ผู้ชมทั้งหมด 108
จากสถานการณ์พลังงานในปัจจุบันที่มีความผัวผวนและมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว หลายประเทศต่างให้ความสำคัญต่อความมั่นคงด้านพลังงาน และ “ก๊าซธรรมชาติ” ถือเป็นเชื้อเพลิงที่เข้ามารองรับความต้องการใช้ในช่วงเปลี่ยนผ่านทางพลังงาน เพราะตอบโจทย์ทั้งในระยะสั้นไปจนถึงระยะยาว
ขณะที่พัฒนาการของเทคโนโลยี AI ที่กำลังแพร่หลายมากขึ้นในอนาคตจะส่งผลต่อการใช้พลังงานเพิ่มขึ้นมหาศาล ดังนั้นการใช้พลังงานสะอาดจะเข้ามาตอบโจทย์การใช้พลังงานในยุคปัจจุบัน
ท่ามกลางความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ เช่น สหรัฐฯและจีน และนโยบายของประธานาธิบดีสหรัฐฯ ประกาศใช้มาตรการทางภาษีตอบโต้ (reciprocal tariffs) กับหลายประเทศทั่วโลก ทำให้ประเทศต่างๆต้องกลับมาทบทวนการลงทุนและเศรษฐกิจของตัวเองด้วยรูปแบบการลงทุนใหม่ๆ
ตลอดจนกระแสของพลังงานสะอาดที่จะเข้ามาในอนาคต ยังเป็นเรื่องที่ต้องติดตาม ทั้ง กรีนไฮโดรเจน ,นิวเคลียร์รูปแบบใหม่ และพลังงานแสงอาทิตย์เทคโนโลยีขั้นสูง เป็นต้น
ปัจจัยเหล่านี้ ล้วนส่งผลต่อการขับเคลื่อนธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ของ บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ PTTEP (ปตท.สผ.) ในฐานะบริษัท ที่สร้างความมั่นคงและยั่งยืนทางด้านพลังงานให้กับประเทศไทย มาเป็นระยะเวลาครบ 40 ปี ในปี2568
ปตท.สผ. ยังคงเดินหน้าสร้างการเติบโตอย่างยั่งยืนตามแผนกลยุทธ์ ซึ่งมุ่งเน้นการดำเนินงานใน 3 ด้าน หลัก คือ 1.การขับเคลื่อนและเพิ่มมูลค่าธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (Drive Value) 2.การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Decarbonization) 3.การเติบโตในธุรกิจใหม่เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน (Diversify)
นายเสริมศักด์ สัจจะวรรณกุล ผู้ช่วยกรรมการผู้จัดการใหญ่ สายงานการเงิน บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ PTTEP ระบุว่า ในปี2568 ปตท.สผ.มีเป้าหมายเพิ่มกำลังการผลิตให้อยู่ในระดับ 716,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน โดยมองการเติบโตไปในปี2578 ด้วยสถานการณ์ที่เน้นหนักในการรักษาการผลิตทั้งในประเทศและต่างประเทศ ก็จะสามารถรักษาการเติบโตในอัตราเฉลี่ย 2-3% ใน 10 ปีข้างหน้าได้ ซึ่งจะเน้นรักษาความมั่นคงทางพลังงานในแหล่งยุทธศาสตร์ 3 พื้นที่ ได้แก่ แถบอ่าวไทย, เมียนมา และมาเลเซีย
โดยโฟกัสใน 4 เรื่องหลัก ดังนี้ 1.รักษาการเติบโต 3 พื้นที่เป้าหมายดังกล่าว ด้วยการลงทุนขุดเจาะสำรวจเพื่อเพิ่มการผลิตและปริมาณสำรองปิโตรเลียม 2.รักษาต้นทุนการผลิต/ปรับลดต้นทุน เพื่อให้เกิดความสามารถในการแข่งขัน 3.ความปลอดภัย ซึ่งจะต้องดูแลให้กระบวนการผลิตมีความปลอดภัยและป้องกันไม่ให้เกิดอุบัติเหตุ และ4.เตรียมรองรับบุคลากรที่มีความรู้ความสามารถเข้ามารองรับการเติบโตของบริษัทในอนาคต โดยเฉพาะการใช้บิ๊กดาต้าต่างๆ
ทั้งนี้ ปตท.สผ. วางเป้าหมายเพื่อรักษาระดับการทำกำไร และ สร้างการเติบโต EPS ตามแผน 5 ปี (ปี2568-2572) โดยยังคงหาโอกาสการลงทุนใหม่ๆ โดยเฉพาะในต่างประเทศ ด้วยรูปแบบการซื้อกิจการและควบรวมกิจการ (M&A)ในแหล่งปิโตรเลียม ซึ่งโครงการใหม่ที่สนใจลงทุนจะพิจารณาในลักษณะของโครงการที่พัฒนาจนใกล้ผลิตเชิงพาณิชย์ หรือผลิตแล้วในช่วงต้นๆ(กรีนฟิลด์) เพื่อสร้างรายได้ทันที เน้นลงทุนในพื้นที่ยุทธศาสตร์ ในราคาที่เหมาะสม เพื่อเข้ามาเติมพอร์ตของ ปตท.สผ. รองรับในช่วงการเปลี่ยนผ่านของการใช้พลังงาน
ขณะที่ ปี2568 ปตท.สผ.ยังคงเป้ายอดขายเพิ่มขึ้นอยู่ที่ 5.05 – 5.10 แสนบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน จากปีก่อนอยู่ที่ 4.89 แสนบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ราคาก๊าซธรรมชาติ ทั้งปี 2568 เฉลี่ยอยู่ที่ 5.8 ดอลลาร์ต่อล้านบีทียู โดยยังคงรักษาต้นทุนการผลิตได้ที่ระดับ 30 ดอลลาร์ฯต่อบาร์เรล พร้อมรักษา EBITDA Margin ไว้ที่ 70-75%
ส่วนแนวโน้มการดำเนินงานในไตรมาส 2 ปีนี้ คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 5 – 5.05 แสนบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากไตรมาส 1 โดยมีปัจจัยสนับสนุนจากกิจกรรมการซ่อมบำรุงตามแผนงานลดลงสำหรับโครงการในประเทศไทย รวมทั้งการเข้าซื้อสัดส่วนในโครงการสินภูฮ่อมเพิ่มเติม จาก 80.48% เป็น 90% ตั้งแต่วันที่ 16 เมษายน 2568 อีกทั้งยังได้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมของโครงการอาทิตย์ เพื่อเพิ่มปริมาณการผลิตตามสัญญาฯ จาก 280 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันสู่ระดับ 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
“ปี 2568 ปตท.สผ. คาดการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ย อยู่ที่ 65-75 ดอลลาร์ฯต่อบาร์เรล และราคาก๊าซธรรมชาติเหลว(LNG) เฉลี่ย อยู่ที่ 14-15 ดอลลาร์ต่อล้านบีทียู ส่วนกรณีที่ไทยมีแผนซื้อก๊าซ LNG จากรัฐอะแลสกา จำนวน 1 ล้านตัน มองว่า พอร์ตของประเทศไทยในส่วนของก๊าซ LNG ยังอยู่ในระดับที่ซื้อเพิ่มได้ อีกส่วนของ ปตท.สผ. เป็นสัญญาระยะยาว ซึ่งจากกำลังการผลิตในปัจจุบัน ก็เห็นว่ายังจำเป็นต้องมีก๊าซ LNG เข้ามาเสริม ฉะนั้นประเมินว่า การซื้อก๊าซฯดังกล่าว ยังไม่มีผลกระทบในส่วนนี้”
อย่างไรก็ตาม จากนโยบายของประธานาธิบดี “โดนัลด์ ทรัมป์” จะส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมัน เพราะสหรัฐฯมีการสนับสนุนการผลิต shale oil ซึ่งต้นทุนการผลิต shale oil จะไม่ถูกอีกต่อไป คาดอยู่ที่ประมาณ 60 ดอลลาร์ฯต่อบาร์เรล ขณะที่ปัจจุบันพอร์ตของ ปตท.สผ. มีสัดส่วนน้ำมัน 30% ที่อาจได้รับผลกระทบ แต่บริษัทได้ดำเนินการบริหารจัดการความเสี่ยงในเรื่องของการทำเฮดจิ้งไว้แล้ว ส่วนพอร์ตที่เหลืออีก 70% ยังคงเป็นก๊าซฯ ซึ่งก็มีการทำสัญญาระยะยาวจึงไม่ได้รับผลกระทบมากนัก
ปัจจุบัน ปตท.สผ. ยังเดินหน้าเร่งรัดการพัฒนาในโครงการลงทุนต่างๆเพื่อสร้างการเติบโต เช่น โครงการดักจับและกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CCS) ภายใต้ โครงการ Arthit CCS (แหล่งอาทิตย์) ถือเป็นโครงการนำร่อง ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการ โดยได้เสร็จสิ้นขั้นตอนของการออกแบบด้านวิศวกรรม (FEED) แล้ว คาดว่าจะสามารถตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย(FID) ได้ภายในปี 2568 จากนั้นใช้เวลาพัฒนา 3 ปี และเริ่มการอัดกลับคาร์บอนได้ในปี 2571 คาดว่าจะสามารถลดการปล่อย CO2 ประมาณ 700,000–1,000,000 ตันต่อปี
การพัฒนาโครงการมาเลเซีย กรีนฟิลด์ บริษัทมีแผนจะเข้าสู่การตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย(FID) ได้ภายในปี 2568 และปี2569 คาดว่าจะเริ่มการผลิตได้ในปี 2571
โครงการโมซัมบิก แอเรีย 1 มีแผนเตรียมจะกลับเข้าในพื้นที่ เพื่อเดินหน้าพัฒนาโครงการอีกครั้ง และคาดว่าจะมีการผลิตภายในปี 2571
สำหรับการดำเนินงานตามแผนลงทุน 5 ปี (ปี 2568 – 2572) ปตท.สผ.ได้จัดสรรไว้ โดยมีรายจ่ายรวม (Total Expenditure) 33,587 ล้านดอลลาร์ฯ แบ่งเป็นรายจ่ายลงทุน 21,249 ล้านดอลลาร์ฯ และรายจ่ายดำเนินการ 12,338 ล้านดอลลาร์ฯ
อีกทั้ง ยังได้สำรองงบประมาณ 5 ปี (2568-2572) เพิ่มเติมจากงบประมาณข้างต้นอีกจำนวน 1,747 ล้านดอลลาร์ฯ เพื่อรองรับการขยายการลงทุนในธุรกิจพลังงานลมนอกชายฝั่ง ธุรกิจดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS as a Service) ธุรกิจเชื้อเพลิงไฮโดรเจน และการลงทุนในธุรกิจและเทคโนโลยีผ่านบริษัทย่อยที่จัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินงานในรูปแบบ Corporate VentureCapital (CVC) ควบคู่ไปกับการเตรียมความพร้อมขององค์กรในช่วงการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานเพื่อมุ่งสู่การเป็นองค์กรคาร์บอนต่ำในอนาคต
ขณะที่ปี 2568 ตั้งงบประมาณลงทุนรวม อยู่ที่ 7,819 ล้านดอลลาร์ฯ (261,940 ล้านบาท) ประกอบด้วยรายจ่ายลงทุน (Capital Expenditure) จำนวน 5,299 ล้านดอลลาร์ฯ และรายจ่ายดำเนินงาน (Operating Expenditure) จำนวน 2,520 ล้านดอลลาร์ฯ
