่ที่ 2.43 หมื่นลบ. หลักๆ ได้รับแรงหนุนจากปริมาณขายที่เพิ่มขึ้นและราคาขายเฉลี่ย (ASP) ที่แข็งแกร่งขึ้น ปริมาณขายทำสถิติสูงสุดใหม่ที่ 573kBOED (+13% YoY, +3% QoQ) จากโครงการในอ่าวไทยที่ผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติมากขึ้น ขณะที่โครงการในแอลจีเรียมีการขนส่งน้ำมัน 2 เที่ยว เทียบกับ 1 เที่ยวใน 1Q69 ด้าน ASP เพิ่มขึ้น 20% YoY และ 15% QoQ มาอยู่ที่ US$52.89/BOE ตามทิศทางราคาน้ำมันโลกที่สูงขึ้น ขณะที่ต้นทุนต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 6% QoQ มาอยู่ที่ US$29.78/BOE โดยมีสาเหตุหลักมาจากค่าเสื่อมราคา ค่าสูญสิ้น และค่าตัดจำหน่าย (DD&A) ที่สูงขึ้นจากสินทรัพย์พร้อมใช้งาน รวมถึงการตัดจำหน่ายค่าใช้จ่ายสำรวจที่บันทึกในไตรมาสดังกล่าว อย่างไรก็ตาม ต้นทุนต่อหน่วยลดลง 4% YoY
กำไรจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติมีจำนวน 2.8 พันลบ. (US$87 ล้าน) หลักๆ ได้แรงหนุนจากกำไรจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันจำนวน US$94 ล้าน เทียบกับขาดทุน US$267 ล้านใน 1Q69 การฟื้นตัวมีสาเหตุหลักมาจากการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดล่วงหน้า โดยมีการกลับรายการขาดทุนจากการวัดมูลค่ายุติธรรม (mark-to-market) ที่บันทึกไว้ก่อนหน้านี้ (ในช่วงที่ราคาน้ำมันปรับตัวขึ้นแรง) เป็นบางส่วนหลังจากราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้าปรับลดลงในช่วงปลายไตรมาส ขณะที่ความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยนส่งผลให้เกิดผลขาดทุน US$7 ล้าน สะท้อนถึงการอ่อนค่าของเงินบาทและริงกิตมาเลเซีย
ปริมาณขาย 3Q69 มีแนวโน้มลดลง QoQ แม้ว่าปริมาณขายใน 1H69 จะอยู่ในระดับแข็งแกร่งที่ 563kBOED แต่ผู้บริหารยังคงเป้าปริมาณขายในปี 2569 ไว้ที่ 560kBOED โดยคาดว่าปริมาณขายจะลดลงมาอยู่ที่ 525kBOED ใน 3Q69 จากการปิดซ่อมบำรุงแหล่งผลิตในประเทศไทยและเมียนมา ซึ่งเดิมมีกำหนดใน 1H69 แต่ถูกเลื่อนออกไปจากภาวะขาดแคลนอุปทาน LNG ในช่วงที่เกิดความขัดแย้งอิหร่าน ซึ่งสอดคล้องกับแผนปิดซ่อมบำรุงโรงแยกก๊าซของ PTT ในช่วงเดือนส.ค.-ก.ย. 2569 เราคาดว่าปริมาณขายทั้งปีจะอยู่ที่ 556-557kBOED ต่ำกว่าเป้าของบริษัทราว 1% ขณะที่ประมาณการที่เราใช้ปัจจุบันยังคงต่ำกว่าเป้าของบริษัทอยู่ 3% ทั้งนี้เราคาว่าราคาก๊าซจะยังคงแข็งแกร่งใน 3Q69 โดยได้รับอานิสงส์จากราคาน้ำมันที่สูงขึ้นและกลไกการกำหนดราคาตามสัญญาในเมียนมาและมาเลเซีย
ปรับประมาณการกำไรเล็กน้อย เราปรับประมาณการกำไรสุทธิปี 2569 ของ PTTEP เพิ่มขึ้น 5% เพื่อสะท้อนผลประกอบการ 1H69 และการปรับสมมติฐานเล็กน้อย โดยยังคงประมาณการราคาน้ำมัน Brent ไว้ที่ US$82/บาร์เรล ในปี 2569, US$70/บาร์เรล ในปี 2570 และ US$69/บาร์เรล ในปี 2571 เราปรับราคาเป้าหมายสิ้นปี 2569 เพิ่มขึ้นจาก 162 บาท เป็น 170 บาท สะท้อนประมาณการกำไรและกระแสเงินสดที่สูงขึ้น ราคาเป้าหมายที่เราประเมินด้วยวิธี DCF อิงสมมติฐานราคาน้ำมัน Brent ระยะยาวที่ US$64/บาร์เรล เทียบกับราคาน้ำมันล่วงหน้าที่ US$68-69/บาร์เรล เรายังคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP จากความสามารถในการสร้างกระแสเงินสดและศักยภาพการจ่ายเงินปันผลที่แข็งแกร่ง เงินปันผลระหว่างกาลที่ 4.50 บาท/หุ้น (ขึ้นเครื่องหมาย XD วันที่ 14 ส.ค.) คิดเป็นอัตราการจ่ายปันผล 45.8% และให้อัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลเฉลี่ยต่อปีที่ 6%
ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยสูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
2Q26: Record-high profit beats estimate
PTTEP posted a record quarterly net profit of Bt27.2bn, up 101% YoY and 130% QoQ, beating our forecast and in line with consensus. Strong QoQ growth was driven by higher operating profit and derivative gains. Core profit rose 74% YoY and 22% QoQ to Bt24.3bn, supported by record sales volume and higher ASP. 1H26 net profit increased 30% YoY to Bt39bn, accounting for 59% of our full-year forecast. We expect 3Q26 earnings to soften QoQ due to lower sales volume from maintenance shutdowns in Thailand deferred from 1H26. We maintain OUTPERFORM and raise our DCF-based TP to Bt170 from Bt162, based on a long-term Brent assumption of US$64/bbl.
Record sales volume and favorable ASP boosted core profit. Core profit increased 74% YoY and 22% QoQ to Bt24.3bn, driven mainly by higher sales volume and stronger average selling prices (ASP). Sales volume reached a record 573kBOED (+13% YoY, +3% QoQ), supported by sustained gas nominations from the Gulf of Thailand throughout the quarter, while Algeria contributed two oil cargo liftings compared with one cargo in 1Q26. ASP rose 20% YoY and 15% QoQ to US$52.89/BOE, in line with higher global oil prices. Meanwhile, unit cost increased 6% QoQ to US$29.78/BOE—though down 4% YoY—mainly due to higher depreciation, depletion and amortization (DD&A) expenses from newly completed assets, as well as exploration write-offs recorded during the quarter.
Non-operating items generated a gain of Bt2.8bn (US$87mn), primarily driven by oil hedging gains of US$94mn, vs. a loss of US$267mn in 1Q26. The turnaround was mainly attributable to movements in the forward oil curve. Mark-to-market losses recognized earlier, when oil prices rose sharply, were partially reversed as the forward curve eased toward the end of the quarter. FX movements resulted in a loss of US$7mn, reflecting the depreciation of Thai baht and Malaysian ringgit.
3Q26 volume to fall QoQ. Despite solid 1H26 sales volume of 563kBOED, management has maintained its 2026 target of 560kBOED. Sales volume is expected to decline to 525kBOED in 3Q26 due to maintenance shutdowns at operating assets in Thailand and Myanmar. These shutdowns were deferred from 1H26 because of LNG supply shortages during the Iran conflict. This is in line with planned outages at PTT's gas separation plants in Aug-Sep 2026. We expect full-year sales volume to come in around 1% below the target at 556-557kBOED, while our forecast remains 3% below the company's guidance. Gas prices are expected to remain strong in 3Q26, benefiting from higher oil prices and contractual pricing mechanisms in Myanmar and Malaysia.
Fine-tuning earnings estimates. We raise our 2026F net profit forecast by 5% following 1H26 results and minor assumption changes. Our Brent price forecasts remain unchanged at US$82/bbl in 2026, US$70/bbl in 2027, and US$69/bbl in 2028. We raise our end-2026 TP to Bt170 from Bt162, reflecting higher earnings and cash flow forecasts. Our DCF-based TP is based on a long-term Brent assumption of US$64/bbl, vs. US$68-69/bbl on the forward curve. We maintain OUTPERFORM on strong cash flow generation and dividend capacity. The interim dividend of Bt4.50/share (XD: 14 Aug) implies a 45.8% payout ratio and a 6% annualized yield.
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 > PTTEP260803_E.pdf
