นายมนตรี ลาวัลย์ชัยกุล ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ PTTEP เปิดเผยว่า สถานการณ์ความไม่สงบในภูมิภาคตะวันออกกลาง ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น การดำเนินงานของ ปตท.สผ. จึงให้ความสำคัญกับการเพิ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้มากขึ้น เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายของกระทรวงพลังงานในการช่วยบรรเทาผลกระทบต่อการใช้พลังงานของประชาชนและอุตสาหกรรมต่าง ๆ จากวิกฤตพลังงานโลก
โดยในระยะที่ผ่านมา บริษัทได้เพิ่มกำลังผลิตก๊าซธรรมชาติเต็มศักยภาพ สู่ระดับการผลิตที่ประมาณ 2,720 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากปริมาณการขายก๊าซธรรมชาติต่อวันตามสัญญา (Daily Contractual Quantity หรือ DCQ) ที่ประมาณ 2,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นนั้นโดยหลักมาจากโครงการอาทิตย์
โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย บี 17-01 โครงการคอนแทร็ค 4 และโครงการจี 2/61 ซึ่งก๊าซธรรมชาติดังกล่าวเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า เพื่อเสริมเสถียรภาพของระบบไฟฟ้าและความมั่นคงทางพลังงานของประเทศไทย
นอกจากนี้ ยังช่วยลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศที่มีราคาสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องจากสถานการณ์ดังกล่าว ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากอ่าวไทยยังมีศักยภาพในการเป็นวัตถุดิบตั้งต้นที่สำคัญของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอุตสาหกรรมต่อเนื่องต่าง ๆ เช่น พลาสติก วัสดุสังเคราะห์ เส้นใยสังเคราะห์ บรรจุภัณฑ์ ปุ๋ย วัสดุก่อสร้าง และผลิตภัณฑ์ต่าง ๆ ในชีวิตประจำวัน ซึ่งช่วยต่อยอดและขับเคลื่อนห่วงโซ่คุณค่าทางเศรษฐกิจของประเทศอีกด้วย
สำหรับความคืบหน้าของการดำเนินงานในต่างประเทศ ปตท.สผ. ได้ตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision หรือ FID) เพื่อเริ่มการพัฒนาแหล่งซีรุง และแหล่งเชนด้า ในโครงการมาเลเซีย เอสเค405บี นับเป็นโครงการแรกในมาเลเซีย ซึ่งบริษัทผลักดันเข้าสู่ระยะพัฒนา (Development phase) หลังจากสำรวจพบแหล่งปิโตรเลียมหลายแหล่ง คาดว่า จะเริ่มการผลิตน้ำมันดิบได้ในปี 71 ด้วยอัตราการผลิตประมาณ 15,000 บาร์เรลต่อวัน เพื่อรองรับการเติบโตของบริษัทในระยะยาว
สำหรับ ผลประกอบการในไตรมาส 1/69 มีรายได้รวม 78,841 ล้านบาท (เทียบเท่า 2,491 ล้านดอลลาร์สหรัฐ) ปริมาณขายปิโตรเลียมเฉลี่ยอยู่ที่ 553,369 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้น 14% เมื่อเทียบกับไตรมาส 1/68 ส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการผลิตปิโตรเลียมที่เพิ่มขึ้นของโครงการในประเทศ รวมถึงโครงการใหม่ที่เข้าร่วมลงทุนระหว่างปีที่ผ่านมา
ขณะที่ราคาขายผลิตภัณฑ์เฉลี่ยอยู่ที่ 46.02 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ส่งผลให้บริษัทมีกำไรสุทธิ 11,835 ล้านบาท (เทียบเท่า 376 ล้านดอลลาร์สหรัฐ) ลดลง 29% จากไตรมาส 1/68 ที่มีกำไรสุทธิ 16,558 ล้านบาท สาเหตุ หลักมาจากการขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันเพิ่มขึ้นตามราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้าที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้กำไรดำเนินงานปกติเพิ่มขึ้น
ทั้งนี้ แนวโน้มผลการดำเนินงานไตรมาส 2/69 และปี 2569 ว่า ปริมาณขาย ราคาขาย และต้นทุน เป็นปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อผลการดำเนินงานของบริษัท คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 560,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ภายใต้สมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปี 69 อยู่ที่ 80-90 ดอลลาร์ สรอ. ต่อบาร์เรล
โดยคาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยไตรมาส 2/69 เพิ่มขึ้นจากไตรมาส 1/69 โดยหลักจากการเพิ่มขึ้นของปริมาณขายน้ำมันดิบในภูมิภาคแอฟริกาและการเร่งผลิตก๊าซธรรมชาติของโครงการในอ่าวไทย ขณะที่ปริมาณขายเฉลี่ยปี 69 เพิ่มขึ้นจากปี 68 โดยหลักจากการรับรู้ปริมาณขายเต็มปีโครงการที่ได้เข้าซื้อระหว่างปี 68 ได้แก่ โครงการมาเลเซีย เอสเค408 โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ 18 และโครงการแอลจีเรีย ทูอัท นอกจากนี้ โครงการจี 1/61 คาดว่าจะมีปริมาณการขายน้ำมันดิบเพิ่มขึ้น
ด้านราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยสำหรับไตรมาส 2/69 และปี 69 คาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 6.0 ดอลลาร์ สรอ. ต่อล้านบีทียู เพิ่มขึ้นจากไตรมาส 1/69 และจากปีก่อนหน้าเล็กน้อยจากการปรับตัวขึ้นของราคาน้ำมันในตลาดโลก ส่วนต้นทุนต่อหน่วยคาดว่าจะอยู่ในระดับประมาณ 30 ดอลลาร์ สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดลงเมื่อเทียบกับปี 68 โดยหลักจากค่าเสื่อมราคาและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน