ผู้ชมทั้งหมด 1,132
สถานการณ์ “ราคาพลังงานโลก” ที่ยังคงมีความผัวนผวน โดยมีปัจจัยหลักมาจากความกังวลต่อการขาดแคลนน้ำมันดิบ ซึ่งเป็นผลมาจากการเพิ่มขึ้นของอุปสงค์จากการเริ่มเปิดประเทศของนานาประเทศ ทั้งจากการคว่ำบาตรของชาติตะวันตก ต่อน้ำมันดิบรัสเซีย รวมถึงความไม่สงบภายในของประเทศลิเบียและเอกวาดอร์ ที่ส่งผลกระทบต่อการผลิต ขณะที่อุปสงค์น้ำมันดิบปรับตัวเพิ่มขึ้น จากการที่ทั่วโลกเริ่มเปิดประเทศ 2 ปีหลังจากการแพร่ระบาดของโควิด-19 รวมถึง การประกาศยกเลิกมาตรการปิดเมืองในประเทศจีนส่งผลให้คาดการณ์อุปสงค์เพิ่มขึ้น โดยความไม่แน่นอนเหล่านี้ ยังคงเป็นปัจจัยหลักที่จะส่งผลต่อการขับเคลื่อนธุรกิจพลังงานในช่วงครึ่งหลังของปี 2565
![](https://www.ten-news.com/wp-content/uploads/2022/08/PTTEP-Bongkot-1024x683.jpg)
บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ PTTEP ยังคงยึดมั่นพันธกิจหลักในการสรรหาปิโตรเลียมเพื่อสนองความต้องการใช้พลังงานทั้งภายในประเทศ และประเทศที่ไปลงทุน รวมทั้งสามารถนำเป็นรายได้กลับคืนสู่ประเทศไทยนั้น ได้เตรียมความพร้อมปรับแผนการลงทุนในช่วงที่เหลือของปี 2565 เพื่อรับมือกับสถานการณ์ไม่คาดคิดที่อาจเข้ามากระทบธุรกิจ รวมถึงการเปลี่ยนแปลงทางพลังงานในอนาคตภายใต้ กลยุทธ์ Strategy Refinement ใน 3 ด้านหลัก ประกอบด้วย
![](https://www.ten-news.com/wp-content/uploads/2022/08/Screenshot-2022-08-23-123223.png)
1.E&P Growth สร้างการเติบโตในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม(E&P) เพื่อสร้างความแข็งแกร่งให้กับธุรกิจ โดยจะเน้นพัฒนาโครงการที่มีอยู่แล้วด้วยการเปลี่ยนจากการ “ค้นพบ” แหล่งปิโตรเลียม เป็น “การผลิต” โดยเร็ว เพื่อเพิ่มปริมาณการขายให้กับบริษัท เช่น โครงการ G1/61 (แหล่งเอราวัณ) , ลัง เลอบาห์-2 ในโครงการซาราวักเอสเค 410 บี นอกชายฝั่งรัฐซาราวัก ประเทศมาเลเซีย, โครงการโมซัมบิก แอเรีย วัน และโครงการอื่นๆตามแผนพัฒนา 5 ปี นอกจากนี้ ยังต้องรักษาความสามารถการแข่งขันด้วยการบริหารจัดการต้นทุนให้แข่งขันได้ โดยผ่านการพัฒนาและปรับปรุงด้านต่างๆ เช่น โลจีสติกส์ ซัพพลายเชนเพื่อให้เกิดการส่งเสริมซึ่งกันและกัน อีกทั้ง ยังคงต้องให้ความสำคัญกับการลงทุนทางธุรกิจที่เป็นช่วงเปลี่ยนผ่านพลังงานให้มากขึ้น พร้อมมองหาโอกาสการลงทุนทั้งธุรกิจ LNG Upstream และ LNG Midstream ต่อไป
2.Decarbonization ลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยการดำเนินการลดปริมาณก๊าซเรือนกระจกต่อเนื่องตามแผน E&P Net Zero ที่กำหนดเป้าหมายภายในปี ค.ศ.2050 เช่น การเพิ่มการใช้พลังงานทางเลือก ,การก๊าซฯเผาทิ้ง รวมถึงโครงการดักจับและกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CCS) และการปลูกป่า
3.Beyond E&P ซึ่งจะสอดคล้องกับแนวทางขับเคลื่อนธุรกิจสู่ความยั่งยืน ด้วยการปรับตัวเข้าสู่ธุรกิจใหม่อย่างค่อยเป็นค่อยไป โดยประกอบด้วย ธุรกิจด้านเทคโนโลยี เช่น การที่บริษัทลูกอย่าง บริษัท เอไอ แอนด์ โรโบติกส์ เวนเจอร์ส จำกัด (ARV) ได้เร่งดำเนินกิจการและอยู่ระหว่างขยายฐานลูกค้าให้มากขึ้น และพัฒนาโซลูชั่นใหม่ๆให้เข้าสู่ตลาด
ธุรกิจพลังงาน ได้เตรียมเตรียมลงทุนติดตั้งแผงผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ขนาด 10 เมกะวัตต์ ที่โครงการเอส 1 (PTTEP-S1) ด้วยเงินลงทุน 370 ล้านบาท คาดว่าจะเริ่มการผลิตไฟฟ้าป้อนให้กับโครงการเอส 1 ได้ในช่วงปี 2566
และแสวงหาโอกาสลงทุนธุรกิจอื่นๆ ด้วยการผลักดันความคืบหน้าของ โครงการ Gas to power และ LNG to power รวมถึง หาโอกาสเข้าลงทุนโครงการพลังงานหมุนเวียนต่างๆ และศึกษาลงทุนพลังงานแห่งอนาคต เช่น ไฮโดรเจน
![](https://www.ten-news.com/wp-content/uploads/2022/08/Screenshot-2022-08-23-125226-1.png)
ธนัตถ์ ธำรงศักดิ์สุวิทย์ ผู้จัดการแผนกนักลงทุนสัมพันธ์ บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ PTTEP ระบุว่า ทิศทางการดำเนินงานของ ปตท.สผ. ในช่วงครึ่งหลังของปีนี้ คาดหวังว่า ผลประกอบการจะเติบโตขึ้นจากช่วงครึ่งปีแรก และสูงกว่าช่วงเดียวกันปีก่อน สะท้อนจากปริมาณขายปิโตรเลียมที่เพิ่มขึ้นในไตรมาส 3 ที่คาดว่าเฉลี่ย จะอยู่ที่ 481,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน และเฉลี่ยทั้งปี2565 จะอยู่ระดับ 465,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน โดยได้รับปัจจัยหนุนจากกำลังการผลิตปิโตรเลียมที่เพิ่มขึ้นทั้งจากโครงการ G1/61 (แหล่งเอราวัณ) และ โครงการแอลจีเรีย ฮาสสิ เบอร์ ราเคซ ขณะที่ราคาก๊าซฯ ไตรมาส 3 และเฉลี่ยทั้งปีนี้ คาดว่าจะอยู่ที่ 6.4 ดอลลาร์ต่อล้านบีทียู และต้นทุนต่อหน่วย (Unit cost) ช่วงครึ่งปีหลังจะอยู่ที่ 29-30 ดอลลาร์ สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
อย่างไรก็ตาม บริษัท ประเมินว่า ราคาน้ำมันดิบ เฉลี่ยครึ่งหลังปี2565 จะเคลื่อนไหวในกรอบ 90-105 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล โดยความต้องการใช้น้ำมันของโลกจะเพิ่มแตะระดับ 101 ล้านบาร์เรลต่อวัน ส่วนราคาก๊าซฯ เฉลี่ยทั้งปี 2565 จะอยู่ที่ 27-33 ดอลลาร์ต่อล้านบีทียู โดยการใช้ก๊าซฯของโลก จะเพิ่มแตะระดับ 392 ล้านตันต่อปี จากการใช้ในยุโรปที่ต้องการก๊าซฯทดแทนการซื้อจากรัสเซียและการใช้ในเอเชียที่เพิ่มขึ้น ส่วนการผลิตก๊าซฯก็มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นทั้งจากแหล่งเก่าและแหล่งใหม่ ซึ่งจะทำให้ในระยะต่อไปราคาก๊าซฯจะปรับลดลงได้ ขณะที่ในประเทศ คาดว่า ราคาก๊าซฯไตรมาส 3 จะสูงขึ้นจากไตรมาส 2 และสูงสุดในไตรมาส 4 ตามรอบการปรับราคาก๊าซฯในอ่าวไทย
สำหรับปี 2565 ปตท.สผ. มีแผนจะใช้งบลงทุนอยู่ที่ 5,600 ล้านดอลลาร์ฯ แบ่งเป็น รายจ่ายในการลงทุน (CAPEX) อยู่ที่ 3,000 ล้านดอลลาร์ และรายจ่ายในการดำเนินงาน(OPEX) อยู่ที่ 2,600 ล้านดอลลาร์
![](https://www.ten-news.com/wp-content/uploads/2022/08/Screenshot-2022-08-23-124918-1.png)
สำหรับความคืบหน้าโครงการลงทุนสำรวจและผลิตปิโตรเลียม(E&P) ในประเทศต่างๆ นั้น ปตท.สผ.ยังเดินหน้าขยายการลงทุนตามแผน ประกอบด้วย
ประเทศไทย ได้แก่ โครงการ G1/61 (แหล่งเอราวัณ) บริษัทได้เร่งเพิ่มกำลังการผลิตก๊าซฯในได้ตามแผน โดยปีนี้ เฉลี่ยจะอยู่ที่ 200-250 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ปี2566 จะเพิ่มเป็น 300-500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และช่วงเดือนเม.ย. ปี 2567 จะแตะระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
นอกจากนี้ บริษัท ยังอยู่ระหว่างศึกษาโอกาสเข้าร่วมประมูลโครงการฯใหม่ ในประเทศ ทั้ง โครงการG1/65 โครงการG2/65 และโครงการG3/65 ซึ่งปัจจุบัน อยู่ระหว่างพิจารณาทางเทคนิคและยังไม่สรุปว่าจะเข้าร่วมประมูลหรือไม่อย่างไร
ประเทศมาเลเซีย ปัจจุบัน ได้เสร็จสิ้นการดำเนินการเจาะหลุมประเมิน ลัง เลอบาห์-2 ในโครงการซาราวักเอสเค 410 บี นอกชายฝั่งรัฐซาราวัก ประเทศมาเลเซีย โดยยังตั้งเป้าหมายจะตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย(FID) ในปี 2566 รวมถึงมองโอกาสเพิ่มเติมในรอบการประมูลใหม่ของปีนี้ด้วย
![](https://www.ten-news.com/wp-content/uploads/2022/08/thumbnail_Yadana-1024x529.jpg)
ประเทศเมียนมา ปตท.สผ.ได้เข้ารับเป็นผู้ดำเนินการในโครงการยาดานา แล้ว เมื่อวันที่ 20 ก.ค.ที่ผ่านมา ซึ่งเป็นไปด้วยความเรียบร้อยและยังรักษาอัตราการผลิตได้ตามปกติ ส่วนเหตุการณ์รอยรั่วท่อส่งก๊าซฯ โครงการซอติก้า ในเมียนมานั้น เบื้องต้นตรวจสอบแล้วไม่พบรอยเพลิงไหม้ จึงได้หยุดส่งก๊าซฯมายังประเทศไทยชั่วคราว ทำให้กำลังการผลิตหายไปประมาณ 240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจะใช้เวลาซ่อมแซมประมาณ 2 สัปดาห์
ประเทศโมซัมบิก ในส่วนของโครงการโมซัมบิก แอเรีย วัน ตั้งอยู่นอกชายฝั่งของประเทศโมซัมบิก ยังอยู่ระหว่างรอความชัดเจนในการกลับเข้าพื้นที่ ซึ่งบริษัทก็มีการพูดคุยกับโททาล เบื้องต้น คาดว่า จะเริ่มการผลิตก๊าซฯได้ในปี 2568
ประเทศแอลจีเรีย บริษัทได้เริ่มการผลิตเฟส1 ไปแล้วเมื่อต้นปี มิ.ย.ที่ผ่านมา กำลังการผลิตระยะแรก คาดว่าจะอยู่ที่ 10-13 พันบาร์เรลต่อวัน ซึ่ง ปตท.สผ.มีสัดส่วนอยู่ในโครงการนี้ 49% คาดว่าจะรับรู้กำลังการผลิตเข้ามาช่วงไตรมาส 3-4 ปีนี้ ประมาณ 7 พันบาร์เรลต่อวัน
และประเทศสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (ยูเออี) บริษัท ได้ประสบความสำเร็จจากการเจาะหลุมสำรวจหลุมแรกในโครงการอาบูดาบี ออฟชอร์ 2 ได้ค้นพบก๊าซธรรมชาติในแหล่งกักเก็บโดยรวมประมาณ 2.5 – 3.5 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และยังมองหาโอกาสการลงทุนเพิ่มเติมในยูเออีต่อไปด้วย
![](https://www.ten-news.com/wp-content/uploads/2022/08/PTTEP-logo-2.jpg)
ด้าน ณัฐกร ศรีภูไฟ fundamental analyst บริษัทหลักทรัพย์ แลนด์ แอนด์ เฮ้าส์ จากัด (มหาชน) เปิดเผยบทวิเคราะห์หุ้น PTTEP โดยประเมินว่า แนวโน้มกําไรไตรมาส3 ปีนี้ โดดเด่นต่อเนื่อง โดยปริมาณขายอยู่ที่ 481 พันบาร์เรล/วัน (+3%QoQ) จากการเริ่มผลิตที่แอลจีเรีย 10-13 พันบาร์เรล/วันและรับรู้โครงการ G1/61 เต็มไตรมาส และราคาก๊าซอยู่ที่ 6.40 ดอลลาร์ต่อล้านบีทียู (+3%QoQ) ด้วยสัดส่วนการขายก๊าซที่ 72% ของทั้งหมด ก็น่าจะทำให้แนวโน้มกำไรไตรมาส3 ปีนี้ โดดเด่นต่อเนื่อง แม้ราคาขายน้ำมันดิบอาจไม่เด่นเท่ากับไตรมาส 2 ที่ผ่านมา โดยหากราคาน้ำมันดิบลดลง กำไรก็จะมีตัวช่วยจากกำไร Hedging ซึ่งปัจจุบันทำสัญญาไว้ 7.7 ล้านบาร์เรล
ทั้งนี้ ยังแนะนําให้ “ซื้อเก็งกําไร” จากประเด็นบวกของแนวโน้มกำไรไตรมาส3 ปีนี้ ซึ่งจะได้แรงหนุนจากปริมาณขายและราคาขายก๊าซเพิ่มขึ้นราว +3% โดยมองภาวะที่อุปทานน้ำมันดิบตึงตัวจะจำกัดการปรับลงของราคาน้ำมันดิบ แต่หากราคาน้ำมันดิบปรับลงก็มีตัวช่วยจากกำไร Hedging ได้