PTTEP - ปรับประมาณการกำไรตามแผนการลงทุนใหม่

งบลงทุน 5 ปี ปรับขึ้นเล็กน้อย PTTEP เผยแผนลงทุนใหม่สำหรับ 5 ปีข้างหน้า โดยมีงบประมาณรวม US$33.6 พันล้าน เพิ่มขึ้น 3% จากแผนลงทุน 5 ปีก่อนหน้าที่ประกาศเมื่อเดือน ธ.ค. 2566 ซึ่งประกอบด้วยรายจ่ายลงทุน US$21.2 พันล้าน (63% ของทั้งหมด) รายจ่ายดำเนินงาน US$12.4 พันล้าน (37%) รวมถึงงบสำรองอีก US$1.7 พันล้าน สำหรับโอกาสการลงทุนในธุรกิจอื่นๆ นอกเหนือจากการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม เช่น ธุรกิจพลังงานลมนอกชายฝั่ง ธุรกิจ CCS ธุรกิจไฮโดรเจน และธุรกิจเงินร่วมลงทุนในองค์กรอื่น โดยจะใช้จ่ายประมาณ 23% ของงบประมาณรวม (US$7.8 พันล้าน) ในปี 2568 โดยส่วนใหญ่จะใช้เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตจากแหล่งปิโตรเลียมที่ผลิตได้ในปัจจุบัน (47% ของงบประมาณรวม)

 

ปรับลดเป้าหมายปริมาณการขายสำหรับปี 2567-2568 PTTEP ปรับลดประมาณการปริมาณการขายปี 2567 จาก 501kBOED เป็น 491kBOED นั่นหมายถึงปริมาณการขายใน 4Q67 จะเพิ่มขึ้น 7.2% YoY และ 7.1% QoQ เป็น 509kBOED ซึ่งสอดคล้องกับสมมติฐานของเรา นอกจากนี้ ปริมาณการขายปี 2568 ยังลดลง 3% จากประมาณการเดิมเป็น 507kBOED (+3% YoY) เนื่องจากแหล่งผลิตในอ่าวไทยมีอายุมากขึ้น ซึ่งทำให้ต้องมีการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนมากขึ้น อย่างไรก็ตาม คาดว่าปริมาณการขายรวมประมาณ 69% จะมาจากโครงการผลิตในประเทศไทย PTTEP ไม่ได้นับรวมโครงการ SK410B ในมาเลเซีย (Lang Lebah) ไว้ในแผน 5 ปี เนื่องจากงบประมาณสูงกว่าที่คาดไว้ก่อนหน้านี้ ซึ่งต้องมีการประเมินเพิ่มเติมในปี 2568 ซึ่งจะถูกชดเชยด้วยโครงการที่เพิ่งเข้าซื้อกิจการในแอฟริกาและโครงการใหม่อื่นๆ ในมาเลเซีย

 

ขยายการลงทุนในแอฟริกา นอกจากนี้ PTTEP ยังได้ประกาศการเข้าซื้อสินทรัพย์ใหม่ในแอลจีเรีย ได้แก่ โครงการ Touat โดย PTTEP ถือหุ้นในโครงการนี้ในสัดส่วน 22.1% ถือเป็นสินทรัพย์ก๊าซแห่งแรกของ PTTEP ในแอลจีเรีย และเป็นแห่งที่สามในประเทศ ต่อจาก Bir Seba (ถือหุ้น 35%) และ Hassi Bir Rekaiz (ถือหุ้น 49%) โดยโครงการนี้ซึ่งเป็นสินทรัพย์ที่ดำเนินการอยู่แล้ว และสามารถสร้างกำไรให้ PTTEP ได้ทันทีหลังจากธุรกรรมเสร็จสิ้นใน 2Q68 โดยคาดว่าจะได้รับส่วนแบ่งกำไร US$20-30 ล้าน/ปีสำหรับการดำเนินงานเต็มปี

 

แนวโน้มกำไรปี 2568 คาดว่ากำไรสุทธิปี 2568 จะลดลง 11% YoY เป็น 6.9 หมื่นล้านบาท (ลดลง 12% จากการคาดการณ์ครั้งก่อน) เนื่องจากราคาน้ำมันที่ลดลง แม้ว่า EBITDA margin น่าจะยังคงอยู่ในระดับเดียวกับเป้าหมายของบริษัทที่ 70-75% ก็ตาม ปัจจัยหนุนจากการคาดการณ์คือส่วนแบ่งกำไรจากโครงการร่วมทุนใหม่ในแอลจีเรีย (โครงการ Touat) และราคาน้ำมันที่สูงขึ้นเนื่องจากความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ที่ทวีความรุนแรงขึ้นในตะวันออกกลาง

 

ปรับลดราคาเป้าหมายลงเป็น 164 บาทตามวิธี DCF (สิ้นปี 2568) เราปรับลดราคาเป้าหมาย (สิ้นปี 2568) จาก 172 บาทเป็น 164 บาท โดยอิงจากราคาน้ำมันดิบระยะยาวที่ US$63/bbl (น้ำมันดิบดูไบ) และ US$63/bbl (น้ำมันดิบเบรนท์) ตั้งแต่ปี 2570 เพื่อให้สอดคล้องกับราคาล่วงหน้าของราคาน้ำมัน (forward curve) แม้ว่าจะต่ำกว่าค่าเฉลี่ย 5 ปีที่ US$72/bbl ก็ตาม เราคงสมมติฐานปริมาณน้ำมันไว้ที่ต่ำกว่าเป้าหมายของบริษัท 3% เพื่อเป็นค่าเผื่อเพื่อความปลอดภัย โดยที่ราคาเป้าหมายของเรา หุ้นจะมีการซื้อขายที่ 1.2 เท่าของ PBV ปี 2568 หรือที่ค่าเฉลี่ย 5 ปี

 

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

 

Update forecast on new investment plan

We update our projection and TP after release of the latest 5-year investment plan which focuses on maximizing production from current producing assets, predominantly in Thailand. It lowered its 2025 target sales volume by 3% from earlier guidance. Coupled with a lower Brent price assumption of US$75/bbl (from US$77), we revise down our 2025 net profit forecast by 12%. We also cut our DCF-based TP by 5% to Bt164/share from Bt172, based on long-term Brent price of US$65 (from US$70) from 2027 based on the current forward curve. We maintain our Outperform, as last close is a >30% discount to DCF valuation and balance sheet continues strong (net D/E <0.3x). PTTEP will continue to drive earnings for PTT Group over the next 5 years.   

 

Slight increase in 5-year investment budget. PTTEP’s new five-year investment budget is US$33.6bn, up 3% from the 5-year plan announced in Dec 2023. Of this, US$21.2bn is capital expenditure (63% of total) and US$12.4bn operating expenditure (37%), plus provisional budget of US$1.7bn for investment opportunities in other businesses beyond E&P, such as offshore wind, CCS, hydrogen and corporate venture capital. About 23% of the budget (US$7.8bn) will be spent in 2025 to maximize production from current producing assets (47% of total budget).   

 

Trims target sales volume for 2024-25. PTTEP revised down its 2024 sales volume guidance to 491kBOED from 501kBOED, implying an increase in 4Q24 volume of 7.2% YoY and 7.1% QoQ to a record 509kBOED, in line with our assumption. It also trimmed 2025 sales volume by 3% from previous guidance to 507kBOED (+3% YoY) to factor in the aging of production facilities in the Gulf of Thailand that necessitate more frequent planned maintenance shutdowns. About 69% of sales volume is expected to be contributed by producing projects in Thailand. PTTEP has excluded the SK410B project in Malaysia (Lang Lebah) from the 5-year plan as the budget is higher than previously expected and it will undertake further assessment in 2025. Offsetting this is newly acquired projects in Africa and other greenfield projects in Malaysia.           

     

Expanding asset base in Africa. PTTEP also announced a new asset acquisition in Algeria, the Touat project, taking effective interest of 22.1%. This is PTTEP’s first gas asset in Algeria and the third in the country after Bir Seba (35% interest) and Hassi Bir Rekaiz (49%). As an operating asset, it will contribute to PTTEP immediately after the transaction completes in 2Q25 with expected profit sharing of US$20-30mn p.a. for full-year operations.  

 

2025F earnings outlook. We expect 2025F net profit to weaken 11% YoY to Bt69bn (down 12% from previous forecast) from the lower oil price, although EBITDA margin should remain in line with the company’s target of 70-75%. Upside to forecast is profit contribution from a new JV in Algeria (Touat) and higher oil price due to escalation of geopolitical tension in the Middle East.   

 

TP cut to Bt164 based on DCF (end-2025). We cut TP (end-2025) from Bt172 to Bt164, based on L/T Dubai of US$63/bbl and Brent of US$65/bbl from 2027F to align with the forward curve for oil price, though this is below the five-year average of US$72. We maintain our volume assumption at 3% below guidance to provide a margin of safety. At our TP, it trades at 1.2x 2025F PBV or at 5-year average.

 

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.

 

Download PDF Click > PTTEP241227_E-1.pdf