HoonSmart.com>>”ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม”(PTTEP) ชู 3 กลยุทธ์สร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศ คือ 1. Drive Value เป็นการขับเคลื่อนและเพิ่มมูลค่า 2. Decarbonize การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และ 3.Diversify ดำเนินการในธุรกิจใหม่ในด้านพลังงานแห่งอนาคต และเทคโนโลยีชั้นสูง จัดสรรงบลงทุนใน 5 ปี (2567-2571) รองรับ 3 กลยุทธ์ถึง 32,600 ล้านเหรียญสหรัฐ คิดเป็น 1.14 ล้านล้านบาท พร้อมคาดราคาน้ำมันดูไบปี 67 ที่ 70-90 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ส่วนราคา LNG คาด 9-13 เหรียญสหรัฐ/MMBTU สำหรับไตรมาส 2/67 คาดปริมาณขายเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 1 มาที่ 514,000 บาร์เรล เพิ่มขึ้น 9% จากโครงการ G1/61 (เอราวัณ) ที่จะผลิตเต็มกำลังเป็นไตรมาสแรก โดยปีนี้ยังรักษา EBITDA Margin ไว้ที่ 70-75%
น.ส.พรรณพร ศาสนนันทน์ ผู้ช่วยกรรมการผู้จัดการใหญ่ สายงานการเงิน บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (PTTEP) เปิดเผยว่า กลยุทธ์ของบริษัทฯได้ให้ความสำคัญทั้งการสร้างความมั่นคงในพลังงานให้กับประเทศ และการสร้างความสมดุลการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน ได้กำหนดแผนกลยุทธ์ไว้ 3 แนวทาง ได้แก่ 1. Drive Value เป็นการขับเคลื่อนและเพิ่มมูลค่า ไม่วาจะเพิ่มกำลังการผลิต การเพิ่มประสิทธิภาพการผลิต ดูแลให้มีต้นทุนที่เหมาะสม และมุ่งที่จะผลิตและสำรวจก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นพลังงานสะอาดด้วย 2. Decarbonize การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก มีเป้าหมายลดเป็นศูนย์ในปี 2593 ครอบคลุมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทั้งทางตรง และทางอ้อม และยังมีเป้าหมายลดปริมาณความเข้มของการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ให้ได้ไม่น้อยก่วา 30% ภายในปี 2573 และลด 50% ภายในปี 2583 บนพื้นฐานของปี 2563 3.Diversify จะเป็นการดำเนินการในธุรกิจใหม่ในด้านพลังงานแห่งอนาคต และเทคโนโลยีชั้นสูง ได้แก่ AI and Robotics Ventures (ARV) ซึ่งให้บริการในเรื่องของเทคโนโลยี ปัญหาประดิษฐ์ และเรื่องของหุ่นยนต์ รวมถึงได้ดูในเรื่องการวิจัย พัฒนาเทคโนโลยี และนวัตกรรม เพื่อสร้างกิจกรรมการสำรวจและผลิต รวมไปถึงด้านเกษตรกรรม และความปลอดภัยด้วย ใน Diversify มีธุรกิจที่ให้ความสำคัญในเรื่องของพลังงานหมุนเวียน โดยล่าสุด PTTEP ได้มีการเซ็นสัญญาเพื่อเข้าลงทุนในธุรกิจพลังงานลมนอกชายฝั่ง ที่สก็อตแลนด์ คาดว่าจะถือหุ้นในสัดส่วนที่ 25%
ในปี 67 ก็มีหลายโครงการที่ให้การสนับสนุน 3 กลยุทธ์นี้ ประกอบด้วย โครงการ G1/61 (เอราวัณ) เมื่อ 20 มี.ค.2567 สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ที่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน และได้ดำเนินการเพื่อให้มีการต่อสัญญาของโครงการ Yadana ของเมียนมา และ Contract 4 ในอ่าวไทย รวมถึงจะพยายามรักษาปริมาณการผลิตในเมียนมาให้อยู่ในระดับนี้ไปได้เรื่อย ๆ ส่วนโครงการที่อยู่ในระดับการสำรวจ จะมีโครงการ S100B ในประเทศมาเลเซีย โครงการ SK405 ในมาเลเซียเช่นกัน และมีโครงการ Mozambique ซึ่งเป็นโครงการ LNG และมีที่Abu Dhabi Offshore 2 ด้วย
สำหรับโครงการ Drive Value ได้รับการการจัดสรรดำเนินการและงบลงทุนใน 5 ปี (ตั้งแต่ปี 2567-2571) ได้รับการจัดสรรงบประมาณอยู่ที่ 31,500 ล้านเหรียญสหรัฐ หรือคิดเป็น 1.1 ล้านล้านบาท ส่วน Decarbonize ได้รับการจัดสรรงบลงทุนประมาณ 500 ล้านเหรียญสหรัฐ หรือคิดเป็น 18,000 ล้านบาท และ Diversify ได้รับการจัดสรรงบลงทุนประมาณ 600 ล้านเหรียญสหรัฐ หรือคิดเป็น 22,000 ล้านบาท และยังมีการจัดสรรงบสำรองไว้ให้ประมาณ 2,000 ล้านเหรียญสหรัฐ หรือคิดเป็น 72,000 ล้านบาท
ผู้ช่วยกรรมการผู้จัดการใหญ่ สายงานการเงิน PTTEP กล่าวว่า ในช่วงเดือนม.ค.-ก.พ. ปีนี้ ประเทศไทยมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยุ่ที่ 4,662 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน เป็นพลังงานก๊าซธรรมชาติที่ได้จากอ่าวไทย 61% จากเมียนมา (Yadana และ Zawtika) อยู่ที่ 11% ส่วนที่เหลือนำเข้า LNG 28% จะเห็นได้ว่าทั้งก๊าซจากอ่าวไทยและในเมียนมา มีสัดส่วนค่อนข้างสูง 72% ถือว่ามีความสำคัญต่อภาคพลังงานของไทย
ทั้งนี้ โครงการ Yadana มีกำลังการผลิตอยู่ที่ประมาณ 515 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ซึ่งเป็นสัญญาแบ่งปันผลผลิต สัญญาตัวนี้จะสิ้นสุดในปี 2571 ตอนนี้ PTTEP อยู่ระหว่างเจรจาเพื่อต่อสัญญาอยู่ ส่วนโครงการ Zawtika มีกำลังการผลิตอยู่ที่ 330 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน สัญญานี้จะสิ้นสุดอีกนานในปี 2587 ก๊าซจากสองแหล่งนี้นำเข้าไทย 75% ส่วนที่เหลือขายในเมียนมา
นอกจากนี้ โครงการ Yadana ล่าสุด บริษัทย่อยของ Chevron ได้มีการถอนการลงทุนของโครงการนี้ ทำให้สัดส่วนการลงทุนได้ถูกโอนมาให้กับผู้ร่วมทุนที่เหลือ ซึ่งคือ PTTEP ด้วย ซึ่งเดิม PTTEP ถือหุ้น 37.08% ตอนนี้สัดส่วนการลงทุนเพิ่มขึ้นเป็น 62.963% มีผลตั้งแต่วันที่ 1 เม.ย.2567
สำหรับโครงการ G1/61 (เอราวัณ) ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยปีนี้คาดว่าจะสามารถผลิตก๊าซธรรมชาติ และเพิ่มกำลังการผลิตของ PTTEP ได้ประมาณ 90,000 บาร์เรล/วัน เพิ่มจากปีก่อนประมาณ 50,000 บาร์เรล/วัน และปีหน้า (2568) จะสามารถผลิตได้มากกว่า 1 แสนบาร์เรล/วัน
น.ส.อารดา วิชญวาณิช ผู้จัดการ แผนกนักลงทุนสัมพันธ์ PTTEP กล่าวว่า ในปี 2567 คาดการณ์ราคาน้ำมันดูไบไว้ที่ 70-90 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ค่อนข้างกว้างเนื่องจากราคาน้ำมันในปัจจุบันมีความผันผวนจากปัจจัยต่าง ๆ ค่อนข้างสูง โดยที่ในระดับนี้ก็ถือว่าใกล้เคียงกับปีที่แล้ว และปัจจัยที่จะมีผลกระทบต่อราคาน้ำมันในปีนี้ จะเป็นแนวโน้มการเติบโตทางเศรษฐกิจทั้งในสหรัฐ, จีน, อินเดีย รวมถึงอุปทานจะต้องจับตามองนโยบายการลดกำลังการผลิตของกลุ่มโอเปกพลัส ปัจจุบันได้ประกาศว่าจะลดกำลังการผลิตถึงสิ้นไตรมาส 2 ปี 2567 แต่ตลาดคาดการณ์ว่ากลุ่มโอเปพลัสน่าจะคงการลดกำลังการผลิตไปถึงสิ้นปี 2567 ทำให้อุปทานยังคงค่อนข้างตึงตัว ส่วนเศรษฐกิจจีนก็มีแนวโน้มที่จะค่อย ๆ ฟื้นตัว อย่างช้า ๆ ดังนั้นอุปสงค์-อุปทานยังค่อนข้างตึงตัวอยู่ในปีนี้ นอกจากนี้ ปัจจัยด้านภูมิรัฐศาสตร์ก็อาจมีผลต่อราคาน้ำมัน ทั้งในตะวันออกกลาง อิสราเอล-อิหร่าน ก็อาจมีผลต่อการขนส่งน้ำมันดิบ รวมถึงอุปทานน้ำมันดิบในภูมิภาค และรัสเซีย-ยูเครน ก็มีผลต่อราคาน้ำมันด้วย
ส่วนราคา LNG ปีนี้คาดการณ์อยู่ที่ 9-13 เหรียญสหรัฐ/MMBTU ปรับลงจากปีที่แล้ว เนื่องมาจาก Supply ที่คาดว่าจะเข้าสู่ตลาดมากขึ้น จากทั้งโครงการเดิม และโครงการใหม่ หลัก ๆ เป็นสหรัฐอเมริกา และอินโดนีเซีย
สำหรับไตรมาส 2 ปี 2567 คาดการณ์ปริมาณขายจะเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 1 ปี 2567 มาอยู่ที่ 514,000 บาร์เรล คือเพิ่มขึ้น 40,000 บาร์เรล/วัน เทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือประมาณ 9% หลัก ๆ จากโครงการ G1/61 (เอราวัณ) ที่จะผลิตเต็มกำลัง 800 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน เต็มไตรมาสเป็นไตรมาสแรก และในปี 2567 คาดการณ์ปริมาณขายทั้งปีอยู่ที่ 509,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน โดยที่จะเพิ่มขึ้นจากปี 2566 ที่อยู่แค่ 460,000 บาร์เรล โดยหลักจากโครงการ G1/61 เช่นเดียวกัน
ในส่วนของราคาก๊าซในไตรมาส 2 ปี 2567 จะอยุ่ที่ประมาณ 5.9 เหรียญสหรัฐ ถือว่าไม่เปลี่ยนแปลงไปจากไตรมาส 1 ทั้งปีก็คาดการณ์ว่าราคาก๊าซเฉลี่ยจะอยู่ที่ 5.9 เหรียญสหรัฐ เช่นเดียวกัน ปัจจัยที่ทำให้ราคาก๊าซอาจลดลงจากปีก่อน เนื่องจากได้มีการปรับราคาย้อนหลังตามราคาน้ำมันโลก รวมถึงการเข้ามาของโครงการ G1/61 และ G2/61 ที่มีการผลิตเพิ่มขึ้นก็จะทำให้อัตราถัวเฉลี่ยรวมราคาก๊าซต่ำลงเล็กน้อย ขณะเดียวกันอัตราภาษีของสองโครงการรนี้ต่ำลงจากในระบบสัมปทานค่อนข้างมาก ่ส่วน Unit Cost สามารถรักษาได้ในระดับ 28-29 เหรียญสหรัฐในปี 2567 และปีนี้ยังรักษา EBITDA Margin ไว้ที่ 70-75%