เราคาดการณ์กำไรสุทธิ 4Q68 ที่ 1.68 หมื่นลบ. ลดลง 8.1% YoY แต่เพิ่มขึ้น 32.4% QoQ ซึ่งจะเป็นไตรมาสที่แข็งแกร่งที่สุดของปี 2568 การเติบโตของกำไรสุทธิได้รับแรงหนุนจากกำไรพิเศษจากการประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันอัตราแลกเปลี่ยน และการต่อรองราคาซื้อโครงการก๊าซ Touat ในแอลจีเรีย ส่วนกำไรปกติคาดว่าจะอยู่ที่ 1.28 หมื่นลบ. ลดลง 29% YoY แต่เพิ่มขึ้น 5% QoQ จากปริมาณการขายที่สูงขึ้นแม้ ASP จะอ่อนตัวลง ทั้งนี้เราคาดว่าการรับรู้รายได้เต็มปีจากสินทรัพย์ที่ซื้อมาจะช่วยหนุนกำไรปี 2569 ท่ามกลางราคาน้ำมันที่ลดลง เรายังคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP เนื่องจาก valuation น่าสนใจ (PBV ปี 2569 ที่ 0.8 เท่า) และให้อัตราผลตอบแทนจากเงินปันผล 7% ราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF ที่ 138 บาท อ้างอิงสมมติฐานราคาน้ำมันดิบเบรนท์ระยะยาวที่ US$64 เทียบกับราคาในตลาดซื้อขายล่วงหน้าที่ US$67
ปริมาณการขายจะเพิ่มขึ้นจากสินทรัพย์ใหม่และการปิดซ่อมบำรุงที่น้อยลง เราคาดว่าปริมาณการขายใน 4Q68 จะเติบโต 4.8% QoQ สู่ระดับ 535kBOED โดยได้รับปัจจัยหนุนจากการเข้าซื้อหุ้น 50% ในโครงการ MTJDA แปลง A-18 ในอ่าวไทย และการปิดซ่อมบำรุงที่น้อยลง ทั้งนี้เราคาดว่าปริมาณการขายของ PTTEP จะเพิ่มขึ้น 6.8% QoQ มาอยู่ที่ 545kBOED หากรวมโครงการ Touat ในแอลจีเรีย (สัดส่วนถือหุ้น 22%) ซึ่งรับรู้เฉพาะส่วนแบ่งกำไรในบรรทัดเดียว
ASP ใน 4Q68 จะลดลงเล็กน้อยจากสัดส่วนน้ำมันที่เพิ่มขึ้น เราคาดว่าราคาขายเฉลี่ย (ASP) จะลดลงเพียง 1.9% QoQ มาอยู่ที่ US$42.4/BOE เทียบกับราคาน้ำมันดิบที่ลดลง 9% เนื่องจากราคาก๊าซลดลงเล็กน้อยมาอยู่ที่ US$5.7/mmbtu (-2% QoQ) และสัดส่วนผลิตภัณฑ์ของเหลวสูงขึ้น (30% เทียบกับ 26% ใน 3Q68) เนื่องจากมีการขนส่งน้ำมันจากตะวันออกกลางและแอฟริกามากขึ้น อย่างไรก็ตาม ASP ปรับตัวลดลง 7.6% YoY จากราคาผลิตภัณฑ์กลุ่มของเหลว (น้ำมันและคอนเดนเสท) ที่ลดลง ส่วนต้นทุนต่อหน่วยคาดว่าจะยังคงสูงกว่า US$30/BOE เล็กน้อย แต่ EBITDA margin น่าจะยังคงอยู่ภายในกรอบเป้าหมายระยะยาวที่ระดับ 70–75%
แนวโน้ม 1Q69 ผู้บริหารคาดว่าปริมาณการขายจะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องใน 1Q69 โดยตั้งเป้าหมายที่ 550kBOED± ซึ่งรวมโครงการแปลง SK408 เข้ามาด้วย อย่างไรก็ตาม คาดว่าปริมาณการขายใน 1Q69 จะเป็นระดับที่ต่ำที่สุดของปี 2569 เนื่องจากมีแผนปิดซ่อมบำรุงแหล่งผลิตในอ่าวไทย โดย ASP ยังคงเป็นความเสี่ยงหลักท่ามกลางราคาน้ำมันที่อ่อนแอ ขณะที่ราคาก๊าซคาดว่าจะทรงตัวที่ ~US5.7±/mmbtu ไม่เปลี่ยนแปลง QoQ หลังจากที่มีการปรับราคาก๊าซครั้งล่าสุดใน 4Q68 ทั้งนี้ปัจจัยลบอาจถูกชดเชยได้บางส่วนจากการทำประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน จำนวน 12 ล้านบาร์เรล (ณ สิ้นปี 2568) หรือคิดเป็นประมาณ 6% ของปริมาณการขายรวมทั้งปี
คาดปริมาณการขายเติบโตต่อเนื่องในปี 2569 PTTEP ตั้งเป้าปริมาณการขายปี 2569 เติบโตสู่ระดับ 566kBOED (+11% YoY) โดยได้รับปัจจัยหนุนจากโครงการแปลง SK408 ในมาเลเซีย (10kBOED, เข้าซื้อเมื่อ ธ.ค. 2568) รวมถึงการรับรู้ปริมาณการขายเต็มปีจากโครงการ MTJDA-A18 และโครงการก๊าซ Touat ในแอลจีเรีย ทั้งนี้สินทรัพย์หลักในไทย (G1/61, G2/61, อาทิตย์ และ Contract 4) ยังคงเป็นยุทธศาสตร์สำคัญ ขณะที่ความคืบหน้าโครงการดักจับและกักเก็บก๊าซคาร์บอน (CCS) ที่แหล่งอาทิตย์คาดว่าจะสามารถเริ่มการอัดกลับคาร์บอนไดออกไซด์ได้ในปี 2571 ผู้บริหารคาดว่าปริมาณการขายจะเพิ่มขึ้นอย่างค่อยเป็นค่อยไปตลอดปี 2569 โดยจะมีการปิดซ่อมบำรุงตามแผนมากขึ้นใน 1H69 นอกจากนี้คาดว่าราคาก๊าซจะยังอยู่ที่ราว US$5.8/mmbtu ในปี 2569 ขณะที่ต้นทุนต่อหน่วยน่าจะยังคงอยู่ที่ US$30/BOE
ราคาเป้าหมาย 138 บาท คำนวณจากวิธี DCF โดยอิงกับสมมติฐานราคาน้ำมันดิบเบรนท์ระยะยาวที่ US$64 เราคาดว่าราคาน้ำมันที่ปรับตัวลดลงจะฉุดให้กำไรสุทธิปี 2569 ลดลง 16.6% มาอยู่ที่ 4.9 หมื่นลบ. Upside ต่อประมาณการของเรา คือ ราคาน้ำมันที่สูงขึ้นจากการความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลางและยุโรปที่สูงขึ้น ราคาเป้าหมาย (สิ้นปี 2569) อ้างอิงวิธี DCF ที่ 138 บาท อิงกับราคาน้ำมันดิบเบรนท์ระยะยาวที่ US$64 เทียบกับราคาในตลาดซื้อขายล่วงหน้าที่ US$67 ทั้งนี้ผลกระทบของระดับราคาน้ำมันที่แตกต่างกันต่อราคาเป้าหมายแสดงไว้ใน Figure 8
ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยสูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
Preview 4Q25: Expect best quarter in 2025
4Q25F earnings are expected at Bt16.8bn, down 8.1% YoY but up 32.4% QoQ, making it 2025’s strongest quarter. Net profit growth is driven by non-recurring gains from oil hedging, FX and the bargain purchase of the Touat gas project in Algeria. Recurring profit was Bt12.8bn, down 29% YoY but up 5% QoQ on higher sales volume despite weaker ASP. We expect full-year contribution from acquired assets to support 2026 earnings amid declining oil prices. We stay OUTPERFORM on an attractive valuation (2026F PBV 0.8x), and solid 7% yield. DCF-based TP of Bt138 assumes long-term Brent at US$64 vs. US$67 on the forward curve.
Higher sales volume on new assets and less maintenance. 4Q25F sales volume is projected to grow 4.8% QoQ to 535kBOED, supported by the newly acquired 50% stake in MTJDA Block A-18 in the Gulf of Thailand and fewer maintenance shutdowns. Effective sales volume is expected to grow 6.8% QoQ to 545kBOED including the Algeria Touat project (22% interest), booked as one-line profit share.
Slight decline in ASP in 4Q25F on more oil portion. ASP is forecast to edge down 1.9% QoQ to US$42.4/BOE vs. a drop of 9% in crude oil price backed by only a small 2% QoQ slip in gas price to US$5.7/mmbtu and higher liquid mix (30% vs. 26% in 3Q25) due to more oil loading in the Middle East and Africa. ASP fell 7.6% YoY on lower liquid product price (oil and condensate). Unit costs are expected to stay slightly above US$30/BOE, with EBITDA margin at long-term target of 70–75%.
1Q26F guidance. Management expects volumes to rise further in 1Q26, targeting 550kBOED±, including Block SK408. Despite this, 1Q26 sales volume is expected to be the year’s lowest due to planned maintenance of operating fields in the Gulf of Thailand. ASP remains the key risk amid weak oil prices, while gas prices are expected to hold at ~US$5.7±/mmbtu, unchanged QoQ after the latest gas price adjustment in 4Q25. This will be partly offset by its oil hedging position of 12mn bbl (as of end-2025), ~6% of full-year sales volume.
Steady sales volume growth expected in 2026F. PTTEP guides to 2026 sales volume growth to 566kBOED (+11% YoY), supported by Block SK408 in Malaysia (10kBOED, acquired Dec 2025) and full-year contributions from MTJDA-A18 and Algeria’s Touat gas project. Core Thai assets (G1/61, G2/61, Arthit, Contract 4) remain priorities, while Arthit CCS development is moving toward the first CO₂ injection in 2028. Management expects volumes to rise gradually through 2026, with heavier planned maintenance in 1H26. Gas prices are expected to be around US$ 5.8/mmbtu in 2026 while unit costs should be sustained at US$30/BOE.
TP of Bt138 based on DCF and LT Brent oil price of US$64. We expect the lower oil price to pull 2026F net profit down 16.6% to Bt49bn. Upside to our forecast is higher oil price from any escalation of geopolitical tension in the Middle East and Europe. Our DCF-based TP (end-2026) of Bt138 is based on LT Brent oil price of US$64 vs. US$67 on the forward curve. The impact of various oil prices on TP is shown in Figure 8.
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 > PTTEP260108_E.pdf
