PTTEP คาด H2/64 โตตามราคาก๊าซปรับขึ้น, วางแผนลดผลกระทบเข้าแหล่งเอราวัณยังไม่ได้

นายธนัตถ์ ธำรงศักดิ์สุวิทย์ ผู้จัดการ แผนกนักลงทุนสัมพันธ์ บมจ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (PTTEP) เปิดเผยว่า บริษัทคาดว่าผลการดำเนินงานครึ่งปีหลังนี้ยังน่าจะเติบโตได้ จากแนวโน้มราคาขายก๊าซธรรมชาติที่ปรับตัวดีขึ้นตามราคาน้ำมันที่เพิ่มขึ้นมาอย่างต่อเนื่อง ทำให้บริษัทมีแผนที่จะปรับราคาย้อนหลังเพื่อสะท้อนราคาน้ำมัน

อย่างไรก็ตาม ในด้านปริมาณการขายในไตรมาส 3/64 คาดว่าจะลดลงเหลือ 4.05 แสนบาร์เรลเทียบ/วัน จากไตรมาส 2/64 อยู่ที่ 4.43 แสนบาร์เรล/วัน เป็นผลมาจากการปิดซ่อมบำรุงโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ บมจ.ปตท. (PTT) ก่อนที่ปริมาณจะปรับตัวเพิ่มขึ้นในไตรมาส 4/64 ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับความต้องการก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นด้วย

บริษัทยังคาดว่าปริมาณการขายเฉลี่ยของปี 64 จะเพิ่มขึ้นจากปีก่อนมาอยู่ที่ 4.12 แสนบาร์เรล/วัน จากโครงการมาเลเซีย-แปลงเอช สามารถเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ และมีปริมาณการขายในโครงการโอมานแปลง 61 เข้ามาหนุน ขณะที่ราคาก๊าซธรรมชาติทั้งในไตรมาส 3/64 และในปีนี้คาดว่าจะเฉลี่ยอยู่ที่ 5.7 เหรียญสหรัฐ/ล้านบีทียู ลดลงจากปีก่อน เป็นผลจากการปรับราคาย้อนหลังของราคาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งได้สะท้อนช่วงที่ราคาน้ำมันในตลาดโลกตกต่ำ แต่จะมีปริมาณการขายเพิ่มเข้ามาของโครงการโอมาน แปลง 61 และโครงการมาเลเซีย-แปลงเอช ก็จะทำให้ราคาก๊าซไม่เปลี่ยนแปลงมากนัก

สำหรับต้นทุนต่อหน่วย บริษัทจะสามารถรักษาต้นทุนต่อหน่วยไว้ที่ระดับ 28-29 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ลดลงจากปีก่อนหน้า จากการบริหารจัดการต้นทุน และการเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ของโครงการมาเลเซีย-แปลงเอช และโครงการโอมานแปลง 61 ซึ่งทั้ง 2 โครงการมีต้นทุนต่อหน่วยที่ค่อนข้างต่ำ

ทั้งนี้ บริษัทยังคงอัตราส่วนกำไรก่อนหักดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา (EBITDA margin) ปีนี้ไว้ที่ 70-75% ของรายได้จาการขาย

บริษัทยังคาดการณ์ราคาน้ำมันในช่วงครึ่งปีหลังจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 60-80 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล โดยคาดว่าดีมานด์ในทวีปฝั่งสหรัฐและยุโรปยังคงมีอยู่อย่างต่อเนื่องจากภาวะเศรษฐกิจที่กำลังฟื้นตัว ส่วนในภูมิภาคเอเชียดีมานด์ยังไม่ค่อยมากนักจากสถานการณ์แพร่ระบาดของโควิด-19

ขณะที่ด้านซัพพลายคาดว่าจะเติบโตแบบค่อยเป็นค่อยไป ขึ้นอยู่กับกลุ่มโอเปกพลัสจะมีการตัดสินใจเพิ่มกำลังการผลิตมากน้อยแค่ไหน ซึ่งหากมีการปรับกำลังการผลิตเพิ่มขึ้นน้อยเชื่อว่าราคาน้ำมันก็อาจปรับตัวเพิ่มขึ้นไปอีกได้ โดยคาดการณ์ราคาน้ำมันเฉลี่ยทั้งปีนี้จะอยู่ที่ระดับ 70 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล

นายธนัตถ์ กล่าวว่า ส่วนแผนการลงทุนของธุรกิจหลัก คือ E&P ในปี 64 บริษัทยังคงงบประมาณไว้ที่ 4,196 ล้านเหรียญสหรัฐ หรือคิดเป็นประมาณ 132,174 ล้านบาท เพื่อรักษากำลังการผลิตจากโครงการหลัก เร่งพัฒนาโครงการสำคัญเพื่อเริ่มการผลิตให้ได้ตามแผนที่วางไว้ และดำเนินกิจกรรมการสำรวจเพื่อการเติบโตในระยะยาว ขณะที่ปี 65 วางงบลงทุนไว้ที่ 5,600 ล้านเหรียญสหรัฐ และยังมีโอกาสเพิ่มงบลงทุนได้อีกปีละ 150 ล้านเหรียญสหรัฐ

ด้านความคืบหน้าโครงการแปลง G1/61 (แหล่งเอราวัณเดิม) บริษัทยอมรับว่าปัจจุบันยังไม่สามารถเข้าไปในพื้นที่ได้ ถึงแม้จะมีการยอมรับเงื่อนไขของผู้รับสัมปทานเดิมแล้วก็ตาม โดยคาดว่าหากเมื่อถึงเวลาเข้าพื้นที่ได้ตอนนั้นคงยังไม่สามารถผลิตได้ในปริมาณตามสัญญาที่ทำไว้ ซึ่งบริษัทอยู่ระหว่างจัดทำแผนรองรับเพื่อลดผลกระทบและเพิ่มปริมาณการผลิตจากแหล่งอื่นๆ ที่อยู่ในพื้นที่อ่าวไทยมาชดเชยมาให้ได้บางส่วน และปัจจุบันก็มีการจัดเตรียมแท่นผลิตและอุปกรณ์ให้พร้อมไว้ทุกเมื่อหากเข้าพื้นที่ได้

น.ส.เมธ์ลดา ชยวัฒนางกูร ผู้จัดการอาวุโส ในฐานะผู้จัดการโครงการ G1 ของ PTTEP ได้ให้ข้อมูลว่า หลังจากที่บริษัทเป็นผู้ชนะการประมูลแหล่งเอราวัณในเดือนธ.ค.61 และได้มีการลงนามสัญญาแบ่งปันผลผลิตแปลง G1/61 (G1/61 PSC) ในเดือนก.พ.62 จากนั้นได้เริ่มเตรียมการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานแหล่งเอราวัณจะหมดอายุ เพื่อเริ่มต้นผลิต G1/61 PSC ในเดือนเม.ย.65 เพื่อให้แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณเป็นไปได้ต่อเนื่องตามแผนที่ประเทศวางไว้ กล่าวคือ PSC จะผลิตได้ที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วันตั้งแต่วันแรก และเพื่อให้การดำเนินการผลิตส่งต่อกันได้อย่างราบรื่นและปลอดภัย

บริษัทได้เริ่มเข้าไปสำรวจพื้นที่ (ข้อตกลงเข้าพื้นที่ระยะที่ 1) ในช่วงเดือน ส.ค.62 เพื่อสำรวจพื้นที่แนววางท่อและติดตั้งแท่น และเริ่มมีการก่อสร้างแท่น 8 แท่นในช่วงปลายปี 62 เพื่อให้แล้วเสร็จและเริ่มติดตั้งได้ตามกำหนดในไตรมาส 1/64 จากนั้นไตรมาส 2/64 ก็จะต้องเริ่มเจาะหลุมบนแท่นทั้ง 8 แท่น เพื่อทดสอบการผลิตในช่วงไตรมาส 1/65 ก่อนเริ่มต้นผลิตจริงในเดือนเม.ย.65

แต่ล่าสุด ณ ปัจจุบัน บริษัทยังไม่สามารถเข้าไปในพื้นที่ เพื่อเริ่มติดตั้งท่อและแท่น 8 แท่น เนื่องจากยังไม่มีการลงนาม หรือทำข้อตกลงเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 ที่ตามกำหนดเดิมควรจะต้องมีการลงนามไปเมื่อกลางปี 63 ทำให้บริษัทไม่สามารถดำเนินการตามแผนงานเดิมได้ แม้ว่าที่ผ่านมาบริษัทได้พูดคุยกับผู้ประกอบการรายเดิม และเข้าใจถึงจุดที่ผู้ประกอบการรายเดิมนั้นยังมีความกังวล เช่น การเข้าไปติดตั้งท่อและแท่นอาจไปกระทบการผลิตปัจจุบัน เป็นต้น บริษัทก็รับเงื่อนไขเหล่านั้นมาทั้งหมด แต่สุดท้ายข้อตกลงดังกล่าวก็ยังไม่บรรลุ และยังค้างคาอยู่

ปัจจุบันบริษัทก็ได้มีการกลับไปพูดคุยกับทางผู้ประกอบการรายเดิม เบื้องต้นคาดหวังว่าจะสามารถลงนามเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 ได้ในช่วง 1-2 เดือนนี้ และจะพยายามเข้าไปติดตั้งท่อและแท่นให้ได้บางส่วน หรือราว 1 แท่นก่อนสัมปทานหมดอายุ

“ปกติหลังจากที่ได้รับความชัดเจนการให้เข้าพื้นที่ จะต้องใช้เวลาประมาณ 6-9 เดือน ก่อนจะเริ่มงาน เพื่อจัดหา จัดจ้าง อุปกรณ์จำเพาะ เช่น เรือติดตั้ง แท่นขุดเจาะ และยังต้องมีการเอาอุปกรณ์ดังกล่าวมาแปลงสภาพให้เหมาะกับงานอีก และการเข้าพื้นที่ตามข้อตกกับผู้ประกอบการรายเดิม ก็จะมีกระบวนการที่เราต้องดำเนินการ หรือตามข้อกำหนด ซึ่งเมื่อดู ณ วันนี้ ก็มองว่าไม่ทันแล้ว แต่ถ้าได้ลงนามในสัญญาวันนี้เราเองก็พร้อมที่จะทำให้ดีที่สุด มากที่สุดเท่าที่ทำได้ และย่นระยะเวลาตรงนี้ให้น้อยลง ตามแผนการบริหารของบริษัท”

น.ส.เมธ์ลดา กล่าว

สำหรับผลกระทบที่จะเกิดขึ้น จากยังไม่สามารถเข้าพื้นที่ดังกล่าวได้ คือ การผลิตที่จะไม่เป็นไปตามสัญญา บริษัทจึงอยู่ระหว่างวางแผนรองรับผลกระทบ เบื้องต้นจะมีการเพิ่มกำลังการผลิตของแหล่งบงกชและแหล่งอาทิตย์เข้ามาชดเชยกับปริมาณการผลิตของแหล่งเอราวัณที่ไม่ได้ตามสัญญา PSC ที่ราว 800 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน เนื่องจากเมื่อแหล่งเอราวัณเข้าสู่ช่วงสุดท้ายของสัมปทาน ผู้ประกอบการเดิมก็จะชะลอหรือลดการลงทุน ส่งผลต่อกำลังการผลิตปรับตัวลดลงตามไปด้วย เหลือประมาณ 1,000 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน

และล่าสุดก็มีการประมาณการณ์ตามที่ผู้ประกอบการรายเดิมได้มีการพูดคุยกับผู้ซื้อก๊าซว่าก่อนสัมปทานหมดอายุการผลิตจะลดลงเหลือประมาณ 500 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน จึงทำให้จะมีส่วนต่างที่หายไปราว 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน บริษัทจึงต้องหากำลังการผลิตจากแหล่งอื่นที่มีในพื้นที่อ่าวไทยเข้ามาชดเชย

โดย สำนักข่าวอินโฟเควสท์ (05 ส.ค. 64)

Tags: , , , , ,