มุมมองเชิงลบที่ตลาดมีต่อแนวโน้มราคาน้ำมันส่งผลกระทบต่อราคาหุ้น PTTEP ในช่วง 3 เดือนที่ผ่านมา โดยกดดันให้ราคาหุ้นปรับตัวลดลง 11% สู่ระดับต่ำสุดในรอบ 1 เดือน (แม้ว่ายัง outperform SET ที่ปรับตัวลดลง 20%) โดยเฉพาะอย่างยิ่งหลังจากที่กลุ่มโอเปกพลัสประกาศเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันในเดือนพ.ค. ในอัตราที่เร็วกว่าที่คาดการณ์ไว้ก่อนหน้านี้ ทั้งนี้แม้ว่า sentiment ตลาดต่อบริษัทน้ำมันต้นน้ำจะยังไม่ดีนักในระยะสั้น แต่เรามองว่าการตอบสนองที่มากเกินไปในช่วงสั้นๆ ต่อความกลัวเรื่องอุปทานน้ำมันได้เปิดโอกาสให้นักลงทุนเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้น PTTEP กำไรของ PTTEP จะได้รับการคุ้มครองจากราคาก๊าซที่มีเสถียรภาพมากขึ้นซึ่งเป็นผลมาจาก lag time ในการปรับราคา ในขณะที่คาดว่าปริมาณขายของบริษัทจะเพิ่มขึ้นในระยะ 5 ปีข้างหน้า อย่างไรก็ตาม เราปรับเป้าหมายของ PTTEP อ้างอิงวิธี DCF ลดลงจาก 164 บาท มาอยู่ที่ 162 บาท/หุ้น เพื่อสะท้อนการปรับสมมติฐานราคาน้ำมันปี 2568-2569 ลดลง ในขณะที่เรายังคงสมมติฐานราคาน้ำมันดิบเบรนท์ในระยะยาวไว้ที่ US$65 ตั้งแต่ปี 2570 เป็นต้นไป โดยอิงกับ forward curve ในปัจจุบัน เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTTEP เนื่องจากราคาตลาดปัจจุบันต่ำกว่ามูลค่าที่ประเมินได้จากวิธี DCF ค่อนข้างมาก และงบดุลแข็งแกร่ง (อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุนต่ำเพียง 0.1 เท่า)
PTTEP - พรีวิว 1Q68: กำไรลดลง QoQ เพราะปริมาณขายลดลง
กำไร 1Q68 จะลดลง YoY เพราะปริมาณขายลดลง เราคาดว่ากำไรสุทธิ 1Q68 (ประกาศ 25 เม.ย.) ของ PTTEP จะลดลง 11% YoY และ 9% QoQ มาอยู่ที่ 1.66 หมื่นลบ. โดยเกิดจากปริมาณขายที่ลดลง แม้ว่าราคาขายเฉลี่ย (ASP) มีแนวโน้มที่จะปรับขึ้น QoQ เราคาดว่าผลกระทบจากรายการพิเศษจะมีน้อยมาก เนื่องจากราคาน้ำมันและอัตราแลกเปลี่ยนผันผวนน้อยลง รวมถึงมี position ป้องกันความเสี่ยงน้ำมันเพียงเล็กน้อย ปริมาณขายที่ลดลง 5% QoQ มาอยู่ที่ 475kBOED เป็นผลมาจากการปิดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซหลายแห่งในประเทศไทย หลักๆ คือ แหล่ง G2/61 (บงกช) ตามแผน และปริมาณขายน้ำมันที่ลดลงของโครงการในโอมานและแอลจีเรีย ซึ่งสอดคล้องกับข้อมูลที่ PTTEP เคยให้ไว้ในเดือนม.ค. 2568 เมื่อบริษัทประกาศผลประกอบการปี 2567 โดยคาดว่าปริมาณขายใน 1Q68 จะเป็นระดับต่ำสุดสำหรับปีนี้ เนื่องจากมีการหยุดดำเนินการมากที่สุดในอ่าวไทย
คาด ASP เพิ่มขึ้นเล็กน้อยใน 1Q68 เราคาดว่า ASP จะปรับขึ้น 0.5% QoQ แต่ลดลง 2.5% YoY มาอยู่ที่ US$46/BOE โดยอิงกับราคาก๊าซที่ US$5.95/mmbtu (+0.8% YoY, +1.5% QoQ) และราคาผลิตภัณฑ์เหลว (น้ำมันและคอนเดนเสท) ที่ US$72.7/BOE (-8.4% YoY, +1% QoQ) ทั้งนี้ discount ของราคาเฉลี่ยผลิตภัณฑ์เหลวกว้างขึ้นเป็น US$3/BOE เทียบกับระดับปกติที่ US$1-2/BOE โดยมีสาเหตุมาจาก lag time ในการปรับราคาสินทรัพย์น้ำมันในตะวันออกลางและแอลจีเรีย ทำให้ยังมีผลกระทบของราคาน้ำมันระดับต่ำใน 4Q67 แม้เราคาดว่าต้นทุนต่อหน่วยจะเพิ่มขึ้น 2.6% QoQ สู่ระดับที่สูงกว่า US$30/BOE เล็กน้อยจากผลกระทบด้านปริมาณ แต่คาดว่า EBITDA margin ของ PTTEP จะยังคงสูงกว่า 75% ใน 1Q68 สอดคล้องกับเป้าหมายระยะยาวของบริษัทที่ 70-75%
แนวโน้มกำไร 2Q68 และปี 2568 ปริมาณขายใน 2Q68 คาดว่าจะเพิ่มขึ้น QoQ จากการปิดซ่อมบำรุงในประเทศไทยน้อยลงและการขนถ่ายน้ำมันของสินทรัพย์น้ำมันในโอมานและแอลจีเรียที่มากขึ้น ผู้บริหารกล่าวว่าปริมาณขายจะเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องใน 2H68 และคงเป้าปริมาณขายสำหรับปี 2568 ไว้ที่ 500-510kBOED เพิ่มขึ้นจาก 489kBOED ในปี 2567 ความเสี่ยงที่สำคัญต่อกำไร คือ ASP ซึ่งอาจได้รับผลกระทบเชิงลบจากความอ่อนแอของราคาน้ำมันในปัจจุบัน ในขณะที่คาดว่าราคาก๊าซจะอ่อนตัวลงเล็กน้อยในมุมมองของเรา อย่างไรก็ตาม ด้วยสมมติฐานราคาน้ำมันที่ INVX ปรับใหม่สำหรับปี 2568-2569 เราจึงปรับประมาณการกำไรสุทธิปี 2568 ลดลง 3% และปี 2569 ลดลง 5%
ปรับราคาเป้าหมายลดลงมาอยู่ที่ 162 บาท เพื่อสะท้อนการปรับสมมติฐานราคาน้ำมันใหม่ การปรับสมมติฐานราคาน้ำมันในปี 2568-2569 ลดลง ทำให้เราปรับราคาเป้าหมาย (สิ้นปี 2568) ของ PTTEP ลดลงจาก 164 บาท มาอยู่ที่ 162 บาท แต่ยังคงอิงกับราคาน้ำมันดิบดูไบระยะยาวที่ US$62/bbl และ เบรนท์ที่ US$65/bbl ตั้งแต่ปี 2570 เป็นต้นไป เราคงสมมติฐานปริมาณขายไว้ที่ระดับต่ำกว่าเป้าหมายของบริษัท 3% เพื่อเป็นค่าเผื่อเพื่อความปลอดภัย
ปัจจัยเสี่ยง: 1) ราคาน้ำมันดิบผันผวน 2) ต้นทุนต่อหน่วยสูงขึ้น 3) การด้อยค่าของสินทรัพย์ และ 4) การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
Preview 1Q25F: Down QoQ on sales volume
Market pessimism on oil price has clouded share price performance over the past three months, pulling it down 11% to a one-month low, though still beating the SET’s fall of 20%, especially after OPEC+ announced it would increase oil production in May at a faster pace than expected. Despite the near-term souring in market sentiment on upstream oil companies, the short-term overreaction to supply fears opens a window to increase position in the stock, in our view. PTTEP’s earnings are protected by a more stable gas price due to the lag before price adjustment and sales volume is expected to increase over the next five years. We revise down our DCF-based TP to Bt162 from Bt164 to reflect lower oil price assumptions for 2025-26, while long-term Brent price is intact at US$65 from 2027 based on the current forward curve. We stay Outperform on the tempting discount to DCF valuation and healthy balance sheet with net D/E of only 0.1x.
1Q25F down QoQ on lower sales volume. We expect 1Q25F net profit (release on Apr 25) to fall 11% YoY and 9% QoQ to Bt16.6bn on lower sales volume, though ASP is likely to edge up QoQ. We expect the impact from non-recurring items to be muted due to less volatile oil price and FX, as well as a small oil hedging position. Behind the 5% QoQ fall in sales volume to 475kBOED is the planned maintenance shutdown of several operating gas fields in Thailand, notably Block G2/61 (Bongkot), and lower oil sales volume from projects in Oman and Algeria. This is in line with guidance in Jan 2025 when it announced 2024 results. Sales volume in 1Q25 is expected to be the year’s lowest on the most downtime for operations in the Gulf of Thailand.
Slight increase in ASP expected in 1Q25. We expect ASP to edge up 0.5% QoQ but fall 2.5% YoY to US$46/BOE, based on gas price of US$5.95/mmbtu (+0.8% YoY, +1.5% QoQ) and price of liquid products (oil and condensate) of US$72.7/BOE (-8.4% YoY, +1% QoQ). Note that the discount on average price of liquid products has widened to US$3/BOE vs. the normal US$1-2/BOE due to the lag before price adjustment for oil assets in the Middle East and Algeria. This means it is still feeling the effect of the low oil price in 4Q24. Although we expect unit cost to increase 2.6% QoQ to slightly above US$30/BOE due to volume impact, EBITDA margin is expected to stay above 75% in 1Q25, in line with the company’s long-term target of 70-75%.
2Q25F and 2025F outlook. Sales volume in 2Q25 is expected to rise QoQ on less maintenance in Thailand and more oil loading in Oman and Algeria. Management guided that sales volume will continue to increase in 2H25 and it stands by its 2025 sales volume target of 500-510kBOED, up from 489kBOED in 2024. The key risk is ASP, which could be eroded by the current oil price weakness, while gas price is expected to soften marginally. INVX has revised 2025-26 oil price assumptions and this leads us to revise down our net profit forecast for 2025 by 3% and 2026 by 5%.
TP is trimmed to Bt162 to reflect new oil price assumptions. With lower oil price assumptions in 2025-26, we trim TP (end-2025) from Bt164 to Bt162 but still base it on LT Dubai of US$63/bbl and Brent of US$65/bbl from 2027. We continue to keep our volume assumption at 3% below guidance to provide a margin of safety.
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 EN version click >> PTTEP250408_E.pdf