PTTEP – 4Q66: กำไรสูงกว่าคาด – OUTPERFORM (ราคาเป้าหมาย 194 บาท)

กำไรสุทธิ 4Q66 ของ PTTEP อยู่ที่ 1.83 หมื่นลบ. (+17.1% YoY, +1% QoQ) ดีกว่าที่ INVX และตลาดประเมินไว้ เพราะผลกระทบเชิงลบจากรายการพิเศษน้อยกว่าคาดและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานต่ำกว่าคาด กำไรปกติอยู่ที่ 2.14 หมื่นลบ. ลดลง 18% YoY เพราะ ASP ลดลง แต่เพิ่มขึ้น 13% QoQ เพราะปริมาณการขายสูงขึ้นและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานลดลง กำไรสุทธิปี 2566 เติบโต 8.2% สู่ระดับสูงสุดเป็นประวัติการณ์ที่ 7.67 หมื่นลบ. แม้ว่ากำไรปกติลดลง 18.4% ซึ่งเป็นผลมาจากขาดทุนจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติ (หลักๆ เป็นขาดทุนจากการด้อยค่าของสินทรัพย์) ที่ลดลงค่อนข้างมาก เราคาดว่ากำไรจะอ่อนตัวลงเล็กน้อยในปี 2567 (แต่ยังคงแข็งแกร่ง) เนื่องจากเราคาดว่าราคาน้ำมันจะลดลง โดยใช้สมมติฐานราคาน้ำมันเบรนท์ที่ US$80/bbl ลดลงจาก US$82/bbl ในปี 2566 เรายังคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP โดยให้ราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF ที่ 194 บาท (สิ้นปี 2567) ซึ่งอิงกับราคาน้ำมันเบรนท์ระยะยาวที่ US$70/bbl ตั้งแต่ปี 2569 เป็นต้นไป ปัจจัยสำคัญที่ต้องจับตา คือ ผลกระทบของความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์ที่กำลังดำเนินอยู่ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออุปทานน้ำมัน และแนวโน้มอุปสงค์ทั่วโลกที่เปราะบางอยู่แล้ว

ปริมาณการขายเพิ่มขึ้น QoQ จากยอดขายก๊าซที่เพิ่มขึ้น ปริมาณการขายเพิ่มขึ้น 1.5% QoQ แต่ลดลง 5.2% YoY สู่ 474.7kBOED (พันบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) โดยได้รับการสนับสนุนจากปริมาณการขายก๊าซที่เพิ่มขึ้นที่โครงการ G2/61 (บงกช) หลังจากปิดซ่อมบำรุงใน 3Q66 และปริมาณการขายคอนเดนเสทที่เพิ่มขึ้นจากโครงการ Contract-4 และ JDA แต่ถูกลดทอนลงโดยปริมาณการขายที่ลดลงที่โครงการในมาเลเซียและตะวันออกกลาง อย่างไรก็ตาม ปริมาณการขายเต็มปี 2566 ลดลง 1% สู่ 462kBOED สอดคล้องกับเป้าหมายล่าสุด ปริมาณการขายก๊าซที่เพิ่มขึ้นช่วยหนุนให้สัดส่วนผลิตภัณฑ์ก๊าซกลับมาอยู่ที่ 72% ใน 4Q66

ASP ลดลง QoQ เพราะสัดส่วนผลิตภัณฑ์ก๊าซสูงขึ้น ASP ใน 4Q66 ลดลง 0.5% QoQ และ 8.2% YoY สู่ US$48.4/BOE ซึ่งเป็นผลมาจากการมีสัดส่วนปริมาณการขายก๊าซเพิ่มขึ้น (+3.7% QoQ) แม้ราคาก๊าซเพิ่มขึ้น 2% QoQ สู่ US$5.86/mmbtu ต้นทุนต่อหน่วยก็ลดลง 1% QoQ สู่ US$28.9/BOE โดยมีสาเหตุมาจากค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่ลดลง (-19% QoQ) อันเป็นผลมาจากการผลิตที่ลดลงของสินทรัพย์น้ำมันและค่าใช้จ่ายในการซ่อมบำรุงที่ลดลง PTTEP สามารถรักษา EBITDA margin ให้อยู่ในกรอบเป้าหมายที่ 70-75% ไว้ได้ที่ 74% ใน 4Q66

กำไร 1Q67 จะอยู่ในระดับทรงตัว QoQ ผู้บริหารกล่าวว่าปริมาณการขายใน 1Q67 อาจจะลดลงเล็กน้อย QoQ สู่ 473kBOED ซึ่งเป็นผลมาจากการขนถ่ายน้ำมันลดลงที่โครงการในมาเลเซียและแอลจีเรีย นอกจากนี้ราคาขายก๊าซจะลดลง QoQ สู่ US$5.8/mmbtu โดยมีสาเหตุมาจากปริมาณก๊าซที่สูงขึ้นจากโครงการ G1/61 และ G2/61 ภายใต้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) แต่จะได้รับการชดเชยจากค่าภาคหลวงและค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้ที่ลดลง ดังนั้นเราจึงคาดว่ากำไรปกติจะอยู่ในระดับทรงตัว QoQ PTTEP วางแผนเพิ่มการผลิตสู่ 500-550mmcfd ในเดือนก.พ.-มี.ค. จาก 400mmcfd ในปัจจุบัน เนื่องจากหลุมผลิตส่วนใหญ่ดำเนินการผลิตแล้ว โดยจะเพิ่มขึ้นถึงเป้าหมายที่ 800mmcfd ภายในเดือนเม.ย. 2567 ตามที่วางแผนไว้

ราคาเป้าหมาย 194 บาท อ้างอิงวิธี DCF (สิ้นปี 2567) และราคาน้ำมันดูไบระยะยาวที่ US$68/bbl และราคาน้ำมันเบรนท์ระยะยาวที่ US$70/bbl ตั้งแต่ปี 2569 เป็นต้นไป เทียบกับค่าเฉลี่ย 5 ปีที่ US$72/bbl ทั้งนี้สมมติฐานปริมาณขายของเราซึ่งต่ำกว่าเป้าของ PTTEP อยู่ 3% เป็นส่วนเผื่อเพื่อความปลอดภัย (margin of safety) ต่อประมาณการกำไรและ valuation ของเรา ทั้งนี้ที่ราคาเป้าหมายของเรา 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

ท่านสามารถอ่านและดาวน์โหลดเอกสารได้จาก  PTTEP240131_T

PTTEP’s 4Q23 profit of Bt18.3bn (+17.1 YoY, +1% QoQ) was better than INVX and market estimates on lower negative impact from extra items and operating cost. Recurring profit of Bt21.4bn was down 18% YoY on lower ASP but +13% QoQ on higher sales volume and lower operating cost. Net profit for 2023 grew 8.2% to a record Bt76.7bn, though recurring profit fell 18.4%, due to much lower loss from non-recurring items (asset impairments). We expect profit to soften slightly in 2024F, though remain solid, on our assumption of lower oil price with Brent at US$80/bbl, down from US$82/bbl in 2023. We maintain our Outperform rating with DCF-based TP of Bt194 (end-2024F), pegged to LT Brent oil price of US$70/bbl from 2026F. We will monitor the impact of ongoing geopolitical risks that could disrupt oil supply and the already fragile global demand outlook.

Higher sales volume QoQ from more gas sales. Sales volume rose 1.5% QoQ but fell 5.2% YoY to 474.7kBOED (thousand barrels of oil equivalent), with greater volume of gas sold at G2/61 (Bongkot) after a maintenance shutdown in 3Q23 and more condensate sales volume at Contract-4 and JDA offset by lower sales volume at projects in Malaysia and the Middle East. Full-year sales volume slipped 1% to 462kBOED, in line with the most recent guidance. More gas sales volume raised the proportion of gas product back to 72% in 4Q23.

ASP down QoQ on higher proportion of gas product. ASP in 4Q23 edged down 0.5% QoQ and fell 8.2% YoY to US$48.4/BOE on a higher proportion of gas sales volume (+3.7% QoQ) although gas price increased 2% QoQ to US$5.86/mmbtu. Unit cost also fell 1% QoQ to US$28.9/BOE due to lower operating cost (-19% QoQ) caused by lower production at oil assets and lower maintenance expenses. It was able to keep EBITDA margin in its target range of 70-75%, at 74% in 4Q23.

1Q24 earnings stable QoQ. Management guided that 1Q24 sales volume may slip QoQ to 473kBOED from lower oil loading at operating projects in Malaysia and Algeria. Gas selling price will inch down QoQ to US$5.8/mmbtu due to higher volume from projects under Production Sharing Contracts (PSC), i.e. G1/61 and G2/61, but this will be offset by lower royalty and income tax expenses. This leads us to expect recurring profit to be stable QoQ. PTTEP plans to ramp production up to 500-550mmcfd in Feb-Mar from 400mmcfd currently as most production wells are in place, reaching target of 800mmcfd by Apr 2024 as planned.

TP of Bt194 based on DCF (end-2024) and L/T Dubai of US$68/bbl and Brent of US$70/bbl from 2026F vs. five-year average of US$72. Note that our volume assumption is 3% below company guidance to provide a margin of safety to our forecast and valuation. At our TP, the stock trades at 1.4x PBV for 2024F 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 how it adapts during the transition to clean energy.