เราคาดว่า PTTEP จะรายงานกำไรสุทธิ 2Q68 ที่ 1.21 หมื่นลบ. (-49% YoY, -27% QoQ) ซึ่งเป็นผลมาจากราคาขายเฉลี่ย (ASP) ที่ลดลงและการตัดจำหน่ายสินทรัพย์จำนวน US$50 ล้านจากโครงการสำรวจในเม็กซิโก ปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นจากการปิดซ่อมบำรุงที่ลดลงและการขนส่งน้ำมันจากตะวันออกกลางที่เพิ่มขึ้นน่าจะช่วยชดเชย ASP ที่ลดลงได้บางส่วน ผู้บริหารยังคงเป้ายอดขายและราคาก๊าซในปี 2568 ไว้เช่นเดิม แม้ว่าราคาน้ำมันที่อ่อนตัวยังคงเป็นความเสี่ยงด้านลบที่สำคัญ ราคาน้ำมันดิบเบรนท์เฉลี่ย YTD อยู่ที่ US$71.6/bbl ต่ำกว่าสมมติฐานของเราที่ US$72/bbl เล็กน้อย เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP โดยได้รับการสนับสนุนจากมูลค่าที่ประเมินได้จากวิธี DCF ที่น่าสนใจที่ 162 บาท/หุ้น และงบดุลที่แข็งแกร่ง (อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุน 0.1 เท่า)
คาดปริมาณการขายเพิ่มขึ้น QoQ จากการปิดซ่อมบำรุงลดลง เราคาดว่าปริมาณการขายใน 2Q68 ของ PTTEP จะเพิ่มขึ้น 4.3% QoQ มาอยู่ที่ 505kBOED ซึ่งเป็นตัวเลขเป้าหมายด้านสูงของบริษัท โดยปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นจะได้แรงหนุนจากการกลับมาผลิตที่โครงการเอราวัณและโครงการบงกชหลังจากปิดซ่อมบำรุงใน 1Q68 สัดส่วนการถือหุ้นที่เพิ่มขึ้นในโครงการสินภูฮ่อม (เข้าซื้อหุ้นเมื่อเดือนเม.ย. 2568) และปริมาณการขายน้ำมันที่เพิ่มขึ้นจากโครงการในโอมานและแอลจีเรีย ผู้บริหารคาดการณ์ว่าปริมาณการขายรายไตรมาสจะยังคงเพิ่มขึ้นใน 2H68 สู่เป้าหมายทั้งปีที่ 505-510kBOED ในปี 2568
ราคาน้ำมันที่ลดลงจะส่งผลกระทบต่อ ASP ใน 2Q68 เราคาดว่า ASP จะลดลงสู่ระดับต่ำสุดในรอบ 3 ปีที่ US$43.56/BOE (-7% YoY, -4% QoQ) ซึ่งเป็นผลมาจากราคาผลิตภัณฑ์เหลวที่ลดลง (US$64/BOE, -21% YoY, -13% QoQ) และสัดส่วนผลิตภัณฑ์เหลวที่สูงขึ้น (30% เทียบกับ 27% ใน 1Q68) ขณะที่ราคาก๊าซยังทรงตัวที่ US$5.8/mmbtu ต้นทุนต่อหน่วยมีแนวโน้มที่จะยังสูงกว่า US$30/BOE จากค่าเสื่อมราคาที่สูงขึ้นจากโครงการ G1/61 และโครงการ G2/61 EBITDA margin น่าจะยังแข็งแกร่งที่ 70-75% สอดคล้องกับเป้าหมายระยะยาวของบริษัท
การตัดจำหน่ายสินทรัพย์ของโครงการนอกพื้นที่ยุทธศาสตร์อีกครั้ง PTTEP ยังคงปรับพอร์ตสินทรัพย์อย่างต่อเนื่อง โดยมุ่งเน้นสร้างการเติบโตตามแผนกลยุทธ์ในประเทศไทย เอเชียตะวันออกเฉียงใต้ ตะวันออกกลาง และแอฟริกา เพื่อเพิ่มมูลค่าสินทรัพย์และขับเคลื่อนการเติบโต ใน 2Q68 บริษัทได้บันทึกค่าตัดจำหน่ายสินทรัพย์จำนวน US$50 ล้านสำหรับโครงการเม็กซิโก แปลง 29 เนื่องจากความไม่แน่นอนทางการเมืองที่ยืดเยื้อทำให้การขายหุ้นโครงการนี้ให้กับ Repsol ตามแผนที่วางไว้ล่าช้าออกไป ทั้งนี้เพื่อหลีกเลี่ยงการใช้เงินลงทุนเพิ่มเติมจำนวนมากตามที่ได้ให้คำมั่นไว้กับรัฐบาล PTTEP จึงเลือกที่จะสละสัมปทานโครงการนี้ สินทรัพย์เดียวที่เหลืออยู่นอกพื้นที่ยุทธศาสตร์ คือ แหล่งน้ำมันดุงกาในคาซัคสถาน (สัดส่วนการถือหุ้น 20%) ซึ่งยังดำเนินการตามปกติ
เป้าหมาย 2H68 ผู้บริหารยืนยันเป้าปริมาณการขายปี 2568 ที่ 505–510kBOED (เทียบกับ 489kBOED ในปี 2567) ซึ่งบ่งชี้ว่าปริมาณการขายใน 2H68 จะเติบโตอย่างแข็งแกร่งที่ 5.5-7.6% YoY มาอยู่ที่ 515-525kBOED ASP ยังคงเป็นความเสี่ยงที่สำคัญท่ามกลางราคาน้ำมันที่อ่อนแอ ขณะที่คาดว่าราคาก๊าซจะทรงตัวอยู่ที่ราว US$5.8/mmbtu การปรับราคาก๊าซครั้งต่อไปในเดือนต.ค. 2568 น่าจะมีผลกระทบเพียงเล็กน้อยต่อราคาเฉลี่ยทั้งปี
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 เราคงสมมติฐานปริมาณการขายไว้ที่ระดับต่ำกว่าเป้าหมายของบริษัทอยู่ 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
on weaker ASP and a US$50mn write-off from its Mexico exploration project. Higher sales volume from less maintenance and more Middle East oil shipments should partially offset the fall. Management maintains 2025F sales and gas price targets, though oil price weakness remains a downside risk. YTD Brent averages US$71.6/bbl, just below our US$72/bbl assumption. We reiterate our Outperform rating, supported by a compelling DCF-based valuation of Bt162 and a strong balance sheet (net D/E at 0.1x).
Higher sales volume QoQ on less maintenance. 2Q25F sales volume is estimated to rise 4.3% QoQ to 505kBOED, reaching the high end of guidance. Behind this is resumption of production at Erawan and Bongkot after 1Q25 maintenance, higher stake in Sinphuhorm (acquired Apr 2025), and higher oil sales from projects in Oman and Algeria. Management guided to a continued rise in quarterly sales volume in 2H25 to reach full-year target of 505-510kBOED in 2025.
Lower oil price hit ASP in 2Q25. We expect ASP to drop to a 3-year low of US$43.56/BOE (–7% YoY, –4% QoQ), driven by lower liquid product prices (US$64/BOE, –21% YoY, –13% QoQ) and a higher liquid mix (30% vs. 27% in 1Q25). Gas price remains stable at US$5.8/mmbtu. Unit cost is likely to stay above US$30/BOE due to higher depreciation from G1/61 and G2/61. EBITDA margin should remain solid at 70–75%, in line with long-term targets.
Another asset write-off of projects outside strategic areas. PTTEP continues to streamline its portfolio, focusing on strategic growth in Thailand, Southeast Asia, the Middle East and Africa, to maximize asset value and drive growth. In 2Q25, it recorded a US$50mn write-off of Mexico Block 29 as prolonged political uncertainty delayed its planned sale to Repsol. To avoid further heavy investment per government commitment, PTTEP opted to relinquish the concession. The only remaining asset in a non-strategic area is Dunga oil field in Kazakhstan (20% interest) which is still operating normally.\
2H25F guidance. Management reaffirmed its 2025 sales volume target of 505–510kBOED (vs. 489kBOED in 2024), implying strong 2H25 growth of 5.5–7.6% YoY to 515-525kBOED. ASP remains the key risk amid weak oil prices, while gas prices are expected to hold at ~US$5.8/mmbtu. The next gas price adjustment in Oct 2025 should have minimal impact on full-year averages.
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 > PTTEP250707_E.pdf
