บมจ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (PTTEP) หรือ ปตท.สผ. คาดการณ์ปริมาณขายปิโตรเลียมในไตรมาส 3/61 จะเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 308,000 บาร์เรล/วัน จากระดับ 302,846 บาร์เรล/วันในไตรมาส 2/61 หลังจะมีปริมาณการผลิตเพิ่มจากการเข้าถือหุ้นเพิ่มในแหล่งบงกช หนุนให้ทั้งปี 61 จะมีปริมาณขายเฉลี่ย 310,000 บาร์เรล/วัน ขณะที่มองทิศทางราคาน้ำมันดิบดูไบในครึ่งหลังของปีนี้จะเคลื่อนไหวในช่วง 65-75 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล
ด้านกำไรสุทธิในช่วงไตรมาส 2/61 ลดลงแรงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน เหตุค่าเงินบาทอ่อนค่าส่งผลให้ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้จากผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตามด้านผลการดำเนินงานปกติมีกำไรเพิ่มขึ้นจากงวดปีก่อน หลังปริมาณขายและราคาขายปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น
PTTEP ชี้แจงผลประกอบการไตรมาส 2/61 มีกำไรสุทธิ 113 ล้านดอลลาร์สหรัฐ (สรอ.) ลดลง 107 ล้านดอลลาร์ สรอ. หรือ 49% จากระดับ 220 ล้านดอลลาร์ สรอ.ในช่วงเดียวกันของปีก่อน โดยกำไรจากการดำเนินงานปกติอยู่ที่ 336 ล้านดอลลาร์ สรอ. เพิ่มขึ้น 169 ล้านดอลลาร์ สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 2/60 ที่มีกำไร 167 ล้านดอลลาร์ สรอ. สาเหตุหลักมาจากรายได้การขายเพิ่มขึ้น 318 ล้านดอลลาร์ สรอ. จากราคาขายเฉลี่ยและปริมาณขายเฉลี่ยที่เพิ่มขึ้น
ในขณะที่ค่าเสื่อมราคา ค่าสูญสิ้น และค่าตัดจำหน่ายเพิ่มขึ้น 79 ล้านดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจากหลุมพัฒนาและแท่นหลุมผลิตเพิ่มขึ้นจากโครงการเอส 1 และโครงการคอนแทร็ค 4 รวมทั้งค่าใช้จ่ายดำเนินงานเพิ่มขึ้น 16 ล้านดอลลาร์ สรอ. ส่วนใหญ่เกิดจากการขายน้ำมันดิบของโครงการพีทีทีอีพี ออสตราเลเชียในไตรมาส 2/61 มากกว่าไตรมาสเดียวกันของปีก่อน
หากพิจารณาเฉพาะขาดทุนจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติในไตรมาส 2/61 จำนวน 223 ล้านดอลลาร์ สรอ. เปลี่ยนแปลงลดลง 276 ล้านดอลลาร์ สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 2/60 ที่มีกำไร 53 ล้านดอลลาร์ สรอ. สาเหตุหลักมาจากค่าเงินบาทในช่วงไตรมาส 2/61 อ่อนค่าลง 1.94 บาท/ดอลลาร์ สรอ. ขณะที่ช่วงเดียวกันของปีก่อนเงินบาทแข็งค่าขึ้น 0.47 บาท/ดอลลาร์ สรอ. ส่งผลให้ค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้จากผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนเพิ่มขึ้น 230 ล้านดอลลาร์ สรอ.
การเปลี่ยนแปลงของค่าเงินบาทจะส่งผลกระทบต่อผลประกอบการของ ปตท.สผ. ส่วนใหญ่ในรูปภาษีเงินได้ที่เกิดจากความแตกต่างของสกุลเงินที่ใช้ในการยื่นภาษีกับสกุลเงินที่ใช้ในการบันทึกบัญชีตามมาตรฐานบัญชี สำหรับไตรมาส 2/61 ค่าเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์ สรอ. มีความผันผวนอย่างมากและปรับตัวอ่อนค่าลงตั้งแต่ปลายเดือน เม.ย. เป็นต้นมา โดยเกิดจากเงินทุนต่างชาติไหลออกเป็นจำนวนมากทั้งในตลาดตราสารหนี้และตลาดหุ้น อันเป็นผลของการปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยของสหรัฐอเมริกา และการคาดการณ์ของตลาดเงินโลกว่าจะมีการปรับขึ้นของอัตราดอกเบี้ยเพิ่มเติมในช่วงครึ่งหลังของปี รวมทั้งผลจากตัวเลขเศรษฐกิจสหรัฐอเมริกาที่ปรับตัวดีขึ้น ขณะที่อัตราดอกเบี้ยในประเทศยังคงตัว ซึ่งทิศทางการอ่อนค่าของเงินบาทสอดคล้องกับเงินสกุลหลักอื่นในภูมิภาค
ทั้งนี้ ค่าเงินบาท ณ สิ้นไตรมาส 2/61 อยู่ที่ 33.17 บาท/ดอลลาร์ สรอ. อ่อนค่าลงเมื่อเทียบกับ ณ สิ้นไตรมาส 1/61 ที่ 31.23 บาท/ดอลลาร์ สรอ. ส่งผลให้เกิดขาดทุนและค่าใช้จ่ายทางภาษีที่เกี่ยวข้องกับอัตราแลกเปลี่ยน
สำหรับในไตรมาส 2/61 ปตท.สผ. มีปริมาณการขายเฉลี่ย 302,846 บาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นจากระดับ 281,435 บาร์เรล/วันในไตรมาส 2/60 โดยหลักจากโครงการคอนแทร็ค 4 เนื่องจากผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่เพิ่มขึ้น และโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เนื่องจากผู้ซื้อในประเทศมาเลเซียสามารถกลับมารับก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งจำนวนวันในการปิดซ่อมบำรุงในไตรมาส 2/61 น้อยกว่าช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อน สำหรับราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นเป็น 46.94 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล จากระดับ 38.08 ดอลลาร์ สรอ. /บาร์เรลในไตรมาส 2/60
ส่วนผลประกอบการของ ปตท.สผ.ในงวดครึ่งแรกของปี 61 มีกำไรจากการดำเนินงานปกติ (recurring net income) อยู่ที่ 640 ล้านดอลลาร์ สรอ.สูงขึ้นจากช่วงเดียวกันของปี 60 ราว 69% จาก 378 ล้านดอลลาร์ สรอ. อย่างไรก็ตาม ปตท.สผ. มีขาดทุนจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติ (non-recurring items) รวม 104 ล้านดอลลาร์ สรอ. โดยหลักเป็นการขาดทุนและค่าใช้จ่ายทางภาษีจากการอ่อนตัวของค่าเงินบาทระหว่างงวด และขาดทุนจากการป้องกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน ส่วนใหญ่ไม่กระทบต่อกระแสเงินสดของ ปตท.สผ. ส่งผลให้ครึ่งแรกของปี 61 มีกำไรสุทธิ 536 ล้านดอลลาร์ สรอ. ลดลง 6% จาก 569 ล้านดอลลาร์ สรอ. เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี 60
ณ สิ้นไตรมาส 2/61 ปตท.สผ. มีโครงการและการดาเนินกิจกรรมทั้งในประเทศไทยและต่างประเทศรวมทั้งสิ้นจานวน 40 โครงการใน 11 ประเทศ
PTTEP ยังคาดการณ์แนวโน้มราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบในครึ่งหลังของปี 61 จะอยู่ในช่วง 65-75 ดอลลาร์ สรอ. /บาร์เรล โดยมีปัจจัยสนับสนุนจากการส่งออกน้ำมันดิบที่ลดลงอย่างต่อเนื่องของเวเนซุเอลาและอิหร่านที่ถูกมาตรการคว่ำบาตรจากสหรัฐอเมริกา ประกอบกับการผลิตน้ำมันดิบในสหรัฐอเมริกาที่ชะลอตัวจากข้อจำกัดด้านท่อขนส่งน้ำมัน นอกจากนี้ เริ่มมีความชัดเจนมากขึ้นว่ากลุ่มประเทศผู้ส่งออกน้ำมัน (โอเปก) และกลุ่มนอกโอเปกจะขยายเวลาความร่วมมือในการจำกัดกำลังการผลิตออกไปถึงปี 62 หลังจากที่ข้อตกลงเดิมจะจบในสิ้นปี 61 เนื่องจากบริษัทน้ำมันแห่งชาติของซาอุดิอาระเบีย (Aramco) มีแผนเข้าตลาดหุ้น (IPO) ในปี 62
ส่วนสถานการณ์ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกจะยังคงอยู่ในสภาวะล้นตลาด โดยกำลังการผลิตรวมจากโครงการเดิมและโครงการใหม่จะเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 3 เป็น 320 ล้านตัน ในขณะที่ความต้องการใช้จะอยู่ที่ประมาณ 310 ล้านตัน อย่างไรก็ตามคาดว่าราคาเฉลี่ยของ LNG จะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันโลก โดยราคา Asian Spot LNG สำหรับปี 61 ตลาดคาดการณ์ว่าจะอยู่ในช่วงราคาเฉลี่ยที่ 7.3 - 9.6 ดอลลาร์ สรอ./ล้านบีทียู (ข้อมูลจาก PTT PRISM, FGE และ Wood Mackenzie)
ทั้งนี้ แนวโน้มผลการดำเนินงานในปี 61 ขึ้นอยู่กับ 3 ปัจจัยหลัก ได้แก่ ปริมาณการขาย ราคาขายและต้นทุน โดยบริษัทได้ติดตามและปรับเปลี่ยนแนวโน้มผลการดำเนินงานสำหรับปี 61 ให้สอดคล้องกับแผนการดำเนินงานและสภาวะอุตสาหกรรมที่เปลี่ยนแปลงไป โดยในด้านปริมาณขาย ปตท.สผ. พยายามรักษาระดับการผลิตของแต่ละโครงการ โดยคาดว่าปริมาณการขายเฉลี่ยของไตรมาส 3/61 และทั้งปี 61 จะอยู่ที่ประมาณ 308,000 บาร์เรล/วัน และประมาณ 310,000 บาร์เรล/วันตามลำดับ
โดยปริมาณการขายปรับตัวดีขึ้นเนื่องจากการรับรู้ปริมาณการขายเพิ่มเติมของโครงการบงกชที่การเข้าซื้อหุ้นเพิ่มเติม 22.2222% มีผลสมบูรณ์ในปลายเดือน มิ.ย.61 ทั้งนี้ ประมาณการปริมาณการขายเฉลี่ยของปี 61 ได้รวมปริมาณการขายจากแหล่งมอนทาราในออสเตรเลียจนกว่าสัญญาซื้อขายสัดส่วนทั้งหมดในแหล่งมอนทาราจะแล้วเสร็จ
ด้านราคาน้ำมันดิบของบริษัทจะผันแปรตามราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก ขณะที่ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์หลักของบริษัทนั้นมีโครงสร้างราคาส่วนหนึ่งผูกกับราคาน้ำมันย้อนหลังประมาณ 6-12 เดือน บริษัทคาดว่าราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของไตรมาส 3/61 และทั้งปี 61 จะอยู่ที่ประมาณ 6.5 ดอลลาร์ สรอ./ล้านบีทียู เป็นผลจากการปรับตัวของราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก (บนสมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยทั้งปี 61 ที่ 70 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล)
ส่วนต้นทุนต่อหน่วยสำหรับไตรมาส 3/61 จะอยู่ในช่วง 31-32 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล และสำหรับทั้งปี 61 บริษัทยังคงประมาณการต้นทุนต่อหน่อยที่ 30-31 ดอลลาร์ สรอ. /บาร์เรล แต่อย่างไรก็ตาม ในไตรมาส 2/61 ต้นทุนต่อหน่วยปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ 31.51 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรลโดยหลักเป็นผลมาจากค่าเสื่อมราคาปรับตัวสูงขึ้นตามการรับรู้สินทรัพย์ที่พร้อมใช้งานโดยหลักในโครงการเอส 1 และค่าใช้จ่ายจากกิจกรรมซ่อมบำรุงตามแผนของโครงการบงกช
นายสมพร ว่องวุฒิพรชัย ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร ของ PTTEP เปิดเผยว่า ปตท.สผ. ยังเน้นดำเนินธุรกิจตามแผนกลยุทธ์ 3R (Reset-Refocus-Renew) โดยในช่วงครึ่งปีแรกที่ผ่านมา ได้มีความคืบหน้าจากการดำเนินการตามกลยุทธ์ Refocus โดยการเข้าซื้อสัดส่วนในโครงการบงกชจากบริษัทในเครือของกลุ่มเชลล์แล้วเสร็จ ส่งผลให้ ปตท.สผ. มีสัดส่วนการถือสัดส่วนในโครงการบงกชเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 66.6667 และปริมาณการขายเพิ่มขึ้นประมาณ 35,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
"ปตท.สผ. มองหาโอกาสและปรับแผนการลงทุนอยู่เสมอ สะท้อนผ่านการดำเนินงานในช่วงที่ผ่านมา จากการเข้าซื้อสัดส่วนร้อยละ 22.2222 ในแหล่งบงกช ล่าสุดในเดือนกรกฎาคม ปตท.สผ. ได้อนุมัติขายสัดส่วนการลงทุนทั้งหมดในแหล่งมอนทารา พร้อมทั้งเดินหน้าประมูลแหล่งปิโตรเลียมที่จะหมดอายุสัมปทานทั้งแหล่งบงกชและเอราวัณ โดย ปตท.สผ. ให้ความสำคัญกับการลงทุนและความพยายามที่จะเข้าซื้อกิจการเพิ่มเติมในพื้นที่ยุทธศาสตร์ที่มีความชำนาญและความเสี่ยงต่ำ โดยหลักในภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้และตะวันออกกลางเพื่อสร้างความเติบโตทั้งในเรื่องของปริมาณขายและปริมาณสำรอง "นายสมพร กล่าว
นอกจากนี้ โครงการแอลจีเรีย ฮาสสิ เบอร์ ราเคซ ได้รับอนุมัติแผนพัฒนาจากรัฐบาลแอลจีเรียแล้ว ขณะที่โครงการโมซัมบิก โรวูมา ออฟชอร์ แอเรีย วัน มีความคืบหน้าอย่างมากทั้งในเรื่องการเตรียมการก่อสร้างโรงงานผลิตก๊าซธรรมชาติเหลว และการสรุปสัญญาซื้อขายระยะยาวกับผู้ซื้อ ซึ่งถือเป็นส่วนสำคัญที่จะผลักดันการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision หรือ FID) โดยมีเป้าหมายภายในครึ่งแรกของปีหน้า