PTTEP ลุยผลิตก๊าซ ดันปริมาณขายโตต่อ

หุ้นวิชั่น - PTTEP ตั้งเป้าปริมาณการขายปิโตรเลียมในไตรมาส 2/2569 แตะ 560,000 บาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นต่อเนื่องทั้งจากไตรมาสแรก และช่วงเดียวกันของปีก่อน รับแรงหนุนหลักจากการเร่งกำลังผลิต รวมถึงรับรู้ M&A ของปีก่อนเข้ามาเต็มไตรมาส และเต็มปีในปีนี้ ขณะที่คาดราคาน้ำมันยังผันผวนในกรอบสูง และต้นทุนมีแนวโน้มเพิ่มจากแผนการปิดซ่อมบำรุงในช่วงที่เหลือของปี พร้อมคงเป้า EBITDA Margin ไว้ที่ระดับ 70%

นายเสริมศักดิ์ สัจจะวรรณกุล ผู้ช่วยกรรมการผู้จัดการใหญ่ สายงานการเงิน บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ PTTEP เปิดเผยว่า บริษัทฯ ตั้งเป้าปริมาณการขายปิโตรเลียมในไตรมาส 2/2569 เฉลี่ยอยู่ที่ 560,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นต่อเนื่อง จากไตรมาส 1/2569 ที่ 553,369 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน โดยมีปัจจัยหนุนหลักจากการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในภูมิภาคแอฟริกา รวมถึงการเร่งผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ยังคงรักษามาตรฐานการผลิตที่สูงได้อย่างต่อเนื่อง

ทั้งนี้การเติบโตของปริมาณการขายดังกล่าว หากเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน หรือจาก 510,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน มาเป็น 560,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เป็นผลมาจากการรับรู้ปริมาณการขายเต็มไตรมาส และจะรับรู้ปริมาณการขายได้เต็มปีในปีนี้ จากการควบรวมและซื้อกิจการ (M&A) ที่เกิดขึ้นในปีที่ผ่านมา ร่วมกับการเร่งปริมาณการขายก๊าซในอ่าวไทย

สำหรับแนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติ ในไตรมาส 2/2569 และภาพรวมตลอดทั้งปีนี้ คาดการณ์ว่าจะอยู่ที่ประมาณ 6 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู (MMBTU) ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อนหน้าตามราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก โดยประเมินทิศทางราคาน้ำมันดิบในไตรมาส 2/2569 จะยังผันผวนต่อเนื่อง คาดว่าจะเฉลี่ยอยู่ราว 90-100 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และทั้งปีคาดเฉลี่ยอยู่ที่ 80-90 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล

ต้นทุนต่อหน่วย (Unit Cost) บริษัทฯ ตั้งเป้าหมายรักษาไว้ที่ระดับประมาณ 30 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ อย่างไรก็ตามคาดว่าต้นทุนต่อหน่วยในช่วงที่เหลือของปีจะทยอยปรับตัวสูงขึ้น ตามกิจกรรมการปิดซ่อมบำรุงที่ถูกเลื่อนแผนงานมาจากช่วงต้นปี ไปอยู่ในช่วงที่เหลือของปี รวมถึง Royalty และค่าเสื่อมราคาที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น จากการทยอยรับรู้สินทรัพย์ที่พร้อมใช้งานตลอดทั้งปี

อย่างไรก็ดีสถานะทางการเงินยังแกร่ง แม้จะมีค่าใช้จ่ายจากการซ่อมบำรุงเพิ่มขึ้น แต่บริษัทฯ ยังคงตั้งเป้ารักษาระดับ EBITDA Margin ไว้ที่ประมาณ 70% นอกจากนี้ อันดับความน่าเชื่อถือ (Credit Rating) ยังคงความแข็งแกร่งและอยู่ในระดับชั้นนำของประเทศ ซึ่งสะท้อนถึงเสถียรภาพทางการเงินและการดำเนินงานที่มั่นคง

*เดินหน้าสำรวจและผลิตฯ

สำหรับความคืบหน้าของธุรกิจสำรวจ พัฒนา และผลิตปิโตรเลียม ในไตรมาสแรกที่ผ่านมา บริษัทฯ ได้เร่งกำลังการผลิตในอ่าวไทยเพิ่มขึ้นในหลายโครงการหลัก อาทิ โครงการอาทิตย์ (Arthit), Contract 4, พื้นที่พัฒนาร่วมไทย–มาเลเซีย MTJDA B17-01, MTJDA A18 และ G2/61 เพื่อลดผลกระทบจากวิกฤตพลังงานและทดแทนการนำเข้าจากต่างประเทศ นอกจากนี้โครงการอื่นๆ ก็ได้มีการเร่งการขุมหลุมสำรวจฯ เพื่อผลิตได้ตามสัญญา ทั้งโครงการ G1/61 และ S1

ด้านโครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจฯ โดยเฉพาะโครงการ G1/65 และ G3/65 หลังจากมีการค้นพบก๊าซจากหลุมบุษบง-09 และได้รับการอนุมัติการกำหนดพื้นที่ผลิตแล้วจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยอยู่ระหว่างการพิจารณาที่จะเร่งการลงทุนขั้นสุดท้ายให้ได้ภายในปีนี้ และเริ่มผลิตได้ในปี 2571 ที่ประมาณ 30-40 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

การดำเนินงานในประเทศเมียนมายังคงเป็นไปตามปกติ โดยโครงการซอติก้าและยาดานา มีสัดส่วนการผลิตคิดเป็น 7% ของปริมาณการขายรวมในไตรมาส 1/2569 และช่วยรองรับความต้องการก๊าซในไทยได้ประมาณ 8% พร้อมกันนี้ยังได้มีการสำรวจแหล่งก๊าซยาดานาเพิ่มเติมด้วย เพื่อรองรับการเจรจาขอต่อ PSC ต่อไปในอนาคต ขณะที่โครงการ Myanmar M3 ได้มีการเจรจาในสัญญาต่างๆ เพื่อรองรับการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายให้ได้ในเร็วๆ นี้

ส่วนการดำเนินงานในประเทศอื่นๆ โดยภูมิภาคตะวันออกกลาง ปตท.สผ. มีโครงการผลิตในประเทศโอมาน ซึ่งไม่ได้รับผลกระทบจากความขัดแย้งในช่องแคบฮอร์มุซ เนื่องจากจุดขนส่งน้ำมันอยู่นอกพื้นที่เสี่ยง ส่วนโครงการสำรวจและก่อสร้างในสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE) ยังคงดำเนินการตามปกติภายใต้การติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิดร่วมกับพันธมิตรอย่าง ADNOC รุกขยายพอร์ตการลงทุนในต่างประเทศ

ปตท.สผ. ยังเผยความสำเร็จในการขยายการลงทุนในมาเลเซีย โดยมีการรับรู้รายได้เต็มไตรมาสจากโครงการ SK408 และมีการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายในโครงการซีรง-เชนดรา (SK405B) ซึ่งตั้งเป้าเริ่มผลิตในปี 2571 ส่วนโครงการลัง เลอบาห์ (SK410B) ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซขนาดใหญ่ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการปรับปรุงงานวิศวกรรมเพื่อหาแนวทางพัฒนาที่เหมาะสม คาดว่าจะเห็นความชัดเจนมากขึ้นในปีนี้

ในส่วนของทวีปแอฟริกา บริษัทฯ มีการเติบโตที่สำคัญในประเทศแอลจีเรีย โดยโครงการ HBR ได้มีการตัดสินใจขยายกำลังการผลิตในเฟส 2 เพื่อเพิ่มปริมาณการผลิตเป็น 60,000 บาร์เรลต่อวันภายในปี 2573 และโครงการ Reggane II อยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ เพื่อเร่งการพัฒนาการผลิต

ขณะที่โครงการโมซัมบิก แอเรีย 1 ได้เริ่มกลับมาดำเนินการก่อสร้างโรงงานผลิตก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) แล้วหลังจากสถานการณ์ความไม่สงบคลี่คลาย โดยตั้งเป้าส่งออกก๊าซเที่ยวแรกในปี 2571

*ปัจจัยที่ต้องติดตาม

บริษัทฯ ยังคงติดตามปัจจัยสำคัญในช่วงที่เหลือของปีอย่างใกล้ชิด โดยครอบคลุมทั้งในด้านอุปสงค์และอุปทานที่ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมันในตลาดโลก ดังนี้

ด้านอุปสงค์ (Demand) เศรษฐกิจและการปรับภาษีสหรัฐฯ เป็นตัวแปรหลัก ปัจจัยสำคัญที่ส่งผลต่อความต้องการใช้น้ำมัน โดยการเติบโตทางเศรษฐกิจ ซึ่งมีการคาดการณ์ว่าสถานการณ์อาจเริ่มฟื้นตัวกลับมาได้เล็กน้อยภายหลังจากการพิจารณาปรับปรุงนโยบายภาษีของสหรัฐฯ แต่อย่างไรก็ตาม ราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้น ยังคงเป็นแรงกดดันสำคัญที่ทำให้ผู้บริโภคลดปริมาณการใช้งานลงเนื่องจากภาระค่าใช้จ่ายที่สูงขึ้น

ด้านอุปทาน (Supply): ความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์และนโยบายกลุ่มผู้ผลิต ในส่วนของภาคการผลิต ซึ่งยังคงมีความไม่แน่นอนและเปลี่ยนแปลงอยู่ตลอดเวลาจนถึงปัจจุบัน นอกจากนี้ ตลาดต้องจับตามอง นโยบายการผลิตของกลุ่ม OPEC+ อย่างใกล้ชิด โดยเฉพาะกรณีที่ ประเทศสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE) มีการประกาศผ่อนตัว หรือแยกตัวออกจากกลุ่ม OPEC+ ซึ่งถือเป็นประเด็นสำคัญที่ส่งผลต่อเสถียรภาพการผลิต รวมไปถึงกลุ่มผู้ผลิตนอกกลุ่ม OPEC+ จะมีบทบาทสำคัญต่อทิศทางราคาน้ำมันในช่วงที่เหลือของปีนี้เช่นเดียวกัน ซึ่งเป็นปัจจัยที่ต้องติดตามอย่างต่อเนื่อง เพื่อประเมินสถานการณ์พลังงานโลกในระยะต่อไป

การบริหารจัดการต้นทุน แม้จะได้รับผลกระทบจากต้นทุนการขนส่งและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกที่สูงขึ้น แต่โครงสร้างต้นทุนส่วนใหญ่เป็นสัญญาจ้างคงที่ ทำให้สามารถบริหารจัดการค่าใช้จ่ายให้เป็นไปตามเป้าหมายที่วางไว้ได้ โดยเป้าหมายหลักยังคงเป็นการรักษาเสถียรภาพทางพลังงานควบคู่ไปกับการเร่งพัฒนาโครงการใหม่ๆ ทั่วโลก