PTTEP - ซื้อ

เราได้ติดตามผู้บริหารของ PTTEP ไปพบนักลงทุนสถาบันที่ประเทศสิงคโปร์เมื่อสัปดาห์ที่ผ่านมา นักลงทุนดูเหมือนว่าจะมีมุมมองเชิงบวกต่อ SET แต่ยังคงรอรัฐบาลใหม่ที่จะเข้ารับตำแหน่งก่อนที่จะเข้าซื้อหุ้น

ในส่วนของ PTTEP เรารู้สึกว่านักลงทุนพอใจกับการเข้าซื้อกิจการล่าสุด อย่างไรก็ตามนักลงทุนดูเหมือนจะยังไม่รีบเข้าซื้อหุ้น แต่ถ้าหาก PTTEP สามารถดำเนินโครงการตามแผนที่วางไว้ เราคาดว่าเป็นปัจจัยหนุนมูลค่าหุ้นให้สูงขึ้น ในขณะที่ราคาขายก๊าซที่ค่อนข้างต่ำภายใต้สัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) ใหม่นั้นเป็นประเด็นที่นักลงทุนกังวลมากที่สุด

ความเป็นไปได้ทางการเงินของการซื้อสินทรัพย์ของเมอร์ฟีในประเทศมาเลเซีย

วันที่ 21 มี.ค. PTTEP ลงนามสัญญาเพื่อเข้าซื้อสินทรัพย์ของ เมอร์ฟี่ออยล์ คอร์ปอเรชั่น (เมอร์ฟี่) ในประเทศมาเลเซียซึ่งมีมูลค่ารวม 2.1 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ (อาจมีการรับรู้มูลค่าการซื้อเพิ่มเติมในจานวนไม่เกิน100 ล้านดอลลาร์สหรัฐ ขึ้นกับผลการเจาะสำรวจ) การซื้อกิจการครั้งนี้คาดว่าจะเสร็จสิ้นในเดือน มิ.ย. ปี 2562 (ภายใต้เงื่อนไขและ การอนุมัติจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง) งบซ่อมบำรุงสำหรับโครงการผลิตคาดว่าจะอยู่ที่ 500 ล้านดอลลาร์สหรัฐ ในปี 2563 และ 250-300 ล้านดอลลาร์สหรัฐต่อปีหลังจากนั้น

ต้นทุนการเข้าซื้อรวมทั้งงบซ่อมบำรุงคิดเป็นต้นทุนการลงทุนรวมสำหรับโครงการผลิตราวๆ 29 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ราคาขายปิโตรเลียมคาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 48 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล (อ้างอิงจากน้ามัน 55%, ก๊าซ 45%)

การคำนวณสัดส่วนรายได้ต่อต้นทุนพร้อมกับ cost recovery (บริษัทคาดว่า มีสิทธิ์เรียกร้องค่าใช้จ่ายทั้งหมดที่เกิดขึ้น) ซึ่งบ่งชี้ว่า EBITDA margin สำหรับสินทรัพย์ใหม่เหล่านี้จะอยู่ที่ 70-75% ซึ่งใกล้เคียงกับ EBITDA margin ของ PTTEP ในปัจจุบัน

ปริมาณขายจากสินทรัพย์ที่เพิ่งเข้าซื้อมีแนวโน้มขยายตัว

PTTEP มีมุมมองเชิงบวกต่อแนวโน้มการเติบโตของปริมาณขายจากโครงการผลิต 2 โครงการและโครงการที่กาลังพัฒนาอีก 1 โครงการของเมอร์ฟี่ในประเทศมาเลเซีย ปริมาณขายสุทธิรวมในส่วนของ PTTEP จากโครงการผลิต 2 โครงการคาดว่าจะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 48,000 บาร์เรลต่อวันในปี 2562-63 และคาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ 50,000-60,000 บาร์เรลต่อวันในปี 2564 หนุนโดยการเริ่มการผลิตของโครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนาภายในปลายปี 2563 ปริมาณขายสุทธิจะอยู่ในระดับสูงสุดที่ 60,000-70,000 บาร์เรลต่อวันในปี 2565 ทั้งนี้ PTTEP มั่นใจว่า บริษัทจะสามารถรักษาการผลิตอยู่ได้ 6-7 ปี นอกจากนี้โครงการที่กาลังพัฒนามีสัญญาขายก๊าซกับปิโตรนาสเรียบร้อยแล้ว โดยราคาขายก๊าซจะอ้างอิงกับ Japan Crude Cocktail

แนวโน้มอายุปริมาณสำรองปิโตรเลียมกำลังเติบโต

สินทรัพย์ที่มาเลเซียมีปริมาณปิโตรเลียมสำรอง (2P) รวม 274 ล้านบาร์เรล (คิดเป็นน้ำมัน 37% และก๊าซ 63%) หากพิจารณาถึงโครงการผลิต 2 โครงการ ปริมาณปิโตรเลียมสำรอง (2P) คาดการณ์ว่าอยู่ที่ 160-170 ล้านบาร์เรล คิดเป็นอายุการผลิตปิโตรเลียมที่ 7 ปี

เมื่อดีลดังกล่าวเสร็จสิ้นแล้ว นอกจากการรับรู้กำไรเข้ามาทันทีแล้ว อายุปริมาณสำรองปิโตรเลียมของ PTTEP จะเพิ่มขึ้น โดยสินทรัพย์จะขยายอายุปริมาณสำรองปิโตรเลียมราวๆ 1 ปี นอกจากนั้นยังมีอัพไซด์ต่อแนวโน้มการเติบโตของกำไรในระยะยาวและอายุสำรองปิโตรเลียมจากศักยภาพในการขยายการผลิตโครงการที่มีอยู่ (สมมติฐานกรณีพื้นฐานของเราอยู่ที่ 5 ปี) และ/หรือ การค้นพบและการพัฒนาโครงการขุดเจาะ

นอกจากอายุปริมาณสำรองปิโตรเลียมส่วนเพิ่มจากสินทรัพย์ในมาเลเซีย การตัดสินใจการลงทุนครั้งสุดท้าย (FID) สำหรับโครงการ LNG ในโมซัมบิกคาดว่าจะเกิดขึ้นภายในเดือน มิ.ย. ปี 2562 ซึ่งจะเป็นอีกหนึงปัจจัยที่หนุนอายุสำรองปิโตรเลียมให้เพิ่มขึ้น เมื่อประกาศ FID อายุปริมาณสำรองปิโตรเลียมของ PTTEP คาดว่าจะเพิ่มขึ้นอีก 1.5 ปี

สัญญาแบ่งปันผลผลิตใหม่สำหรับแหล่งบงกชและเอราวัณ—เพิ่มมูลค่า

เมื่อวันที่ 25 ก.พ. PTTEP ลงนามสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) สำหรับแปลง G1/61 (แหล่งเอราวัณ) (ถือหุ้น 60%) และแปลง G2/61 (แหล่งบงกช) (ถือหุ้น 100%) จาก PSC ปริมาณการผลิตขั้นต่ำจะอยู่ที่ 800MM cfd สำหรับแหล่งเอราวัณ (เริ่มต้นในปี 2565) และ 700MM cfd สำหรับแหล่งบงกช (เริ่มต้นในปี 2566) โดยทั้ง 2 สัญญาจะดำเนินการไปจนถึงปี 2575 PSC นี้จะหนุนปริมาณการผลิตของบริษัทให้เติบโตในระยะยาว ปริมาณขายของ PTTEP คาดว่าจะสูงขึ้น 16% โดยเฉลี่ย เมื่อเทียบกับการไม่ชนะประมูล และที่สำคัญกว่านั้น PSC ทั้งสองจะเพิ่มอายุสำรองปิโตรเลียมราวๆ 2 ปี ดังนั้นอายุสำรองปิโตรเลียมของ PTTEP มีแนวโน้มจะเพิ่มขึ้นเกือบสองเท่า (มาอยู่ที่เกือบ 10 ปี) จาก 5 ปี ณ สิ้นปี 2561

แม้ว่าราคาขายก๊าซภายใต้ PSC จะต่ำกว่าราคาขายก๊าซในปัจจุบันของบริษัท PTTEP มีความเชื่อมั่นอย่างมากว่าอัตรากำไรจะลดลงเพียงเล็กน้อยเท่านั้น เนื่องจากต้นทุนมีแนวโน้มปรับตัวลดลงในระดับหนึ่ง ต้นทุนต่อหน่วยคาดว่าจะลดลง 22% จากระดับปัจจุบัน นำโดยค่าเสื่อมราคาที่ลดลง (ไม่มีการลงทุนขนาดใหญ่), ค่าภาคหลวงที่ลดลง (ราคาก๊าซลดลงและอัตราลดลงจาก 12.5% ในปัจจุบันเป็น 10%) รวมทั้งการประหยัดต้นทุนต่างๆ ดังนั้นบริษัทเชื่อว่าจะสามารถบรรลุเป้าหมาย IRR ที่ 10-15% ได้