PTTEP มองราคาน้ำมันในครึ่งปีหลังคาดว่าจะเคลื่อนไหวในกรอบ 60-80 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล โดยคาดปริมาณขายปี 2564 เพิ่มาอยู่ที่ 412,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน พร้อมคุมต้นทุนต่อหน่วยลดลงเหลือ 28-29 ดอลลาร์สหรัฐ วางเป้าปี 73 ธุรกิจใหม่ดันสัดส่วนกำไรสุทธิ 20% ฟากเข้าพื้นที่เอราวัณไม่ได้ ยังไม่ได้รับการยืนยันว่าเกิดจากสาเหตุอะไร


นายธนัตถ์ ธำรงศักดิ์สุวิทย์. ผู้จัดการ แผนกนักลงทุนสัมพันธ์ บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ PTTEP เปิดเผยว่า ประเด็นความคืบหน้าโครงการแปลง G1/61 (แหล่งเอราวัณเดิม) นั้น ขณะนี้ยังไม่สามารถเข้าพื้นที่ได้ ถึงแม้จะมีการยอมรับเงื่อนไขของผู้รับสัมปทานเดิมแล้วก็ตาม  โดยคาดว่าหากเมื่อถึงเวลาเข้าพื้นได้ตอนนั้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตก็คงไม่สามารถผลิตได้ในปริมาณตามสัญญาที่ให้ไว้ บริษัทจึงอยู่ระหว่างจัดทำแผนรองรับเพื่อลดผลกระทบและเพิ่มปริมาณการผลิตจากแหล่งอื่นๆที่บริษัทมีในพื้นที่อ่าวไทยมาชดเชยมาให้ได้บางส่วน และปัจจุบันก็มีการจัดเตรียมแท่นผลิตและอุปกรณ์ให้พร้อมไว้หากเข้าพื้นที่ได้

คาดว่าปริมาณการขายไตรมาส 3/64 จะอยู่ที่ราว 405,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ลดลงเล็กน้อยจากไตรมาสก่อน เนื่องจาก  โครงการในประเทศไทยที่มีการปิดซ่อมโรงงานแยกก๊าซของ PTT


ทั้งนี้ภาพรวมปริมาณขายสำหรับปี 2564 คาดจะอยู่ที่ราว 412,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อน เนื่องจาก เข้าซื้อสัดส่วนการลงทุนในโครงการโอมาน แปลง 61 ในโครงการมาเลเซีย - แปลงเอช ทำให้ปริมาณการขายปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น


โดยบริษัทคาดว่าราคาขายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของไตรมาส 3/2564 และทั้งปี 2564 จะอยู่ที่ประมาณ 5.7 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ลดลงจากปีก่อน เป็นผลจากการปรับราคาย้อนหลังของราคาก๊าซธรรมชาติตามสัญญา อีกส่วนคือปริมาณการขายเพิ่มเข้ามา คือ โอมาน แปลง 61 ในโครงการมาเลเซีย - แปลงเอช ซึ่งมีราคาขายต่อหน่วยต่ำกว่าโครงการอื่นๆ  


สำหรับต้นทุนต่อหน่วยไตรมาส 3/2564 และทั้งปี 2564  คาดว่าจะสามารถรักษาต้นทุนต่อหน่วยได้ที่ประมาณ 28-29 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดลงจากปีก่อนหน้าจากการบริหารจัดการต้นทุน ขณะที่ EBITDA margin ทั้งปี 2564 คาดจะอยู่ที่ 70-75%


ขณะที่งบลงทุนด้าน E&P ในปี 2564 จะอยู่ที่ 4,200 ล้านเหรียญสหรัฐ และ 5,600 ล้านเหรียญในปี 2565 อย่างไรก็ตามภายหลังเข้าลงทุน โอมาน แปลง 61 คาดตัวเลขงบลงทุนอาจจะปรับเพิ่มขึ้นได้ปีกราว 150 ล้านเหรียญสหรัฐต่อปี ส่วนงบลงทุนในธุรกิจที่ไม่ใช่ E&P ก็มีกำหนดไว้เช่นกัน แต่ไม่มาก


ส่วนราคาน้ำมันในครึ่งปีหลังคาดว่าจะเคลื่อนไหวในกรอบ  60-80 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล และทั้งปี 64 คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 70 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ขึ้นอยู่กับความต้องการใช้ โดยปีนี้ดีมานด์คาดจะดีขึ้นต่อเนื่อง จากมาตรการเปิดประเทศ แต่ก็จำกัดในยุโรป และสหรัฐฯ ส่วนเอเชียยังไม่น่าไว้วางใจ ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันในภูมิภาคนี้ไม่มากเท่าไหร่นัก อย่างไรก็ตามการฉีดวัคซีน และมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของแต่ละประเทศจะเป็นปัจจัยการกำหนดทิศทางความต้องการใช้น้ำมัน


ด้านซัพพลายคาดการเติบโตเป็นไปอย่างค่อยเป็นค่อยไป และขึ้นอยู่กับ OPEC+ เป็นหลัก ว่าจะเพิ่มกำลังการผลิตได้เร็วแค่ไหน แต่หากเพิ่มได้ช้า ก็จะเป็นปัจจัยทำให้ราคาน้ำมันปรับตัวสูงขึ้น อย่างไรก็ตามคาดปี 2565 คาดซัพพลายเข้าสู่ภาวะสมดุลมากขึ้น


“ในช่วงครึ่งปีหลัง จะมีการปรับราคาย้อนหลังของราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อสะท้อนราคาน้ำมันที่สูงขึ้น คาดจะช่วยให้ผลประกอบการที่ดีขึ้น แต่โครงการในประเทศไทยที่มีการปิดซ่อมโรงงานแยกก๊าซของ PTT จึงทำให้ปริมาณการขายจะลดลงในไตรมาส 3 ก่อนจะปรับเพิ่มขึ้นในไตรมาส 4 แต่ก็ขึ้นอยู่กับความต้องการก๊าซธรรมชาติด้วย เนื่องจากสถานการณ์โควิด-19 ในปัจจุบัน”นายธนัตถ์ กล่าว


ด้านนางสาวเมธ์ลดา ชยวัฒนางกูร ผู้จัดการอาวุโส ในฐานะผู้จัดการโครงการ G1 เปิดเผยว่า การเข้าพื้นที่ไม่ได้นั้น ทางบริษัทยังไม่ได้รับการยืนยันว่าเกิดจากสาเหตุอะไร แต่ปัจจุบันมีการกลับมาพูดคุยกัน โดยคาดหวังจะได้ข้อสรุปเร็วๆนี้ ซึ่งบริษัทมีความคาดหวังเข้าพื้นที่ได้ใน 1-2 เดือน และจะเร่งงานให้มากที่สุด อย่างน้อยติดตั้งแท่น หรือท่อบางส่วนก่อนสัมปทานหมดอายุ แต่กรณีเลวร้ายสุดอาจเข้าพื้นที่ได้ในเดือนเม.ย.65 เลย


ทั้งนี้จากสัญญา PSC แหล่งเอราวัณต้องผลิตก๊าซฯ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน นั้น ตามที่ผู้รับสัมปทานรายเดิม ประเมินว่าการผลิตก่อนสัมปทานหมดอายุน่าจะอยู่ที่ 500 ล้านลูกบาศก์ฟุต ซึ่งหากเป็นแบบนี้ คาดจะหายไป 300 ล้านลูกบาศก์ฟุต หากผู้รับสัมปทานรายเดิมออกที่ 500 ล้านลูกบาศก์ฟุต อย่างไรก็ตามจากจำนวนที่หายไปคาดนำพลังงานจากแหล่งบงกช และอาทิตย์มาทดแทน


นางสาวอรชร อุยยามะพันธุ์ ผู้ช่วยกรรมการผู้จัดการใหญ่ สายงานการเงิน กล่าวว่า ตามแผนกลยุทธ์ Execute and Expand แบ่งเป็น 3 เรื่อง คือ การเติบโตของ E&P ไม่ว่าจะเป็นการรักษากำลังการผลิต และเพิ่มมูลค่าโครงการที่มีอยู่ ให้เติบโตเฉลี่ยอย่างน้อย 5% โดยปี 2573 กำลังการผลิตเพิ่มเป็น 7 แสนบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน และมุ่งเน้นเพิ่มประสิทธิภาพการผลิต เพื่อลดต้นทุนการผลิต ทำให้ต้นทุนต่อหน่วยลดลงสู่ระดับ 25 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบในปี 2573


ขณะที่การพัฒนาธุรกิจใหม่เพื่อลดความผันผวนธุรกิจที่อิงราคาน้ำมัน โดยบริษัทวางเป้าหมายสัดส่วนกำไรสุทธิของธุรกิจใหม่อยู่ที่ 20% ในปี 2573 ทั้งธุรกิจ AI ซึ่งอยู่ระหว่างการพัฒนาผลิตภัณฑ์ และอยู่ระหว่างขยายตลาด และฐานลูกค้า ตามด้วยธุรกิจไฟฟ้า และพลังงานหมุนเวียนต่างๆ โดยประเทศที่สนใจ คือ เมียนมา และเวียดนาม และการพัฒนาเทคโนโลยีต่างๆในบริษัท รวมทั้งการศึกษาไฮโดรเจนเป็นพลังงานทางเลือกต่อไป