PTTEP - 1Q68: กำไรลดลง QoQ เพราะปริมาณขายลดลง

ปริมาณขายลดลง QoQ จากการปิดซ่อมบำรุงและการขายน้ำมันที่ลดลง ปริมาณขายลดลง 3% QoQ มาอยู่ที่ 484kBOED จากการปิดซ่อมบำรุงตานแผนงานของแหล่งก๊าซในประเทศไทย คือ โครงการ G2/61 (บงกช) และปริมาณขายน้ำมันที่ลดลงจากโครงการในโอมานและแอลจีเรีย ซึ่งทั้งหมดนี้เป็นไปตามข้อมูลที่บริษัทเคยให้ไว้ ปริมาณขายใน 1Q68 คาดว่าจะเป็นระดับต่ำที่สุดของปีนี้ เนื่องจากมีการหยุดดำเนินการมากที่สุดในอ่าวไทย PTTEP เร่งการผลิตจากแหล่งอาทิตย์เพิ่มขึ้นเป็น 330mmcfd เทียบกับปริมาณการผลิตต่อวันตามสัญญาซื้อขาย (DCQ) ที่ 280mmcfd เพื่อชดเชยปริมาณการผลิตก๊าซที่ลดลงจากแหล่งบงกช โดย DCQ ของแหล่งนี้ปรับเพิ่มขึ้นเป็น 330mmcfd ตั้งแต่ 2Q68

ASP ได้รับผลกระทบจากยอดขายก๊าซที่เพิ่มขึ้นใน 1Q68 แม้ว่าราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติปรับเพิ่มขึ้น QoQ ใน 1Q68 แต่ ASP ลดลง 0.2% QoQ มาอยู่ที่ US$45.7/BOE (-3% YoY) ซึ่งเป็นผลมาจากสัดส่วนยอดขายก๊าซที่สูงขึ้น (73%) โดยราคาขายก๊าซอยู่ที่ US$5.95/mmbtu (+0.8% YoY และ +1.5% QoQ) และราคาผลิตภัณฑ์เหลว (น้ำมันและคอนเดนเสท) อยู่ที่ US$73.4/BOE (-7.5% YoY และ +1.9% QoQ) ทั้งนี้ราคาก๊าซต่ำกว่าราคาน้ำมันอยู่ประมาณ 51% discount จากราคาเฉลี่ยของผลิตภัณฑ์เหลวเพิ่มขึ้นเป็น US$3.6/BOE เทียบกับระดับปกติที่ US$1-2/BOE จาก lag time ในการปรับราคาสำหรับสินทรัพย์น้ำมันในตะวันออกกลางและแอลจีเรีย ซึ่งสะท้อนถึงผลกระทบของราคาน้ำมันระดับต่ำใน 4Q67 ต้นทุนต่อหน่วยเพิ่มขึ้น 6.3% YoY และ 4.9% QoQ มาอยู่ที่ US$30.8/BOE จากผลกระทบด้านปริมาณการผลิตและค่าเสื่อมราคาที่สูงขึ้น EBITDA margin ที่ 72% ใน 1Q68 สอดคล้องกับเป้าหมายระยะยาวของบริษัทที่ 70-75%

แนวโน้มใน 2Q68 ผู้บริหารคาดว่าปริมาณขายใน 2Q68 จะเพิ่มขึ้น QoQ มาอยู่ที่ 500-505kboed จากการปิดซ่อมบำรุงในประเทศไทยที่ลดน้อยลงและการขายน้ำมันในโอมานและแอลจีเรียที่มากขึ้น ผู้บริหารกล่าวว่าปริมาณขายจะเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องใน 2H68 และคงเป้าปริมาณขายสำหรับปี 2568 ไว้ที่ 500-510kBOED เพิ่มขึ้นจาก 489kBOED ในปี 2567 ความเสี่ยงที่สำคัญ คือ ASP ซึ่งอาจได้รับผลกระทบเชิงลบจากราคาน้ำมันที่อ่อนแอในปัจจุบัน ในขณะที่คาดว่าราคาก๊าซจะอ่อนตัวลงมาอยู่ที่ US$5.8/mmbtu ใน 2Q68 เป้าราคาก๊าซในปัจจุบันอิงกับราคาน้ำมันดิบดูไบที่ US$70-75/bbl การปรับราคาก๊าซครั้งใหญ่ครั้งต่อไปจะมีขึ้นในเดือนต.ค. 2568 ซึ่งน่าจะมีผลกระทบเพียงเล็กน้อยต่อราคาก๊าซเฉลี่ยทั้งปี 2568

คงราคาเป้าหมายไว้ที่ 162 บาท ราคาเป้าหมาย (สิ้นปี 2568) ที่เราประเมินไว้สำหรับ PTTEP ที่ 162 บาท อิงกับราคาน้ำมันดิบดูไบระยะยาวที่ US$63/bbl และเบรนท์ที่ US$65/bbl ตั้งแต่ปี 2570 เป็นต้นไป ซึ่งสอดคล้องกับ forward curve ในปัจจุบัน เราคงสมมติฐานปริมาณขายไว้ที่ระดับต่ำกว่าเป้าหมายของบริษัทอยู่ 3% เพื่อเป็นค่าเผื่อเพื่อความปลอดภัย เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP เพราะราคาหุ้นมี discount ที่น่าสนใจเมื่อเทียบกับราคาเป้าหมายที่ประเมินได้ด้วยวิธี DCF และงบดุลแข็งแกร่ง โดยมีอัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุนเพียง 0.1 เท่า (ดู Figure 8 สำหรับความอ่อนไหวของราคาเป้าหมายและกำไรต่อราคาน้ำมัน)

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

PTTEP’s 1Q25 net profit fell 11% YoY and 9% QoQ to Bt16.6bn, in line with INVX and consensus estimates, on lower sales volume (-3% QoQ) and ASP (-0.2% QoQ) due to a higher proportion of gas sales. Unit cost also rose 5% QoQ on higher depreciation and lower sales volume. 1Q25 profit was 25% of our 2025F. Despite higher sales volume QoQ in 2Q25, we expect net profit to weaken QoQ on lower ASP. We maintain our 2025F of Bt66.8bn with downside risk from lower oil price. Maintain Outperform with TP of Bt162, based on LT Dubai oil price of US$65/bbl.

Sales volume down QoQ on maintenance shutdown and lower oil loading. Sales volume slid 3% QoQ to 484kBOED on the planned maintenance shutdown of an operating gas field in Thailand, Block G2/61 (Bongkot), and lower oil sales volume from projects in Oman and Algeria, all in line with guidance. Sales volume in 1Q25 is expected to be the year’s lowest on the most operational downtime in the Gulf of Thailand. PTTEP accelerated production from Arthit field to 330mmcfd vs. the daily contracted quantity (DCQ) of 280mmcfd to compensate for the lower gas production from Bongkot. DCQ of this field was raised to 330mmcfd from 2Q25.

ASP dragged by more gas sales in 1Q25. Although both oil and gas prices increased QoQ in 1Q25, ASP edged down 0.2% QoQ to US$45.7/BOE (-3% YoY) due to a higher proportion of gas sales (73%) on gas price of US$5.95/mmbtu (+0.8% YoY, +1.5% QoQ) and price of liquid products (oil and condensate) of US$73.4/BOE (-7.5% YoY, +1.9% QoQ). Note that gas price is about 51% below oil price. The discount on average price for liquid products widened to US$3.6/BOE vs. the normal US$1-2/BOE due to the lag before price adjustment for oil assets in the Middle East and Algeria, reflecting the effect of the low oil price in 4Q24. Unit cost rose 6.3% YoY and 4.9% QoQ to US$30.8/BOE due to volume impact and higher depreciation cost. EBITDA margin of 72% in 1Q25 was in line with the company’s long-term target of 70-75%.

2Q25F guidance. Management expects sales volume in 2Q25 to rise QoQ to 500-505kboed on less maintenance in Thailand and more oil loading in Oman and Algeria. It says sales volume will continue to grow in 2H25 and stands by its 2025 sales volume target of 505-510kBOED, up from 489kBOED in 2024. The key risk is ASP, which could be eroded by the current oil price weakness, while gas price is expected to soften to US$5.8/mmbtu in 2Q25. Current gas price guidance is based on Dubai of US$70-75/bbl. The next major gas price adjustment is in Oct 2025, which should have marginal impact on average gas price for full-year 2025.

TP maintained at Bt162. Our TP (end-2025) of Bt162 is based on LT Dubai of US$63/bbl and Brent of US$65/bbl from 2027, aligning with the current forward curve. We continue to keep our volume assumption at 3% below guidance to provide a margin of safety. We stay Outperform on the tempting discount to DCF valuation and healthy balance sheet with net D/E of only 0.1x. (See Figure 8 for sensitivity of TP and earnings to oil price.)

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 > PTTEP250428_E.pdf