บมจ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (PTTEP) หรือปตท.สผ. ปรับเป้าปริมาณขายปิโตรเลียมเฉลี่ยปีนี้อยู่ที่ราว 350,000 บาร์เรล/วัน จากเดิมที่คาดราว 355,000 บาร์เรล/วัน ซึ่งต่ำกว่าปี 62 เนื่องจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโควิด-19 ทำให้ความต้องการพลังงานลดลง ประกอบกับมีการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อใช้ในประเทศเพิ่มขึ้นหลังจากราคา Spot LNG ลดลงมามากในช่วงครึ่งแรกของปี
สำหรับคาดการณ์ราคาขายปิโตรเลียม จะผันแปรตามราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก ส่วนราคาก๊าซธรรมชาติ มีโครงสร้างราคาส่วนหนึ่งผูกกับราคาน้ำมันย้อนหลัง 6-24 เดือน ปตท.สผ.คาดว่าราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของปี 63 จะอยู่ที่ประมาณ 6.3 เหรียญสหรัฐ/ล้านบีทียู ขณะที่การประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน ณ สิ้นไตรมาส 3/63 มีปริมาณน้ำมันภายใต้สัญญาที่ยังไม่ครบกำหนดประมาณ 9 ล้านบาร์เรล ทั้งนี้ บริษัทมีความยืดหยุ่นในการปรับแผนการประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันตามความเหมาะสม
ในปี 63 ปตท.สผ. คาดว่าจะสามารถรักษาต้นทุนต่อหน่วยได้ที่ประมาณ 30 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล คาดว่าจะสามารถลดรายจ่ายจากแผนการลงทุนเดิมได้มากกว่า 16% จากประมาณ 4,600 ล้านเหรียญสหรัฐที่ตั้งไว้เมื่อต้นปี
นายพงศธร ทวีสิน ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร ปตท.สผ. เปิดเผยว่า ในไตรมาส 3/63 ปตท.สผ.มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 1,305 ล้านดอลลาร์เหรียญสหรัฐ (เทียบเท่า 40,887 ล้านบาท) เพิ่มขึ้น 19% เมื่อเทียบกับไตรมาส 2 ที่มีรายได้รวม 1,095 ล้านเหรียญสหรัฐ (เทียบเท่า 34,954 ล้านบาท) โดยมีปัจจัยหลักจากปริมาณขายปิโตรเลียมเฉลี่ยที่เพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 344,317 บาร์เรล/วัน หรือเพิ่มขึ้น 5% เมื่อเทียบกับ 327,004 บาร์เรล/วันในไตรมาสที่ผ่านมา เนื่องจากผู้ซื้อเรียกรับก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพิ่มขึ้นโดยเฉพาะในโครงการบงกชและโครงการคอนแทร็ค 4
สำหรับราคาขายผลิตภัณฑ์ในไตรมาส 3/63 เฉลี่ยปรับตัวสูงขึ้นกว่า 11% มาอยู่ที่ 38.77 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เมื่อเทียบกับ 34.97 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรลในไตรมาสก่อนหน้า เนื่องจากราคาน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลให้ ปตท.สผ.มีกำไรสุทธิ 230 ล้านเหรียญสหรัฐ (เทียบเท่า 7,202 ล้านบาท) สูงขึ้น 72% จากไตรมาสก่อนหน้าที่มีกำไรสุทธิ 134 ล้านเหรียญสหรัฐ (เทียบเท่า 4,323 ล้านบาท)
อีกทั้งบริษัทยังคงสามารถรักษาระดับต้นทุนต่อหน่วยที่ 30 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล และมีอัตรากำไรก่อนดอกเบี้ย ภาษี ค่าเสื่อมราคา และค่าตัดจำหน่าย (EBITDA Margin) ที่ 71% ซึ่งเป็นไปตามเป้าหมายที่วางไว้
สำหรับผลประกอบการ 9 เดือนของปี 63 นั้น ปตท.สผ. มีรายได้รวม 4,082 ล้านเหรียญสหรัฐ (เทียบเท่า 128,369 ล้านบาท) ลดลง 11% จาก 4,572 ล้านเหรียญสหรัฐ (เทียบเท่า 143,115 ล้านบาท) เทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อนหน้า และมีกำไรสุทธิ 639 ล้านเหรียญสหรัฐ (เทียบเท่า 20,137 ล้านบาท) ลดลง 46% เมื่อเทียบกับ 1,185 ล้านเหรียญสหรัฐ (เทียบเท่า 37,182 ล้านบาท) โดยหลักมาจากราคาขายผลิตภัณฑ์เฉลี่ยลดลงตามราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก
"ผลการดำเนินงานในไตรมาส 3 ดีกว่าไตรมาสที่แล้ว จากความต้องการใช้น้ำมันดิบที่มีแนวโน้มสูงขึ้นจากการที่หลายประเทศเริ่มผ่อนคลายมาตรการปิดเมืองจากไวรัสโควิด-19 และประเทศในองค์การกลุ่มประเทศผู้ส่งน้ำมันออกและประเทศพันธมิตร (โอเปก พลัส) เองยังคงยืนนโยบายลดกำลังการผลิตอย่างต่อเนื่อง
ในส่วนของราคา Spot LNG เองก็ปรับตัวสูงขึ้นด้วยเช่นกัน โดยราคาขายปลายเดือนกันยายนสูงขึ้นกว่า 5 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู ส่งผลให้การนำเข้า LNG ของประเทศต่อจากนี้ไปมีแนวโน้มที่จะลดลง ซึ่งที่ผ่านมาเห็นได้ชัดว่ามีการเรียกรับก๊าซฯในอ่าวไทยเพิ่มขึ้น ซึ่งจะส่งผลดีกับปริมาณการขายของบริษัทในช่วงไตรมาสหลังของปี
อย่างไรก็ตาม ปตท.สผ. จะยังคงต้องติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิดเพื่อเตรียมพร้อมเดินหน้าแผนงานทั้งเชิงรุกและเชิงรับให้สอดคล้องกับสถานการณ์"นายพงศธร กล่าว
ส่วนผลการดำเนินงานไตรมาส 3/63 เทียบกับไตรมาส 3/62 ปตท.สผ.มีกำไรสุทธิลดลง 36% เป็นผลจากปริมาณการขายเฉลี่ยลดลงมาที่ 344,317 บาร์เรล/วัน จากงวดปีก่อนที่ทำได้ 352,862 บาร์เรล/วัน โดยหลักจากโครงการคอนแทร็ค 4 และโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เนื่องจากผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่ลดลง สุทธิกับปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นของกลุ่มพาร์เท็กซ์จากการเข้าซื้อธุรกิจ ในไตรมาส 4/62 รวมทั้งราคาขายเฉลี่ยลดลงเป็น 38.77 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ขณะที่ไตรมาส 3/62 มีราคาขายเฉลี่ย 46.03 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล
นายพงศธร กล่าวอีกว่า สำหรับความคืบหน้าในการดำเนินงานที่สำคัญ ในไตรมาส 3/63 ปตท.สผ. ได้เริ่มเจาะหลุมประเมินผลเพื่อประเมินศักยภาพปิโตรเลียมในแปลงซาราวัก เอสเค 410 บี ประเทศมาเลเซีย หลังจากเจาะหลุมสำรวจในปีที่ผ่านมาและค้นพบแหล่งก๊าซธรรมชาติที่ใหญ่ที่สุดครั้งหนึ่ง และเป็นแหล่งที่ใหญ่อันดับ 7 ของโลกในปี 62 ผลการเจาะน่าจะทราบภายในปีนี้ และจะผลักดันให้สามารถตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ให้ได้ในปี 65
นอกจากนี้ บริษัทได้ตกลงเข้าซื้อหุ้นในโครงการแอลจีเรีย ฮาสสิ เบอร์ ราเคซ เพิ่มอีก 24.5% จาก CNOOC หนึ่งในผู้ร่วมลงทุน ด้วยมูลค่าเท่ากับเงินลงทุนตามสัดส่วนของ CNOOC ที่ใช้ในระหว่างการพัฒนาโครงการจนถึงวันที่ได้รับการอนุมัติ ซึ่งขณะนี้กำลังรอการอนุมัติอย่างเป็นทางการจากรัฐบาลแอลจีเรีย หลังจากการเข้าซื้อดังกล่าวบริษัทจะมีสัดส่วนการลงทุนในโครงการฯ ทั้งหมด 49% คาดว่าจะเริ่มผลิตในระยะแรกได้ 10,000-13,000 บาร์เรลต่อวันในช่วงหลังของปี 64 และจะเพิ่มเป็น 50,000-60,000 บาร์เรลต่อวันในปี 68
ส่วนความคืบหน้าของการเปลี่ยนผ่านสิทธิการดำเนินการของโครงการจี 1/61 (แหล่งเอราวัณ) และโครงการ จี 2/61 (แหล่งบงกช) นั้น ขณะนี้บริษัทได้เริ่มวางแผนการเจาะหลุมสำรวจ การสร้างแท่นหลุมผลิตและท่อส่งก๊าซฯ รวมถึงเตรียมความพร้อมด้านอื่น ๆ เพื่อให้สามารถผลิตก๊าซฯ ได้ตามสัญญาแบ่งปันผลผลิต โดยในส่วนของโครงการจี 1/61 นั้น อยู่ในระหว่างการเจรจาขอเข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นผลิตและท่อใต้ทะเลตามแผนที่วางไว้