PTTEP เผยกำไรสุทธิปี 60 เพิ่มขึ้น 60% หลังราคาขายเพิ่ม,คาด Q1/61 ปริมาณขายราว 3 แสนบาร์เรล/วัน-ศึกษาธุรกิจใหม่

ข่าวหุ้น-การเงิน Friday January 26, 2018 14:28 —สำนักข่าวอินโฟเควสท์ (IQ)

บมจ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (PTTEP) แจ้งผลกำไรสุทธิปี 60 เติบโตร้อยละ 60 จากปี 59 แม้จะถูกดดันจากการตั้งด้อยค่าสินทรัพย์จำนวนมากในช่วงไตรมาส 3/60 ก็ตาม แต่ด้วยราคาขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่เพิ่มขึ้น ขณะที่มีค่าเสื่อมและภาษีลดลงช่วยหนุนผลการดำเนินงาน พร้อมคาดปริมาณขายปิโตรเลียมในไตรมาส 1/61 จะอยู่ที่ราว 300,000 บาร์เรล/วัน และมีต้นทุนต่อหน่วย (unit cost) ที่ 30 เหรียญ/บาร์เรล ขณะที่เดินหน้าศึกษาธุรกิจใหม่ทั้งการรื้อถอนแท่นปิโตรเลียม ,ธุรกิจก๊าซธรรมชาติครบวงจร (Gas Value Chain) และศึกษาโอกาสการลงทุนในธุรกิจที่เกี่ยวข้องกับพลังงานทางเลือก อาทิ พลังงานจากลมและแสงแดด เป็นต้น เพื่อรักษาความสามารถในการแข่งขัน และเพิ่มโอกาสทางธุรกิจ

PTTEP ระบุว่าบริษัทมีกำไรสุทธิปี 60 ที่ระดับ 594 ล้านดอลลาร์สหรัฐอเมริกา (สรอ.) หรือราว 2.06 หมื่นล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 60 เมื่อเปรียบเทียบกับปี 59 ที่มีกำไรสุทธิ 372 ล้านดอลลาร์ สรอ. หรือราว 1.29 หมื่นล้านบาท ส่วนใหญ่เกิดจากค่าเสื่อมราคา ค่าสูญสิ้นและค่าตัดจำหน่ายลดลงจำนวน 429 ล้านดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจากการปรับปริมาณสำรองปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น , ภาษีเงินได้ลดลงจำนวน 105 ล้านดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจากผลกระทบของค่าเงินบาทที่แข็งค่าขึ้นเมื่อเปรียบเทียบกับเงินสกุลดอลลาร์ สรอ. และรับรู้ขาดทุนจากอนุพันธ์ทางการเงินลดลงจำนวน 90 ล้านดอลลาร์ สรอ. ในขณะที่รับรู้ขาดทุนจากการด้อยค่าของสินทรัพย์เพิ่มขึ้น จำนวน 511 ล้านดอลลาร์ สรอ.

ขาดทุนจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติสำหรับปี 60 จำนวน 242 ล้านดอลลาร์ สรอ. มีผลขาดทุนเพิ่มขึ้น 148 ล้านดอลลาร์ สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับปี 59 ที่มีขาดทุนจำนวน 94 ล้านดอลลาร์ สรอ. ส่วนใหญ่เกิดจากการรับรู้ขาดทุนจากการด้อยค่าของสินทรัพย์เพิ่มขึ้นจำนวน 511 ล้านดอลลาร์ สรอ. ในขณะที่ภาษีเงินได้ลดลงจำนวน 236 ล้านดอลลาร์ สรอ. จากผลกระทบของค่าเงินบาทที่แข็งค่าขึ้นเมื่อเปรียบเทียบกับเงินสกุลดอลลาร์ สรอ.

โดยในปี 60 บริษัทมีปริมาณการขายเฉลี่ยที่ 299,206 บาร์เรล/วัน ลดลงจากระดับ 319,521 บาร์เรล/วันในปี 59 โดยหลักจากโครงการพีทีทีอีพี ออสตราเลเซียที่มีการขายนามันดิบในปีนี้น้อยกว่าปีที่ผ่านมา รวมทั้งโครงการสินภูฮ่อม เนื่องจากผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่ลดลง ในขณะที่ราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นเป็น 39.20 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล เทียบกับระดับ 35.91 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรลในปี 59

สำหรับในไตรมาส 4/60 มีกำไรสุทธิจำนวน 289 ล้านดอลลาร์ สรอ. เพิ่มขึ้นมากกว่าร้อยละ 100 เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 3/60 ที่มีขาดทุนสุทธิจำนวน 264 ล้านดอลลาร์ สรอ. สาเหตุหลักมาจากในไตรมาสที่ 4/60 ไม่มีการรับรู้ขาดทุนจากการด้อยค่าของสินทรัพย์ ในขณะที่ในไตรมาส 3/60 มีการรับรู้ขาดทุนดังกล่าวจำนวน 558 ล้านดอลลาร์ สรอ.

กำไรจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติสำหรับไตรมาส 4/60 จำนวน 49 ล้านดอลลาร์ สรอ. เพิ่มขึ้นเมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 3/60 ที่มีขาดทุน 482 ล้านดอลลาร์ สรอ. สาเหตุหลักมาจากในไตรมาส 4/60 ไม่มีการรับรู้ขาดทุนจากการด้อยค่าของสินทรัพย์

ในไตรมาส 4/60 มีปริมาณการขายเฉลี่ย 313,054 บาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นจากระดับ 298,139 บาร์เรล/วัน ในไตรมาส 3/60 โดยหลักจากโครงการบงกช และโครงการคอนแทร็ค 4 สำหรับราคาขายเฉลี่ยของไตรมาสนี้เพิ่มขึ้นเป็น 41.74 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล จาก 38.78 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรลในไตรมาส 3/60

PTTEP ระบุว่าในปี 60 บริษัทสามารถปรับลดต้นทุนต่อหน่วยลงมาอยู่ที่ 29.05 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล เมื่อเทียบกับ 30.46 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรลในปี 59 และสามารถรักษาปริมาณขายเฉลี่ยได้ตามเป้าหมายที่ 300,000 บาร์เรล/วัน ภายใต้แรงกดดันจากการที่ผู้ซื้อ เรียกรับก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยในปริมาณที่ลดลง โดยบริษัทพยายามทดแทนปริมาณดังกล่าวด้วยการเพิ่มการผลิตทั้งในส่วนของคอนเดนเสท และน้ำมันดิบของโครงการหลักในประเทศไทยและออสเตรเลีย

ส่วนการเปลี่ยนแปลงของค่าเงินบาทจะส่งผลกระทบต่อผลประกอบการของ ปตท.สผ. ส่วนใหญ่ในรูปภาษีเงินได้ที่เกิดจากความแตกต่างของสกุลเงินที่ใช้ในการยื่นภาษีกับสกุลเงินที่ใช้ในการบันทึกบัญชีตามมาตรฐานบัญชี สำหรับปี 60 ค่าเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์ สรอ. ได้ปรับตัวแข็งค่าขึ้นจากปีก่อนหน้า ประมาณ 3.15 บาท/ดอลลาร์ สรอ. เป็นผลให้บริษัทรับรู้กำไรและผลประโยชน์ทางภาษีที่เกี่ยวข้องกับอัตราแลกเปลี่ยนในปีนี้

ณ สิ้นปี 60 บริษัทยังคงสถานะการเงินที่แข็งแกร่งด้วยสินทรัพย์จำนวน 19,220 ล้านดอลลาร์ สรอ. มีหนี้สินรวมทั้งสิ้น 7,703 ล้าน ดอลลาร์ สรอ. โดยเป็นส่วนหนี้สินที่มีดอกเบี้ยจำนวน 2,907 ล้านดอลลาร์ สรอ. และส่วนของผู้ถือหุ้นจำนวน 11,517 ล้านดอลลาร์ สรอ. อีกทั้งยังสามารถรักษาสภาพคล่องด้วยเงินสดและเงินลงทุนระยะสั้น จำนวน 4,468 ล้านดอลลาร์ สรอ.

ปตท.สผ. มีโครงการและดำเนินกิจกรรมทั้งในประเทศไทยและต่างประเทศรวมทั้งสิ้น จำนวน 36 โครงการใน 10 ประเทศ มีปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) จำนวน 631 ล้านบาร์เรลเทียบเท่านามันดิบ และปริมาณสำรองที่น่าจะพบ (Probable Reserves) จำนวน 400 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

สำหรับความคืบหน้าโครงการที่สำคัญ ได้แก่ แหล่งอุบลภายใต้โครงการคอนแทร็ค 4 ซึ่งอยู่ระหว่างการหารือกับผู้ดำเนินการของโครงการเพื่อเตรียมการพัฒนา และคาดว่าจะสามารถผลิตปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์ได้ภายในปี 65 ด้วยกำลังการผลิตของโครงการที่ 25,000- 30,000 บาร์เรล/วัน ,โครงการเวียดนาม บี และ 48/95 และโครงการเวียดนาม 52/97 ตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลของเวียดนาม โดยในปี 60 โครงการได้ลงนามในสัญญา Letter of Agreement ระหว่างผู้ร่วมทุนในเรื่องราคาค่าก๊าซฯและค่าผ่านท่อก๊าซฯ รวมทั้งอยู่ระหว่างการเจรจาสัญญาเชิงพาณิชย์เพื่อรองรับการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision หรือ FID) ต่อไป ทั้งนี้ คาดว่าจะเริ่มผลิตปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์ได้ในช่วงปลายปี 64 ด้วยกำลังการผลิตรวม 490 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน

โครงการแอลจีเรีย ฮาสสิ เบอร์ ราเคซ ซึ่งตั้งอยู่บนบกทางทิศตะวันออกของแอลจีเรีย โดยโครงการได้นำส่งแผนพัฒนาเพื่อขออนุมัติพื้นที่ในการพัฒนาต่อรัฐบาลแอลจีเรียในเดือนธ.ค.60 และคาดว่าจะได้รับอนุมัติภายในไตรมาส 1/61 ด้วยกำลังการผลิตปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์ในเฟสแรกที่อัตรา 10,000-13,000 บาร์เรล/วันในปี 62 และหลังจากนั้นจะพิจารณาการลงทุนเพิ่มเติมเพื่อเพิ่มกำลังการผลิตรวมเป็น 50,000 บาร์เรล/วัน

โครงการโมซัมบิก โรวูมา ออฟชอร์ แอเรีย วัน ซึ่งเป็นโครงการก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่ ตั้งอยู่นอกชายฝั่งของโมซัมบิก ปัจจุบันโครงการอยู่ระหว่างการขออนุมัติแผนการพัฒนาโครงการ (Plan of Development) ขั้นสุดท้ายจากรัฐบาลโมซัมบิก ซึ่งคาดว่าจะได้รับการอนุมัติในต้นปี 61 นอกจากนี้โครงการยังเร่งผลักดันการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาวกับผู้ซื้อ และการเจรจาสัญญาเงินกู้ในรูปแบบ Project Finance กับสถาบันการเงิน โดยคาดว่าจะสามารถผลิตปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์ได้ในปี 66 ด้วยกำลังการผลิตระยะแรกที่ 12 ล้านตัน/ปี

ในปี 60 บริษัทได้มีการบริหารการลงทุนที่สำคัญ (Portfolio Rationalization) ได้แก่ การคัดเลือก Total E&P Myanmar (TOTAL) ซึ่งเป็นบริษัทที่มีประสบการณ์และความเชี่ยวชาญในการสำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมทั่วโลกเข้าเป็นผู้ร่วมทุนในโครงการเมียนมาร์ MD-7 และการคืนแปลงสำรวจของโครงการเมียนมาร์ พีเอสซี จี และอีพี 2 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการรออนุมัติจากรัฐบาลเมียนมา

นอกจากนี้บริษัทอยู่ในระหว่างการเตรียมความพร้อมในการเข้าร่วมประมูลแหล่งสัมปทานในอ่าวไทยที่กำลังจะหมดอายุ เร่งพัฒนาโครงการที่อยู่ระหว่างการตัดสินใจขั้นสุดท้ายในปีนี้ 3 โครงการสำคัญ ได้แก่ โครงการโมซัมบิก โรวูมา ออฟชอร์ แอเรีย วัน ,โครงการแอลจีเรีย ฮาสสิ เบอร์ ราเคซ และโครงการเวียดนาม บี และ 48/95 และ 52/97 รวมถึงแสวงหาโอกาสการลงทุนเพิ่มเติมทั้งการเข้าซื้อทรัพย์สินในธุรกิจต้นน้ำและธุรกิจ LNG ครบวงจร อีกทั้งเพื่อรองรับภาพธุรกิจพลังงานที่เปลี่ยนแปลงไป บริษัทได้ดำเนินการปรับโครงสร้างองค์กรเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงและมองหาโอกาสทางธุรกิจในการต่อยอดขยายการลงทุนในธุรกิจที่เกี่ยวข้องกับต้นน้ำและธุรกิจพลังงานใหม่ ๆ เพื่อการเติบโตอย่างยั่งยืนในอนาคต

ปตท.สผ. ยังคงดำเนินแผนกลยุทธ์ตามแนวทาง “RESET-REFOCUS-RENEW" อย่างต่อเนื่อง เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและส่งเสริมการเติบโตอย่างยั่งยืน โดย RESET เป็นการลดต้นทุนเพิ่มประสิทธิภาพในการแข่งขันภายใต้วิกฤตราคาน้ำมัน , REFOCUS เน้นขยายการลงทุนและเติบโตในพื้นที่ที่มีความเชี่ยวชาญและพื้นที่ที่มีศักยภาพสูง

RENEW พัฒนาเทคโนโลยีเพื่อรองรับการเติบโตอย่างยั่งยืนในอนาคต โดยการจัดตั้งหน่วยงานเพื่อศึกษาโอกาสทางธุรกิจใหม่ที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม อาทิ ธุรกิจต่อเนื่องด้านการรื้อถอนสิ่งติดตั้งที่ใช้ในการประกอบธุรกิจปิโตรเลียม พยายามสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับธุรกิจด้วยการลงทุนในธุรกิจก๊าซธรรมชาติครบวงจร (Gas Value Chain) และศึกษาโอกาสการลงทุนในธุรกิจที่เกี่ยวข้องกับพลังงานทางเลือก อาทิ พลังงานจากลมและแสงแดด เป็นต้น เพื่อให้บริษัทรักษาความสามารถในการแข่งขันทั้งในสถานการณ์ปัจจุบัน และเพิ่มโอกาสทางธุรกิจเพื่อรองรับทิศทางอุตสาหกรรมพลังงานโลกที่เปลี่ยนแปลงไปในอนาคต

PTTEP ระบุอีกว่า แนวโน้มราคาเฉลี่ยของน้ำมันดิบดูไบในปี 61 คาดว่าจะอยู่ที่ 55-65 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล ขณะที่ในด้านปริมาณขายปิโตรเลียม ปตท.สผ. พยายามรักษาระดับการผลิตของโครงการในประเทศไทย โดยคาดว่าปริมาณการขายเฉลี่ยของไตรมาส 1/61 และทั้งปี 61 จะอยู่ที่ประมาณ 300,000 และ 302,000 บาร์เรล/วัน ตามลำดับ อันเป็นผลมาจากแนวโน้มที่ดีขึ้นของการขายก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยและแนวทางการเพิ่มการผลิตคอนเดนเสทจากโครงการในอ่าวไทยและน้ำมันดิบในโครงการเอส 1

ด้านราคาน้ำมันดิบของบริษัทจะผันแปรตามราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก ,ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์หลักของบริษัทนั้นมีโครงสร้างราคาส่วนหนึ่งผูกกับราคาน้ำมันย้อนหลังประมาณ 6-12 เดือน บริษัทคาดว่าราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของไตรมาส 1/61 และทั้งปี 61 จะอยู่ที่ประมาณ 6.0 ดอลลาร์ สรอ./ล้านบีทียู และ 6.2 ดอลลาร์ สรอ./ล้านบีทียู ตามลำดับ เป็นผลจากการปรับตัวของราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก (บนสมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยทั้งปี 61 ที่ 60 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล)

การประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน ณ สิ้นปี 60 มีปริมาณน้ำมันภายใต้สัญญาประกันความเสี่ยงที่ยังไม่ครบกำหนดอยู่ที่ประมาณ 7.7 ล้านบาร์เรล ทั้งนี้ บริษัทมีความยืดหยุ่นในการปรับแผนการประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันตามความเหมาะสม

ด้านต้นทุน ปตท.สผ. คาดว่าจะสามารถรักษาต้นทุน/หน่วยในระดับต่ำได้ที่ประมาณ 30 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล สำหรับไตรมาส 1/61 และประมาณ 30-31 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรลสำหรับทั้งปี 61 ขณะที่คาดว่าจะมีอัตรากำไรก่อนดอกเบี้ยจ่ายภาษี ค่าเสื่อม และค่าตัดจำหน่าย (EBITDA Margin) ในปี 61 ที่ระดับประมาณ 70% ของรายได้จากการขาย ซึ่งเป็นระดับเดียวกับปี 60


เว็บไซต์นี้มีการใช้งานคุกกี้ ศึกษารายละเอียดเพิ่มเติมได้ที่ นโยบายความเป็นส่วนตัว และ ข้อตกลงการใช้บริการ รับทราบ