PTTEP - 4Q67: ตามคาด โดยปริมาณขายเพิ่มขึ้น QoQ

ปริมาณขายเพิ่มขึ้น QoQ หลังจากปิดซ่อมบำรุงใน 3Q67 ปริมาณขายของ PTTEP เพิ่มขึ้น 5.4% YoY และ 5.3% QoQ มาอยู่ที่ 500kBOED เนื่องจากแหล่งก๊าซหลายแห่งในประเทศไทยกลับมาดำเนินการตามปกติแล้วหลังจากปิดซ่อมบำรุงตามแผนใน 3Q67 และมีการจัดส่งผลิตภัณฑ์น้ำมันในโอมานและแอลจีเรียมากขึ้น อย่างไรก็ตาม ปริมาณขายยังตำกว่าคาด เนื่องจากการผลิตก๊าซที่โครงการ G1/61 (เอราวัณ) ยังคงต่ำกว่าปริมาณการผลิตต่อวันตามสัญญาซื้อขาย (DCQ) จากการซ่อมบำรุงที่ยืดเยื้อและ PTT เรียกรับก๊าซในปริมาณที่ลดลง ซึ่งได้รับการชดเชยบางส่วนโดยการผลิตที่เพิ่มขึ้นจากโครงการบงกชเพื่อให้มี DCQ รวม 1,500mmcfd ปริมาณขายเฉลี่ยสำหรับปี 2567 อยู่ที่ 489kBOED เพิ่มขึ้น 5.8% YoY แต่ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ก่อนหน้านี้ที่ 505kBOED

ราคาน้ำมันที่ลดลงกดดัน ASP ลดลง ASP ของ PTTEP ลดลง 5.3% YoY และ 2.6% QoQ มาอยู่ที่ US$45.8/BOE ตามคาด ซึ่งเป็นผลมาจากราคาน้ำมันที่ลดลง (-12.1% YoY, -6.2% QoQ สำหรับน้ำมันดูไบ) แต่ได้รับการสนับสนุนจากราคาก๊าซที่มีเสถียรภาพมากขึ้นที่ US$5.9/mmcfd (ทรงตัว YoY, -1.2% QoQ) ซึ่งสะท้อนถึง lag time ในการปรับราคาก๊าซจากแหล่งผลิตในอ่าวไทย ASP สำหรับปี 2567 อยู่ที่ US$46.8/BOE ลดลง 3% YoY สอดคล้องกับราคาน้ำมันดูไบเฉลี่ย อีกทั้งยังสะท้อนถึงสัดส่วนที่สูงขึ้นของปริมาณขายก๊าซที่โครงการ G1/61 ซึ่งมีราคาขายภายใต้สัญญา PSC ที่ต่ำกว่าแหล่งอื่นๆ ที่อยู่ภายใต้ระบบสัมปทานค่อนข้างมาก

ต้นทุนต่อหน่วยลดลง QoQ จากผลกระทบของปริมาณการผลิต ต้นทุนต่อหน่วยใน 4Q67 ลดลง 7.8% QoQ มาอยู่ที่ US$29.3/BOE จากผลกระทบของปริมาณการผลิต แต่เพิ่มขึ้น 1.1% YoY จากยอดขายที่สูงขึ้นจากการผลิตที่มีต้นทุนสูงที่โครงการในมาเลเซีย ตัวเลขดังกล่าวสอดคล้องกับเป้าที่บริษัทวางไว้ที่ US$28-29/BOE EBITDA margin ของ PTTEP ที่ 69% ใน 4Q67 ต่ำกว่าเป้าที่บริษัทวางไว้ที่ 70-75% เล็กน้อย แต่ EBITDA margin เฉลี่ยสำหรับปี 2567 อยู่ที่ 73% ยังคงอยู่ในกรอบเป้าหมาย

แนวโน้มกำไร 1Q68 และปี 2568 PTTEP ตั้งเป้าปริมาณการขายปี 2568 ไว้ที่ 500-510kBOED เพิ่มขึ้น 2-4% YoY อย่างไรก็ตาม ปริมาณขายใน 1Q68 คาดว่าจะลดลง QoQ มาอยู่ที่ 475-480kBOED จากการปิดซ่อมบำรุงเพิ่มเติมที่โครงการ G1/61 (เอราวัณ) ดังนั้นกำไร 1Q68 จึงมีแนวโน้มที่จะอ่อนตัวลง QoQ โดยใช้สมมติฐานว่าราคาน้ำมันเฉลี่ยอยู่ในระดับทรงตัว QoQ เรายังคงประมาณการของเราไว้ว่ากำไรสุทธิปี 2568 จะลดลง 12% มาอยู่ที่ 6.9 หมื่นลบ. จากราคาน้ำมันเฉลี่ยที่ลดลง แม้ว่า EBITDA margin น่าจะยังคงเป็นไปตามเป้าของบริษัทที่ 70-75%

ราคาเป้าหมาย 164 บาท อิงกับวิธี DCF (สิ้นปี 2568) เราคงราคาเป้าหมายสิ้นปี 2568 ไว้ที่ 164 บาท โดยอิงกับราคาน้ำมันดูไบระยะยาวที่ US$63/bbl และเบรนท์ที่ 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

4Q24: In line, with QoQ higher sales volume

Lining up with market and INVX estimates, PTTEP reported net profit of Bt18.3bn in 4Q24, flat YoY and up 2.4% QoQ on higher sales volume and lower unit cost that beat off a decline in average selling price (ASP) brought by weaker oil price. Non-recurring items were marginal, with no asset impairment recorded in the quarter. Net profit for 2024 came to Bt78.8bn, growing 2.8% on higher sales volume (+6% YoY), backed by full production at Block G1/61 (Erawan) since late March 2024 while ASP softened 3% YoY. PTTEP announced a final dividend of Bt5.125/share, bringing full-year dividend to Bt9.625/share (49% payout ratio). Although we expect profit to weaken YoY in 2025 due to lower oil price, our Outperform rating is intact, backed by a healthy balance sheet (IBD/E <0.3x) and attractive upside to DCF-based TP of Bt164/share, based on LT Brent price of US$65 from 2027 onwards.

Sales volume up QoQ after maintenance shutdown in 3Q24. Sales volume grew 5.4% YoY and 5.3% QoQ to 500kBOED as several gas fields in Thailand resumed normal operations after planned shutdowns in 3Q24 plus greater loading of oil products in Oman and Algeria. This was, however, lower than expected since gas production at Block G1/61 (Erawan) was lower than the daily contracted quantity (DCQ) on extended maintenance and lower gas nomination by PTT. This was partly offset by higher production at Bongkot to fill the combined DCQ of 1,500mmcfd. Average 2024 sales volume was 489kBOED, up 5.8% YoY but lower than the initially projected 505kBOED.

Lower oil price pulls down ASP. PTTEP’s ASP fell 5.3% YoY and 2.6% QoQ to US$45.8/BOE as expected, on a lower oil price (-12.1% YoY, -6.2% QoQ for Dubai), but support was provided by a more stable gas price at US$5.9/mmcfd (flat YoY, -1.2% QoQ). This reflects the lag before gas price is adjusted for producing fields in the Gulf of Thailand. ASP for 2024 was US$46.8/BOE, down 3% YoY, in line with average Dubai oil price. This also reflects a higher proportion of gas sales from Block G1/61, whose selling price under PSC is much lower than other fields under concessionaires.

Unit cost down QoQ on volume effect. Unit cost in 4Q24 declined 7.8% QoQ to US$29.3/BOE due to volume effect but increased 1.1% YoY on higher sales from high-cost production at Malaysian assets. This lined up with its guidance of US$28-29/BOE. The company’s EBITDA margin of 69% in 4Q24 was slightly below guidance of 70-75% but the average EBITDA margin for 2024 was 73%, still in the target range.

1Q25F and 2025F outlook. Target sales volume for 2025F was guided at 500-510kBOED, up 2-4% YoY, but sales volume in 1Q25 is expected to fall QoQ to 475-480kBOED on further maintenance shutdown of G1/61 (Erawan). This means 1Q25F profit is likely to soften QoQ, assuming stable average oil price QoQ. We maintain our projected 12% weakening in 2025F net profit to Bt69bn from lower average oil price, although EBITDA margin should remain in line with the company’s target of 70-75%.

TP is Bt164, based on DCF (end-2025). We maintain our end-2025 TP of Bt164, based on L/T Dubai of US$63/bbl and Brent of US$65/bbl from 2027F. 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 PDF Click > PTTEP250131_E.pdf