PTTEP - 1Q67: กำไรแข็งแกร่งตามคาด (ราคาเป้าหมาย 204 บาท)

กำไรสุทธิใน 1Q67 ที่ 18.7 พันล้านบาท (-3.1 YoY +2.2 QoQ) เป็นไปตามที่ INVX และประมาณการของตลาด เนื่องจากผลกระทบเชิงลบที่เกิดจากรายการพิเศษและต้นทุนการดำเนินงานต่ำกว่าที่คาด กำไรปกติ 19.4 พันล้านบาทลดลง 10% QoQ จาก ASP และปริมาณการขายที่ลดลง QoQ และต้นทุนต่อหน่วยที่สูงขึ้น เราคาดว่ากำไรจะดีขึ้นใน 2Q67 โดยได้แรงหนุนจากราคาน้ำมันและปริมาณการขายที่สูงขึ้นเป็นประวัติการณ์ เนื่องจากการผลิตจากแปลง G1/61 (เอราวัณ) เต็มกำลังการผลิต เราปรับเพิ่มประมาณการกำไรปี 2024F ขึ้นอีก 10% เพื่อสะท้อนสมมติฐานราคาน้ำมัน โดยราคาน้ำมัน Brent อยู่ที่ US$85/bbl (จาก US$80/bbl ก่อนหน้านี้) คงเรตติ้ง Outperform โดยราคาเป้าหมายอ้างอิง DCF ที่ 204 บาท (สิ้นปี 2567F) อิงราคาน้ำมัน Brent ระยะยาวที่ US$70/บาร์เรลตั้งแต่ปี 2569F เป็นต้นไป ปัจจัยสำคัญที่ต้องติดตามคือผลกระทบของความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์ที่กำลังดำเนินอยู่ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออุปทานและราคาน้ำมัน
ปริมาณการขายลดลง QoQ เนื่องจากปริมาณขายน้ำมันลดลง ปริมาณการขายลดลง 0.3% QoQ แต่เพิ่มขึ้น 2.7% YoY เป็น 473kBOED (พันบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมัน) เนื่องจากปริมาณการขายน้ำมันดิบลดลง (-5% QoQ) จากโครงการในประเทศแอลจีเรียและมาเลเซีย ส่งผลให้สัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่เป็นของเหลวลดลงใน 1Q67 เป็น 27% เทียบกับ 28% ใน 4Q66 ในขณะเดียวกันปริมาณการขายก๊าซเพิ่มขึ้น 1.5% QoQ โดยได้แรงหนุนจากยอดขายก๊าซ G1/61 (เอราวัณ) เนื่องจากสามารถผลิตเต็มจำนวนที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันได้ก่อนแผน

ราคาขายเฉลี่ยปรับลดลง QoQ เนื่องจากสัดส่วนผลิตภัณฑ์ก๊าซที่สูงขึ้น ASP ใน 1Q67 ลดลง 5.5% YoY และ 2.4% QoQ เป็น US$47.1/BOE เนื่องจากสัดส่วนปริมาณขายก๊าซที่สูงขึ้น แม้ว่าราคาก๊าซจะเพิ่มขึ้น 1% QoQ เป็น US$5.9/ล้านบีทียู ต้นทุนต่อหน่วยทรงตัว QoQ แต่เพิ่มขึ้น 11% YoY เป็น US$28.9/BOE เนื่องจากการปรับค่าเสื่อมราคาเพียงรอบเดียวใน 1Q66 จากต้นทุนการรื้อถอนที่บันทึกไว้เกินของแหล่งบงกช ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและการสำรวจที่สูงขึ้น QoQ ถูกชดเชยด้วยค่าใช้จ่ายทั่วไปและการบริหารที่ลดลง ทำให้สามารถรักษา EBITDA Margin ไว้ที่ 74% เทียบกับเป้าหมายของบริษัทที่ 70-75%

คาดกำไรเพิ่มขึ้นใน 2Q67 เราคาดว่ากำไรของ PTTEP จะยังคงเพิ่มขึ้นต่อไปใน 2Q67 จากปริมาณการขายและ ASP ที่เพิ่มขึ้น ผู้บริหารคาดว่าปริมาณการขายใน 2Q67 จะเพิ่มขึ้น 9% QoQ สู่ระดับสูงสุดเป็นประวัติการณ์ที่ 514kBOED จากปริมารการการขายน้ำมันที่เพิ่มขึ้นในโครงการในมาเลเซียและแอลจีเรีย รวมถึงการผลิต Block G1/61 เต็มไตรมาสที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ผู้บริหารยังยืนยันว่าการผลิตในโครงการต่างๆ ในเมียนมาร์ยังคงไม่หยุดชะงักแม้จะมีเหตุการณ์ความไม่สงบในประเทศก็ตาม PTTEP คาดว่าราคาขายก๊าซจะอยู่ที่ US$5.9/ล้านบีทียู แม้ว่าจะมีปริมาณเพิ่มขึ้นจากโครงการภายใต้ PSC เช่น G1/61 และ G2/61 ราคาน้ำมันที่สูงในปัจจุบันน่าจะผลักดันปริมาณการขายผลิตภัณฑ์ที่เป็นของเหลวของบริษัท (น้ำมันดิบและคอนเดนเสท) นอกจากนี้เรายังปรับประมาณการกำไรปี 2024F ขึ้นอีก 10% เพื่อสะท้อนสมมติฐานราคาน้ำมันของเรา โดยที่ราคาน้ำมัน Brent อยู่ที่ US$85/bbl (เทียบกับ US$80 ก่อนหน้านี้)

ราคาเป้าหมายที่ 204 บาท อิงจาก DCF (สิ้นปี 2567) และราคาน้ำมันเบรนท์ระยะยาวที่ US$70/bbl จากปี 2569F เทียบกับค่าเฉลี่ย 5 ปีที่ US$72 ทั้งนี้สมมติฐานปริมาณขายของเราซึ่งต่ำกว่าเป้าของ PTTEP อยู่ 3% เป็นส่วนเผื่อเพื่อความปลอดภัย (margin of safety) ณ ราคาเป้าหมายของเรา หุ้น PTTEP จะเทรดที่ PBV ปี 2567 ระดับ 1.4 เท่า หรือ +1SD ของ PBV เฉลี่ย 5 ปี สะท้อนถึงตลาดน้ำมันที่ดีขึ้น

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

1Q24 net profit was Bt18.7bn (-3.1 YoY, +2.2 QoQ), in line with INVX and market estimates on lower negative impact from extra items and lower than expected operating cost. Recurring profit was Bt19.4bn, down 10% QoQ on lower ASP and sales volume and higher unit cost. We expect profit to improve in 2Q24, driven by higher oil price and a new high for sales volume on the full production at Block G1/61 (Erawan). We revise up our 2024F by 10% to reflect our changed oil price assumption of Brent at US$85/bbl from US$80/bbl. We maintain Outperform with DCF-based TP of Bt204 (end-2024F), pegged to LT Brent oil price of US$70/bbl from 2026F onwards. Key to watch is the impact of ongoing geopolitical risks that could disrupt oil supply.
Sales volume edged down QoQ on lower crude oil sales. Sales volume slid 0.3% QoQ but increased 2.7% YoY to 473kBOED (thousand barrels of oil equivalent) due to lower crude oil sales (-5% QoQ) from projects in Algeria and Malysia, which in turn cut the proportion of liquid products in 1Q24 to 27% vs. 28% in 4Q23. Gas sales volume rose 1.5% QoQ backed by G1/61 (Erawan), whose full production at 800mmcfd was achieved ahead of schedule.
ASP down QoQ on higher proportion of gas product. ASP in 1Q24 fell 5.5% YoY and 2.4% QoQ to US$47.1/BOE on a higher proportion of gas sales volume, although gas price edged up 1% QoQ to US$5.9/mmbtu. Unit cost was steady QoQ but was up 11% YoY to US$28.9/BOE off a 1Q23 one-time adjustment of depreciation from overbooked decommissioning cost. Higher operating and exploration expenses QoQ were offset by lower general and administrative expenses, enabling it to keep EBITDA margin stable at 74%, within its target range of 70-75%.

Profit expected to rise in 2Q24. We expect profit to rise in 2Q24, underwritten by higher sales volume and ASP. Management guided to a 9% QoQ rise in 2Q24 sales volume to a new high of 514kBOED from more oil loading at operating projects in Malaysia and Algeria as well as a full-quarter production of Block G1/61 at 800mmcfd. Management reaffirmed that production at projects in Myanmar is uninterrupted despite the unrest in the country. Gas selling price is expected to stay at US$5.9/mmbtu despite higher volume from projects under PSCs (G1/61 and G2/61). The current high oil price should also drive selling price for liquid products (crude and condensate). We raise our 2024F by 10% to reflect our higher Brent price assumption of US$85/bbl (vs. US$80 previously).

TP of Bt204 based on DCF (end-2024) and L/T Brent of US$70/bbl from 2026F vs. five-year average of US$72. Note that our volume assumption is 3% below guidance to provide a margin of safety. At our TP, it trades at 1.5x 2024F PBV or +1SD of 5-year average, reflecting a better oil market.
Risk factors: 1) Volatile crude oil price, 2) higher unit cost, 3) asset impairment and 4) regulatory change on GHG emissions. Key ESG risk factors are the environmental impact of its business and adapting to transition to clean energy.