บมจ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (PTTEP) เปิดเผยว่า แนวโน้มผลการดำเนินงานไตรมาส 1/67 และปี 67 ขึ้นอยู่กับ 3 ปัจจัยหลัก ได้แก่ ปริมาณการขาย ราคาขายและต้นทุน โดยคาดการณ์ปริมาณการขายเฉลี่ยที่ประมาณ 473,000 และ 505,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ตามลำดับ เติบโตจากปี 66 ที่มีปริมาณขายปิโตรเลียมเฉลี่ยอยู่ที่ 462,007 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน โดยหลักจากการเพิ่มกำลังการผลิตตามแผนงานของโครงการจี 1/61(เอราวัณ) สู่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ด้านราคาขาย บริษัทคาดว่าราคาขายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยจะอยู่ที่ประมาณ 5.8 และ 5.7 ดอลลาร์สรอ.ต่อล้านบีทียูตามลำดับ แนวโน้มลดลงจากปีก่อนหน้าเป็นผลจากสัดส่วนปริมาณขายที่เพิ่มขึ้นของโครงการจี 1/61(เอราวัณ) ภายใต้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต ซึ่งมีราคาขายก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าในระบบสัมปทานเดิม รวมถึงการปรับลดลงของราคาก๊าซธรรมชาติย้อนหลัง ตามราคาน้ำมันในตลาดโลกด้วย
บริษัทมีการเข้าทำสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันโดย ณ สิ้นปี 66 มีปริมาณน้ำมันภายใต้การประกันความเสี่ยง ดังกล่าว จำนวน 3.6 ล้านบาร์เรล ทั้งนี้ บริษัทมีความยืดหยุ่นในการปรับแผนการประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันตามความเหมาะสม ต้นทุน
PTTEP คาดว่าจะสามารถรักษาต้นทุนต่อหน่วยได้ที่ประมาณ 28? 29 ดอลลาร์สรอ.ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นเล็กน้อยจากต้นทุนต่อหน่วยของปี 66 โดยหลักจากค่าเสื่อมราคาต่อหน่วยและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานเพิ่มขึ้น จากการเพิ่มกำลังการผลิตของโครงการจี1/61 (เอราวัณ) รวมถึงต้นทุนการดำเนินงานในอุตสาหกรรมปรับตัวสูงขึ้น จากแนวโน้มของความต้องการใช้แท่นขุดเจาะในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่เพิ่มขึ้น
สำหรับผลประกอบการปี 66 กลุ่ม PTTEP มีรายได้รวม 9,057 ล้านดอลลาร์สหรัฐ (เทียบเท่า 315,216 ล้านบาท) ลดลง 603 ล้านดอลลาร์สหรัฐ (เทียบเท่า 24,686 ล้านบาท) หรือ 6% เมื่อเทียบกับปี 65 ที่มีรายได้รวม 9,660 ล้านดอลลาร์สหรัฐ (เทียบเท่า339,902 ล้านบาท)
ในส่วนของค่าใช้จ่ายนั้น มีค่าใช้จ่าย (ไม่รวมภาษีเงินได้) ทั้งสิ้น 5,061 ล้านดอลลาร์สหรัฐ (เทียบเท่า 176,285 ล้านบาท) ลดลง 559 ล้านดอลลาร์สหรัฐ (เทียบเท่า 21,089 ล้านบาท) หรือลดลง 10% เมื่อเทียบกับปี 65
ทั้งนี้ กำไรจากการดำเนินงานปกติลดลง โดยหลักจากราคาขายเฉลี่ยของบริษัทลดลงจากปีก่อนหน้า 10% มาอยู่ที่ 48.21 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมถึงปริมาณขายเฉลี่ยต่อวันปรับตัวลดลงเล็กน้อยมาอยู่ที่ 462,007 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ส่งผลให้ PTTEP รายงานกำไรสุทธิ 2,208 ล้านดอลลาร์วสหรัฐ (เทียบเท่า 76,706 ล้านบาท) หรือคิดเป็นกำไรสุทธิต่อหุ้น 0.54 ดอลลาร์สหรัฐ (เทียบเท่า 18.89 บาท) กำไรสุทธิเพิ่มขึ้น 209 ล้านดอลลาร์สหรัฐ (เทียบเท่า 5,805 ล้านบาท) หรือ 10% เมื่อเทียบกับปี 65
กำไรสุทธิปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปีก่อนหน้า เป็นผลมาจากการรายงานผลขาดทุนที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติในจำนวนที่ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ จากผลขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันและการด้อยค่าของสินทรัพย์
ทั้งนี้ PTTEP มีปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) รวมทุกโครงการ ณ วันที่ 31 ธ.ค.6 จำนวน 1,436 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
นายมนตรี ลาวัลย์ชัยกุล ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร PTTEP กล่าวว่า กำไรสุทธิจากการดำเนินงานดังกล่าว เป็นส่วนสำคัญที่บริษัทจะนำมาใช้ในการลงทุนพัฒนาโครงการต่าง ๆ ตามแผนงานปี 67 ซึ่งได้ตั้งงบประมาณไว้ที่ 230,194 ล้านบาท (เทียบเท่า 6,721 ล้านดอลลาร์ สรอ.) โดยมีแผนจะเพิ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติจากโครงการจี 1/61 (แหล่งเอราวัณ ปลาทอง สตูล และฟูนาน) ให้ได้ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในเดือนเมษายนนี้ พร้อมรักษากำลังการผลิตก๊าซฯ จากโครงการจี 2/61 (แหล่งบงกช) โครงการอาทิตย์ และโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย รวมทั้ง จะเร่งการสำรวจปิโตรเลียมในไทยและต่างประเทศ รองรับการใช้พลังงานในอนาคต
ในปีนี้ PTTEP ตั้งเป้าหมายเพิ่มการผลิตปิโตรเลียม อีกประมาณ 9% มาอยู่ที่อัตรา 505,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน รองรับการใช้พลังงานที่เพิ่มสูงขึ้น นอกจากนี้ ยังสำรองงบประมาณเพิ่มเติม (Provisional Budget) อีกจำนวน 67,822 ล้านบาท (เทียบเท่า 2,022 ล้านดอลลาร์ สรอ.) ในช่วง 5 ปี (67-71) เพื่อพัฒนาพลังงานสะอาดรูปแบบ ต่าง ๆ อีกด้วย
นายมนตรี กล่าวว่า ในปีที่ผ่านมา บริษัทประสบความสำเร็จในการดำเนินธุรกิจทั้งในและต่างประเทศ โดยด้านการสำรวจ บริษัทได้ชนะการประมูลแปลงสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย รอบที่ 24 ในแปลงจี 1/65 และแปลงจี 3/65 ซึ่งทั้ง 2 แปลงอยู่ใกล้กับโครงการของบริษัทซึ่งมีการดำเนินงานอยู่แล้ว จึงสามารถพัฒนาโครงการได้รวดเร็วขึ้น เพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานในอนาคต
นอกจากนั้น ยังขยายฐานการเติบโตในประเทศมาเลเซียเพิ่มขึ้น จากการได้รับสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแปลงใหม่เพิ่มเติมในแปลงสำรวจเอสเค 325 รวมทั้ง ยังสำรวจพบแหล่งปิโตรเลียมใหม่ 3 แหล่งนอกชายฝั่งซาราวัก จากหลุมสำรวจเชนด้า-1 หลุมสำรวจ บังสะวัน-1 และหลุมสำรวจบาบาด้อน-1 ซึ่งสามารถวางแผนเร่งรัดพัฒนาแหล่งที่ค้นพบในรูปแบบกลุ่ม (Cluster) เพื่อเริ่มการผลิตปิโตรเลียมได้อย่างรวดเร็วขึ้น
ในปี 66 เป็นปีที่บริษัทได้เริ่มขยายการดำเนินงานไปสู่ธุรกิจพลังงานสะอาด ตามแผนกลยุทธ์เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานและสร้างการเติบโตที่ยั่งยืน โดยได้รับสิทธิพัฒนาโครงการผลิตกรีนไฮโดรเจนขนาดใหญ่ในแปลงสัมปทาน Z1-02 ในรัฐสุลต่านโอมาน และการเข้าซื้อสัดส่วนการลงทุนร้อยละ 25.5 ในโครงการ Seagreen Offshore Wind Farm ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานลมนอกชายฝั่งที่ใหญ่ที่สุดในประเทศสกอตแลนด์ โดยสามารถสร้างรายได้ให้บริษัทได้ทันที รวมถึง ได้เริ่มโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ "ลานแสงอรุณ" ที่จังหวัดพิษณุโลก เพื่อนำไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมาใช้ในการผลิตปิโตรเลียมที่โครงการเอส 1 เป็นการช่วยลดการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติและลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก