นางสาวพรรณพร ศาสนนันทน์ ผู้ช่วยกรรมการผู้จัดการใหญ่ สายงานการเงิน บมจ.ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (PTTEP) กล่าวว่า บริษัทคาดการณ์ปริมาณการขายเฉลี่ยในไตรมาส 3/67 อยู่ที่ 484,000 บาร์เรล/วัน ลดลงจากไตรมาส 2/67 ที่ทำได้ 506,709 บาร์เรล/วัน เนื่องจากการปิดซ่อมบำรุงโครงการในอ่าวไทยตามแผนงานของบริษัท
อย่างไรก็ตาม คาดว่าปริมาณการขายทั้งปีจะยังอยู่ที่ราว 501,000 บาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนที่ 462,007 บาร์เรล/วัน โดยหลัก ๆ มาจากการเพิ่มขึ้นของปริมาณในประเทศไทย ได้แก่ การเพิ่มกำลังการผลิตโครงการจี 1/61 (เอราวัณ) สู่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วันเร็วกว่าแผนงาน และโครงการ บี 8/32 กลับมาผลิตได้ตามปกติได้ตั้งแต่เดือน ต.ค.66 หลังจากหยุดผลิตชั่วคราวจากปัญหาเรือรับก๊าซธรรมชาติ รวมถึงปริมาณขายตามสัดส่วนการร่วมทุนเพิ่มขึ้นของโครงการยาดานาหลังจากผู้ร่วมทุนยุติการลงทุน
PTTEP คาดว่าราคาน้ำมันดิบครึ่งปีหลังนี้จะเฉลี่ยอยู่ที่ 70-80 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล อ่อนตัวลงจากครึ่งปีแรกตามความต้องการใช้น้ำมันปรับตัวลดลง แต่ทั้งปีคาดเฉลี่ยที่ 80-85 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ยังต้องติดตามปัจจัยที่มีผลต่อทิศทางราคาน้ำมัน คือ การเติบโตของเศรษฐกิจโลกหลังสหรัฐประกาศตัวเลขการจ้างงานออกมาต่ำกว่าคาด และกลุ่มโอเปกพลัสจะยืดเวลาโครงการลดการผลิตภาคสมัครใจหรือไม่ ความขัดแย้งระหว่างประเทศในภูมิภาคตะวันออกกลาง โดยเฉพาะการตอบโต้ของอิหร่านจะส่งผลให้เกิด Supply Shock หรือไม่ รวมถึงการเลือกตั้งของสหรัฐฯที่นโยบายของผู้นำคนใหม่อาจมีผลต่อทิศทางราคาน้ำมันดิบ
ส่วนราคาขายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยในไตรมาส 3/67 และทั้งปี 67 จะอยู่ที่ราว 5.9 ดอลลาร์สหรัฐ/ล้านบีทียู โดยมีแนวโน้มลดลงเพียงเล็กน้อยจากปีก่อนหน้า และบริษัทยังสามารถรักษาต้นทุนเฉลี่ยต่อหน่วยได้ในระดับ 28?29 ดอลลาร์สหรัฐ/บาร์เรลในปี 67 ส่งผลให้บริษัทจะมีอัตราส่วนกำไรก่อนหักดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา ต่อรายได้จากการขายรวมรายได้จากการบริการค่าผ่านท่อ (EBITDA margin) ในปีนี้ที่ระดับ 70-75%
สำหรับการสร้างความแข็งแรงในการสำรวจและผลิต PTTEP ยังคงมุ่งเน้นความมั่นคงทางพลังงานในประเทศ โดยได้กำหนดแผนการลงทุนไว้ใน 5 พื้นที่หลัก ได้แก่
พื้นที่แรก ฝั่งตะวันออกของประเทศ โดยเฉพาะในอ่าวไทย มุ่งรักษากำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยให้สามารถใช้ได้อย่างต่อเนื่อง ไม่ว่าจะเป็นโครงการ G1/61, G2/61 หรือโครงการอาทิตย์ รวมไปถึงจะมีการต่ออายุสัญญาของโครงการ S1/SPH ที่ใกล้หมดอายุ และมีแผนต่ออายุของโครงการ Contract 4 ด้วย รวมถึงการบริการจัดการต้นทุนในโครงการที่ผลิตมานาน และเร่งสำรวจและผลิตแหล่งพลังงานใหม่ๆ ใน Eastern Corridor
พื้นที่ที่ 2 คือ ในฝั่งตะวันตก หรือประเทศเมียนมา โดยปัจจุบัน PTTEP มีด้วยกัน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการซอติก้า และยาดานา ซึ่งยังคงรักษาความสามารถในการผลิตเอาไว้ได้เท่าเดิม ขณะที่ยาดานา สัมปทานจะหมดอายุในปี 71 PTTEP ก็อยู่ระหว่างการวางแผนต่ออายุ
พื้นที่ที่ 3 คือ พื้นที่ทางใต้ หรือประเทศมาเลเซีย ปัจจุบันมีทั้งโครงการที่ผลิตแล้วและโครงการที่ค้นพบแหล่งที่มีศักยภาพ โดยอยู่ระหว่างเร่งให้มีการผลิตให้เร็วที่สุด เพื่อชดเชย และสนับสนุนกำลังการผลิตของแหล่งในประเทศที่คาดว่าจะลดลงในอนาคต อย่างไรก็ตาม มองทั้งอินโดนีเซีย ไทย และมาเลเซีย ควรผนึกกำลังกันเพื่อช่วยเพิ่มความมั่นใจด้านพลังงานในภูมิภาค และช่วยลดการนำเข้า LNG
พื้นที่ที่ 4 คือ ตะวันออกกลาง มุ่งเน้นที่ 2 ประเทศหลัก ได้แก่ สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ และโอมาน โดยในโอมานมีโครงการหลัก คือ โอมาน Block 61 ปัจจุบันผลิตก๊าซธรรมชาติ และ PDO Block 6 เป็นสัมปทานที่มีศักยภาพค่อนข้างมาก ปัจจุบันผลิตน้ำมันดิบ ส่วนใน UAE ส่วนใหญ่ยังเป็นการสำรวจ และที่ผ่านมาได้มีการประกาศร่วมทุนในโครงการกาชา ในยูเออี ขณะนี้ก็อยู่ระหว่างการพัฒนา คาดว่าจะมีปริมาณก๊าซธรรมชาติ และน้ำมันจำนวนมาก
พื้นที่สุดท้ายคือ พื้นที่ที่ Africa มี 2 ประเทศหลัก คือ แอลจีเรียและโมซัมบิก โดยแอลจีเรีย อยู่ระหว่างเร่งให้มีการผลิตส่วนพัฒนาที่ 2 จากเดิมมีกำลังการผลิตที่ 17,000 บาร์เรลต่อวัน เป็น 30,000 บาร์เรลต่อวันภายใน 3 ปีข้างหน้า และ 60,000 บาร์เรลต่อวันในอีก 6 ปีข้างหน้า ส่วนในโมซัมบิก จะเป็นโครงการ LNG หรือก๊าซธรรมชาติเหลวขนาดใหญ่ ปัจจุบันผู้ดำเนินการอยู่ระหว่างการพิจารณากลับเข้าพื้นที่ เพื่อดำเนินการก่อสร้างให้ได้ภายในปีนี้