ปตท.สผ. โชว์ผลงาน 9 เดือนแรก กำไรพุ่ง 78% เฉียด 6 หมื่นล้าน! อานิสงส์ก๊าซ-น้ำมันแพง

บมจ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม หรือ ปตท.สผ.(PTTEP) แจ้งต่อตลาดหลักทรัพย์ฯ ในช่วง 9 เดือนแรก ปี 2565 บริษัทมีกำไรสุทธิอยู่ที่ 1,581 ล้านดอลลาร์ หรือเทียบเท่า 57,548 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 78% จากช่วง 9 เดือนแรก ปี 2564 มีกำไรสุทธิอยู่ที่ 890 ล้านดอลลาร์ หรือเทียบเท่า 32,396 ล้านบาท

ส่วนช่วงไตรมาส 3/2565 มีกำไรสุทธิที่ 664 ล้านดอลลาร์ หรือเทียบเท่า 24,172 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 127% จากไตรมาส 3/2564 ที่มีกำไรสุทธิ 292 ล้านดอลลาร์ หรือเทียบเท่า 10,629 ล้านบาท โดยในไตรมาส 3/2565 มีอัตรากำไรก่อนดอกเบี้ย ภาษี และค่าเสื่อมราคา(EBITDA Margin)ที่ 76% เป็นตามที่คาดการณ์ไว้

สำหรับกำไรช่วง 9 เดือนแรกปีนี้ของบริษัทที่ปรับตัวเพิ่ม โดยหลักจากรายได้จากการขายเพิ่มขึ้น จากปริมาณการขายเฉลี่ยต่อวันและราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้น ส่วนใหญ่จากรายได้จากการขายในประเทศไทย และประเทศมาเลเซียที่เพิ่มขึ้น โดยหลักจากโครงการบงกชกับโครงการจี 1/61 ที่เริ่มการผลิต

สำหรับในช่วงไตรมาส 3/2565 มีรายได้รวม 2,617 ล้านดอลลาร์สหรัฐ เทียบเท่า 95,292 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 148 ล้านดอลลาร์ เมื่อเทียบกับรายได้รวม 2,469 ล้านดอลลาร์ เทียบเท่า 84,955 ล้านบาท ในไตรมาส 2/2565 ที่ผ่านมา โดยในไตรมาส 3/2565 ปตท.สผ. มีปริมาณขายปิโตรเลียมเฉลี่ยอยู่ที่ 478,323 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจาก 465,459 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวันในไตรมาสที่แล้ว โดยหลักมาจากโครงการจี 1/61 หลังจากเข้าเป็นผู้ดำเนินการเมื่อปลายเดือนเมษายน 2565 และจากโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (MTJDA) ซึ่งได้เพิ่มปริมาณการผลิต รองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศ

ในขณะที่ราคาขายผลิตภัณฑ์เฉลี่ยปรับลดลงจาก 55.61 ดอลลาร์ สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ มาอยู่ที่ 53.68 ดอลลาร์ สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ซึ่งเป็นไปตามทิศทางราคาน้ำมันในตลาดโลก ในไตรมาสที่ 3 นี้ บริษัทมีผลกำไรจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน จำนวน 94 ล้านดอลลาร์ เทียบเท่า 3,415 ล้านบาท

ทั้งนี้เปรียบเทียบราคาเฉลี่ยน้ำมันดูไบ ช่วง 9 เดือนแรกปี 2565 อยู่ที่ 100.29 ดอลลสร์ต่อบาร์เรล เพิ่มขึ้น 51% จากช่วง 9 เดือนแรกปี 2565 อยู่ที่ 66.36 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล ขณะที่ราคขายเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ 53.62 ดอลลสร์ต่อบาร์เรล เพิ่มขึ้น 27%

 

สถานการณ์ราคาน้ำมันดิบ

ราคาน้ำมันดิบดูไบในช่วงไตรมาส 3 ปี 2565 เฉลี่ยอยู่ที่ 96.7 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากราคาเฉลี่ยในช่วงไตรมาส 2 ปี 2565 ที่108.2 ดอลลาร์ ต่อบาร์เรล โดยมีปัจจัยหลักมาจากความกังวลการเกิดภาวะเศรษฐกิจถดถอยจากการที่ธนาคารกลางทั่วโลกปรับเพิ่มอัตราดอกเบี้ยในอัตราที่สูงเป็นประวัติการณ์เพื่อควบคุมภาวะเงินเฟ้อที่ยังคงระดับสูง ส่งผลให้เกิดการเทขายสินทรัพย์เสี่ยงต่างๆ

รวมถึงน้ำมันดิบ เป็นผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลงต่อเนื่องเป็นเดือนที่ 4 ติดต่อกันนับตั้งแต่เดือนมิถุนายนที่ผ่านมาและยังทำให้นักลงทุนกลับมาถือสกุลเงินดอลลาร์ ซึ่งถือว่าเป็นสินทรัพย์ปลอดภัย ส่งผลให้เงินดอลลาร์ สรอ. แข็งค่าสูงสุดในรอบ 20 ปี และมีผลให้ราคาน้ำมันดิบมีราคาแพงขึ้นสำหรับประเทศผู้ซื้อที่ใช้สกุลเงินอื่น ๆ

นอกจากนี้ การดำเนินมาตรการปิดเมืองเพื่อสกัดโควิด-19 ในประเทศจีนอย่างเข้มงวด วิกฤตภาคอสังหาริมทรัพย์ รวมถึงภาวะแห้งแล้งและการขาดแคลนไฟฟ้า ยังคงกดดันความต้องการใช้น้ำมันในประเทศจีนและอาจทำให้ความต้องการใช้น้ำมันดิบของประเทศจีนในปี 2565 ปรับตัวลงเป็นครั้งแรกในรอบ20 ปีในขณะที่อุปทานน้ำมันดิบค่อย ๆ ปรับตัวเพิ่มขึ้นใกล้เคียงระดับก่อนเกิดการระบาดของโควิด-19 คำสั่งซื้อน้ำมันดิบจากจีนและอินเดียยังช่วยให้ตัวเลขการผลิตและส่งออกน้ำมันดิบของรัสเซียยังคงอยู่ในระดับสูงก่อนเส้นตายที่สหภาพยุโรป (EU) สั่งแบนการนำเข้าน้ำมันส่วนใหญ่จากรัสเซียในวันที่ 5 ธันวาคม 2565

ในขณะที่สถานการณ์ของประเทศลิเบียที่กลับสู่ภาวะปกติและการปรับเพิ่มกำลังการผลิตของกลุ่ม OPEC ทำให้สามารถกลับมาผลิต
น้ำมันดิบเทียบเท่าปี 2563เช่นเดียวกับการผลิตน้ำมันดิบในสหรัฐอเมริกาที่เพิ่มขึ้นสู่ระดับ 11.8 ล้านบาร์เรลต่อวัน ซึ่งเป็นระดับสูงสุดนับจากเดือนเมษายน 2563

 

สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว

 

ความต้องการLNG เพิ่มสูงขึ้นในไตรมาส 3 ปี 2565 จากการฟื้นตัวของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในเอเชียและในยุโรปที่เพิ่มสูงขึ้นตั้งแต่ในช่วงฤดูร้อนจากความต้องการใช้ไฟฟ้าเพื่อทำความเย็น ภัยแล้งที่ทำให้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานน้ำและพลังงานนิวเคลียร์ได้น้อยลง รวมถึงมาตรการลดการพึ่งพาการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากรัสเซียของยุโรป และเพิ่มแหล่งพลังงานหมุนเวียนและการนำเข้าก๊าซธรรมชาติมาทดแทน

นอกจากนี้ ยุโรปยังได้เริ่มกักตุนก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในฤดูหนาว ปัจจัยดังกล่าวทั้งหมดนี้ทำให้ยุโรปมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงขึ้นมากจนเกิดสถานการณ์การแย่งชิงก๊าซธรรมชาติกับหลายประเทศในภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงเหนือ ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG สูงขึ้นจากไตรมาส 2 ปี 2565

โดยเคลื่อนไหวอยู่ในช่วงราคา 35 -71 ดอลลาร์ สรอ. ต่อล้านบีทียู และมีราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 46.56 ดอลลาร์ ต่อล้านบีทียูความต้องการใช้พลังงานในประเทศข้อมูลจากสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน เผยให้เห็นว่าความต้องการใช้พลังงานของประเทศไทยในเดือนมกราคมถึงเดือนกรกฎาคมของปี 2565 อยู่ที่ประมาณ 2 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

โดยมีปริมาณเพิ่มขึ้น 1.63% เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี2564 และเพิ่มขึ้น 2.92% เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี 2563 การเพิ่มขึ้นของความต้องการใช้พลังงานอย่างต่อเนื่องนี้แสดงถึงการฟื้นตัวของเศรษฐกิจหลังการระบาดของโควิด-19 โดยการเพิ่มขึ้นนี้อยู่ในรูปแบบของการใช้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในภาคการขนส่ง และการใช้ถ่านหินในภาคอุตสาหกรรมเป็นหลัก

บริษัทหลักทรัพย์(บล.) ทิสโก้ วิเคราะห์ว่า  PTTEP รายงานผลประกอบการไตรมาส 3/2565 มีกำไรที่ 2.42 หมื่นล้านบาท หรือ 664 ล้านดอลลาร์สหรัฐ มากกว่าเราคาดไว้ที่ 1.87 หมื่นล้านบาท หรือ 515 ล้านดอลลาร์สหรัฐ โดยบริษัทตัดจำหน่ายครั้งเดียวจากการขายเงินลงทุนในบราซิล 3.5 พันล้านบาท หรือ 95 ล้านเหรียญสหรัฐ ซึ่งส่วนใหญ่ถูกชดเชยด้วยกำไรจากการป้องกันความเสี่ยงที่ 3.4 พันล้านบาทสหรัฐ หรือ 94 ล้านเหรียญสหรัฐ

โดยหากไม่รวมรายการที่ไม่ใช่ธุรกิจหลัก กำไรหลักส่งมอบที่ 2.32 หมื่นล้านบาท หรือ 636 ล้านเหรียญสหรัฐ เพิ่มขึ้น 4% จากไตรมาสก่อน และ 111% จากช่วงเดียวกันของปีก่อน จากยอดขายที่สูงกว่าที่คาด และต้นทุนต่อหน่วยที่ต่ำกว่าที่คาดเป็นปัจจัยหลักที่อยู่เบื้องหลังอัตรากำไรที่สูงนี้

 

PTTEP ซื้อหุ้น 25% แหล่งปิโตเลียมในยูเออี

ขณะที่ล่าสุด ปตท.สผ. ประกาศขยายการลงทุนในสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (ยูเออี) โดยเข้าซื้อหุ้นสัดส่วน 25% ในแปลงสำรวจปิโตรเลียมบนบก “ชาร์จาห์ ออนชอร์ แอเรีย เอ” ในรัฐชาร์จาห์ จากบริษัท อีเอ็นไอ นับเป็นการลงทุนในยูเออีโครงการที่ 5 ของ ปตท.สผ. ตามกลยุทธ์ขยายการลงทุนในพื้นที่ยุทธศาสตร์ที่มีศักยภาพปิโตรเลียมสูงในตะวันออกกลาง

ด้านนายมนตรี ลาวัลย์ชัยกุล ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร ปตท.สผ. เปิดเผยว่า บริษัท พีทีทีอีพี มีนา จำกัด (PTTEP MENA Limited) ซึ่งเป็นบริษัทย่อยของ ปตท.สผ. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายสิทธิ (Farm In Agreement) เพื่อเข้าซื้อสัดส่วนการลงทุน 25% ในแปลงสำรวจ ชาร์จาห์ ออนชอร์ แอเรีย เอ (Sharjah Onshore Area A) ในรัฐชาร์จาห์ ประเทศสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ จากบริษัท อีเอ็นไอ ชาร์จาห์ บี.วี. ในเครือของบริษัท อีเอ็นไอ (Eni) ซึ่งเป็นบริษัทพลังงานรายใหญ่ของประเทศอิตาลี โดยคาดว่าการเข้าซื้อสัดส่วนการลงทุนดังกล่าวจะเสร็จสิ้น และได้รับการอนุมัติจากหน่วยงานรัฐของยูเออีภายในปี 2565

“การเข้าร่วมทุนในแปลงชาร์จาห์ ออนชอร์ แอเรีย เอ นับเป็นการลงทุนโครงการที่ 5 ของ ปตท.สผ.ในยูเออี ตั้งแต่ที่บริษัทได้เริ่มการลงทุนในยูเออีเมื่อปี 2562 ตามกลยุทธ์ของบริษัทที่เน้นการลงทุนในพื้นที่ที่มีศักยภาพทางปิโตรเลียมสูง อีกทั้ง ยังเป็นการต่อยอดความร่วมมือกับอีเอ็นไอซึ่งเป็นพันธมิตรที่มีความเชี่ยวชาญ เพื่อร่วมกันสำรวจแหล่งปิโตรเลียมในพื้นที่ใหม่ ๆ” นายมนตรี กล่าว

สำหรับแปลงสำรวจ ชาร์จาห์ ออนชอร์ แอเรีย เอ ตั้งอยู่ในรัฐชาร์จาห์ ทางตอนเหนือของยูเออี มีพื้นที่ประมาณ 437 ตารางกิโลเมตร โดยอีเอ็นไอได้รับสัมปทานแปลงดังกล่าวจากเอสนอค (SNOC) ซึ่งเป็นบริษัทพลังงานแห่งรัฐชาร์จาห์ เมื่อต้นปี 2562

ทั้งนี้ภายหลังการเข้าซื้อสัดส่วนการลงทุนในครั้งนี้ กลุ่มผู้ร่วมทุนในแปลงแอเรีย เอ จะประกอบด้วย พีทีทีอีพี มีนา ถือสัดส่วนการลงทุน 25% อีเอ็นไอ ชาร์จาห์ บี.วี. ซึ่งเป็นผู้ดำเนินการ 50% และ เอสนอค 25%

นอกจากแปลงสำรวจ ชาร์จาห์ ออนชอร์ แอเรีย เอ แล้ว ปตท.สผ. ยังมีการสำรวจปิโตรเลียมในยูเออีในโครงการอาบูดาบี ออฟชอร์ 1 โครงการอาบูดาบี ออฟชอร์ 2 โครงการอาบูดาบี ออฟชอร์ 3 และโครงการชาร์จาห์ ออนชอร์ แอเรีย ซี โดยเป็นการลงทุนร่วมกับอีเอ็นไอทั้ง 4 โครงการ ซึ่งเมื่อเดือนสิงหาคมที่ผ่านมา ปตท.สผ. และอีเอ็นไอ ประสบความสำเร็จในการเจาะหลุมสำรวจหลุมแรกในโครงการอาบูดาบี ออฟชอร์ 2 โดยค้นพบแหล่งก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่