สรุปงบการเงิน

{ "documents": [ { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_c4af13cac84a42b397f79779e0eb897b", "content": "บร æ ษัท ปตท.สำรวจและผลิตป ĉ โตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวæเคราะหĖและคำอธิบายของฝčายจัดการ (MD&A)\nสำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปĊ 2569", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 1, "tags": [ "เคราะห", "คำอธิบาย", "(MD&A)", "สำหรับ", "ผลการดำเนินงาน", "ไตรมาส" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 4, "layout_tables": 0 } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_ad396e7ee28849e388f8ff75fb3b3edf", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 บทสรุปผู้บริหาร\nราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในไตรมาส 2 ปี 2569 อยู่ที่ 95.87 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อนหน้าที่ 87.87 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล โดยมีปัจจัยหลักจากความตึงเครียดทาง ภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลาง โดยเฉพาะการปิดช่องแคบฮอร์มุซและ ความเสียหายต่อโครงสร้างพื้นฐานการผลิตน้ำมัน ซึ่งส่งผลให้อุปทาน น้ำมันดิบโลกตึงตัว ขณะเดียวกัน อุปทานจากรัสเซียยังถูกกดดันจาก ความขัดแย้งกับยูเครน แม้การลงนามบันทึกความเข้าใจระหว่าง สหรัฐอเมริกาและอิหร่านในเดือนมิถุนายน 2569 จะช่วยให้สถานการณ์เริ่มผ่อนคลายลงบางส่วน แต่ในช่วงปลายเดือนเกิดเหตุการณ์โจมตีเรือพาณิชย์บริเวณช่องแคบฮอร์มุซโดยกองกำลังของอิหร่าน ก่อให้เกิด ความขัดแย้งครั้งใหม่ระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิหร่าน จนนำไปสู่การปิด ช่องแคบฮอร์มุซอีกครั้ง และหนุนให้ราคาน้ำมันฟื้นตัว สำหรับด้านอุปสงค์ราคาน้ำมันที่อยู่ในระดับสูงส่งผลให้โรงกลั่นหลายแห่งลดการจัดซื้อ น้ำมันดิบ อีกทั้งอุปสงค์น้ำมันดิบโลกยังได้รับแรงกดดันจากมาตรการ ประหยัดพลังงาน ต้นทุนการขนส่งที่สูงขึ้น และเศรษฐกิจโลกที่ยังมีความไม่แน่นอน โดยยังต้องติดตามปัจจัยทางภูมิรัฐศาสตร์ทั้งความ ขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกา–อิหร่าน กลุ่มฮูตี–ซาอุดีอาระเบีย และ รัสเซีย–ยูเครน นโยบายการผลิตของกลุ่ม OPEC+ และทิศทางการ สะสมน้ำมันคงคลังทั่วโลก โดย คาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ย ทั้งปี 2569 จะอยู่ในกรอบ 80–90 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล ความคืบหน้าที่สำคัญของธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ในไตรมาส 2 เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของประเทศไทย บริษัทได้เพิ่มปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงกว่าปริมาณการส่ง ก๊าซธรรมชาติสูงสุดตามสัญญา (CDC) ในหลายโครงการอย่างต่อเนื่อง ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2569 เพื่อรองรับสถานการณ์พลังงานในประเทศ ได้แก่โครงการจี 2/61 (บงกช) โครงการอาทิตย์โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย บี 17-01 โครงการคอนแทร็ค 4 และ ยังคงดำเนินการเจาะหลุมผลิตอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับการผลิตใน โครงการจี 1/61 (เอราวัณ) ด้านการเติบโตในต่างประเทศ โครงการ มาเลเซีย เอสเค408 ได้รับอนุมัติแผนการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติ Teja และ Pepulut เพื่อรองรับการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) และ โครงการเมียนมา เอ็ม 3 การพัฒนาแหล่ง Aung Sinkha เข้าสู่การตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ภายในเดือนกรกฎาคม 2569 เพื่อ เพิ่มปริมาณขายให้กับบริษัทในระยะยาวต่อไป สำหรับการดำเนินงาน ในภูมิภาคตะวันออกกลาง ปริมาณการขายหลักมาจาก โครงการผลิตใน ประเทศโอมาน ซึ่งยังคงสามารถผลิตและขายปิโตรเลียมตามแผนงาน สำหรับ ความคืบหน้าที่สำคัญด้านการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โครงการดักจับและกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CCS) ที่แหล่งก๊าซธรรมชาติโครงการอาทิตย์ในอ่าวไทย อยู่ระหว่าง การพัฒนา ซึ่งคาดว่าจะเริ่มกระบวนการอัดกลับคาร์บอนได้ในปี 2571 ทั้งนี้โครงการจะสามารถกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ได้ประมาณ 1 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าต่อปีเมื่อดำเนินการเต็มกำลัง\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nกลยุทธ์และ\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nสำหรับ ผลประกอบการในไตรมาส 2 ปี 2569 กำไรจากการ ดำเนินงานปกติของบริษัทเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2569 โดยมีปัจจัยสำคัญจากปริมาณขายเฉลี่ยต่อวันที่เพิ่มขึ้นร้อยละ 4 มาอยู่ที่ 572,882 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ซึ่งทำสถิติสูงสุดของบริษัท สาเหตุหลักจากโครงการในอ่าวไทยที่เร่งส่งก๊าซธรรมชาติสูงกว่า ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดตามสัญญา (CDC) เพื่อสนับสนุน ความต้องการพลังงานภายในประเทศ รวมถึงการขายน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้นจากโครงการเอส 1 และโครงการในประเทศแอลจีเรีย นอกจากนี้ยังได้แรงหนุนจากราคาขายผลิตภัณฑ์เฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 มาอยู่ที่ 52.89 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ แม้ว่าต้นทุนต่อหน่วย จะเพิ่มขึ้นร้อยละ 6 มาอยู่ที่ 29.78 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่า น้ำมันดิบ จากค่าเสื่อมราคาและค่าใช้จ่ายในการสำรวจที่สูงขึ้นก็ตาม นอกจากนี้บริษัทยังมีกำไรจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติเพิ่มขึ้น โดยหลักจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันอันเป็นผลจากการ ปรับลดลงของราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้า ณ สิ้นไตรมาส 2 ส่งผลให้กำไรสุทธิเพิ่มขึ้นจาก 376 ล้านดอลลาร์สรอ. ในไตรมาส 1 ปี 2569 มาอยู่ที่ 833 ล้านดอลลาร์สรอ. ในไตรมาส 2 ปี 2569 สำหรับฐานะการเงิน ณ สิ้นไตรมาส 2 ปี 2569 บริษัทมีสินทรัพย์รวม 30,985 ล้านดอลลาร์สรอ. และมีหนี้สินรวม 13,917 ล้านดอลลาร์สรอ. ซึ่งเป็นส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ย 4,353 ล้านดอลลาร์สรอ. โดย รายงานส่วนของผู้ถือหุ้น 17,068 ล้านดอลลาร์สรอ. ทำให้อัตราส่วน หนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อส่วนของผู้ถือหุ้นยังคงอยู่ในระดับดีที่ 0.26 เท่า ซึ่งเป็นไปตามนโยบายทางการเงินของบริษัท สรุปข้อมูลทางการเงินที่สำคัญ\nปริมาณขาย\nกำไรสุทธิ\n(บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน) (ล้านดอลลาร์สรอ.)\n572,882\n833\n553,369\n376\nQ1/2569\nQ2/2569\nQ2/2569\nQ1/2569\nต้นทุนต่อหน่วย\nราคาขายเฉลี่ยผลิตภัณฑ์\n(ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) (ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) 52.89\n29.78\n46.02\n27.97\nQ1/2569\nQ2/2569\nQ1/2569\nQ2/2569\nPage l 2\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่สำคัญ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 2, "tags": [ "ดอลลาร์", "โครงการ", "น้ำมันดิบ", "ไตรมาส", "บาร์เรล", "บริษัท", "เพิ่มขึ้น", "เทียบเท่า", "สำหรับ", "น้ำมัน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 3, "layout_bands": 3, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p002_f1", "page": 2, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p002_f1.png", "width": 657, "height": 296, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p002_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_c75ae37eef664edda08be0c3eae35c93", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nภาพรวมเศรษฐกิจในไตรมาส 2 ปี 2569\nราคาน้ำมันดิบ\nราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในไตรมาส 2 ปี 2569 อยู่ที่ 95.87\nดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ\nจาก 87.87 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลในไตรมาส 1 ปี 2569\nโดยมีปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อราคาน้ำมันดิบ ดังนี้ด้านอุปทาน: ปัจจัยที่กระทบต่ออุปทานมาจากการปิดช่องแคบ\nฮอร์มุซเป็นระยะเวลานาน และความเสียหายต่อโครงสร้าง\nพื้นฐานในการผลิตน้ำมันในตะวันออกกลางในช่วงที่สงคราม\nระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิหร่านทวีความรุนแรง ซึ่งส่งผลให้ปริมาณอุปทานน้ำมันดิบโลกราวหนึ่งในห้าหายไปจาก\nตลาดโลก แม้ว่าการหยุดยิงชั่วคราวในเดือนเมษายน 2569 จะ\nช่วยบรรเทาความตึงเครียดในระยะสั้น แต่ความกังวลด้าน\nอุปทานยังคงมีอยู่อย่างต่อเนื่องจากปฏิบัติการทางทหารของอิสราเอลในเลบานอนและอิหร่าน ซึ่งเพิ่มความเสี่ยงต่อกระบวนการเจรจาสันติภาพ\nและส่งผลให้การเก็บกู้ทุ่นระเบิดในช่องแคบฮอร์มุซล่าช้าออกไป ในขณะเดียวกัน การปรับเพิ่มเป้าหมายกำลังการผลิตของกลุ่ม OPEC+ ไม่สามารถบรรเทาความตึงตัวของอุปทาน เนื่องจากข้อจำกัดด้านการผลิตและการส่งออกของประเทศสมาชิก อีกทั้งศักยภาพการส่งออกของรัสเซีย\nยังคงถูกกดดันอย่างต่อเนื่องจากการโจมตีด้วยโดรนระยะไกลของยูเครนตลอดเดือนมิถุนายน 2569 ซึ่งสร้างความเสียหายต่อโครงสร้างพื้นฐาน\nสำคัญตั้งแต่โรงกลั่นในมอสโกไปจนถึงแหล่งผลิตในไซบีเรียตะวันตก อย่างไรก็ดีภาวะขาดดุลอุปทานที่รุนแรงดังกล่าวเริ่มมีสัญญาณผ่อนคลายลง\nภายหลังการลงนามบันทึกความเข้าใจ (MoU) ระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิหร่านเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2569 และได้มีการระบายเรือขนส่งน้ำมันที่ตกค้าง ส่งผลให้สถานการณ์อุปทานเริ่มทยอยเข้าสู่ภาวะคลายความตึงตัวมากขึ้น อย่างไรก็ตาม เหตุการณ์โจมตีเรือพาณิชย์บริเวณช่องแคบฮอร์มุซ\nโดยกองกำลังของอิหร่านในช่วงปลายเดือนมิถุนายน 2569 ก่อให้เกิดความขัดแย้งครั้งใหม่ระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิหร่าน จนนำไปสู่การปิดช่อง\nแคบฮอร์มุซอีกครั้ง และหนุนให้ราคาน้ำมันเพิ่มขึ้นในช่วงต้นไตรมาส 3 ปี 2569\nด้านอุปสงค์: อุปสงค์ของตลาดน้ำมันโลกเผชิญกับการหดตัวอย่างมีนัยสำคัญจากการปรับตัวขึ้นอย่างรุนแรงของราคาน้ำมันดิบ\nซึ่งก่อให้เกิดภาวะอุปสงค์ถูกทำลาย (Demand Destruction) ในวงกว้าง จากปัจจัยต่าง ๆ ได้แก่ (1) โรงกลั่นทั่วโลกปรับลดการจัดซื้อน้ำมันดิบลง\nอย่างมีนัยสำคัญ โดยโรงกลั่นส่วนใหญ่เลือกที่จะระบายสต็อกน้ำมันดิบที่มีอยู่แทนการเข้าซื้อน้ำมันดิบในตลาดที่มีราคาสูง ส่งผลให้ปริมาณการซื้อขาย\nในตลาดลดลงอย่างมีนัยสำคัญตลอดทั้งไตรมาส นำโดยประเทศจีนจากการที่โรงกลั่นอิสระและรัฐวิสาหกิจปรับลดอัตราการกลั่นลงอย่างมาก\n(2) หลายประเทศได้ดำเนินมาตรการประหยัดพลังงานอย่างเข้มงวดเพื่อลดการพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันภายใต้ต้นทุนน้ำมันดิบในตลาดที่อยู่ในระดับสูง\n(3) กิจกรรมการขนส่งทางเรือทั่วโลกชะลอตัวลงด้วยข้อจำกัดด้านการขนส่งจากการปิดล้อมทางทะเล ส่งผลกระทบโดยตรงต่อปริมาณการใช้เชื้อเพลิงในการเดินเรือ และ (4) ภาวะเงินเฟ้อโลกที่ยังอยู่ในระดับสูงและความล่าช้าในการปรับลดอัตราดอกเบี้ย ส่งผลกดดันกิจกรรมทาง\nเศรษฐกิจในภาคอุตสาหกรรมและการผลิตในหลายประเทศ ทำให้อุปสงค์การใช้น้ำมันดิบอ่อนตัวลงอย่างต่อเนื่องในช่วงเวลาดังกล่าว\nปัจจัยสำคัญที่ต้องติดตาม: (1) ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกา–อิหร่าน:\nความไม่แน่นอนของความตึงเครียดที่กลับมาปะทุอีกครั้ง เป็นตัวแปรสำคัญใน\nการกำหนดทิศทางตลาด ว่ามีความเสี่ยงที่การสู้รบจะยืดเยื้อหรือจะสามารถกลับ\nเข้าสู่กระบวนการเจรจาอีกครั้ง ซึ่งส่งผลต่อการผ่อนคลายมาตรการคว่ำบาตรและ\nการฟื้นตัวของการขนส่งน้ำมันผ่านช่องแคบฮอร์มุซ (2) ความขัดแย้งระหว่าง\nกลุ่มฮูตี–ซาอุดีอาระเบียในทะเลแดง: การประกาศปิดล้อม (blockade) ของ\nกลุ่มฮูตีต่อเรือที่มุ่งหน้าสู่ซาอุดีอาระเบียผ่านช่องแคบบับเอลมันเดบถือเป็น\nความเสี่ยงที่ต้องติดตาม หากสถานการณ์ทวีความรุนแรงจนส่งผลกระทบ\nอย่างมีนัยสำคัญต่อการส่งออกน้ำมันของซาอุดีอาระเบียผ่านท่าเรือยันบูอาจซ้ำเติมภาวะตึงตัวของอุปทานน้ำมันโลกที่เผชิญแรงกดดันอยู่แล้ว\n(3) ความขัดแย้งระหว่างรัสเซีย–ยูเครน: การโจมตีโครงสร้างพื้นฐานด้านน้ำมันของรัสเซียด้วยโดรนระยะไกลยังเป็นปัจจัยที่ต้องติดตามอย่างใกล้ชิด\nเพื่อประเมินผลกระทบเชิงโครงสร้างต่อกำลังการส่งออกน้ำมันของรัสเซียในระยะยาว หรือปริมาณน้ำมันจะสามารถฟื้นตัวและกลับเข้าสู่ตลาดได้อย่างรวดเร็วผ่านช่องทางกองเรือเงา (shadow fleets) (4) นโยบายด้านการผลิตของกลุ่ม OPEC+: การประชุมในระยะถัดไปจะสะท้อนทิศทางว่า\nกลุ่ม OPEC+ จะคงมาตรการควบคุมกำลังการผลิตเพื่อพยุงราคา หรือปล่อยกำลังการผลิตสำรองกลับเข้าสู่ตลาดเพื่อชิงส่วนแบ่งทางการตลาด\nและ (5) การสะสมสต็อกน้ำมันทั่วโลก: การที่คลังน้ำมันทั่วโลกเปลี่ยนจากการระบายออกเป็นกลับมาซื้อสะสมสต็อกของคลังสำรองจะเป็นตัวชี้วัด\nความแข็งแกร่งของอุปสงค์ในระยะถัดไป\nบทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการดำเนินงาน\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nPage | 3\nแนวโน้มธุรกิจ\nการบริหารจัดการ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 3, "tags": [ "น้ำมัน", "น้ำมันดิบ", "อุปทาน", "การผลิต", "ไตรมาส", "อิหร่าน", "นัยสำคัญ", "ช่องแคบ", "อุปสงค์", "สหรัฐอเมริกา" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 25, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p003_f1", "page": 3, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p003_f1.png", "width": 627, "height": 286, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p003_f1.png" }, { "id": "p003_f2", "page": 3, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p003_f2.png", "width": 757, "height": 392, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p003_f2.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_6f61816cd4c0482a9c5534907c7095c9", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว\nในไตรมาส 2 ปี 2569 ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (Asian Spot LNG) เฉลี่ยที่ 17.42 ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียูปรับตัว เพิ่มขึ้นและเคลื่อนไหวอยู่ในระดับสูงตลอดไตรมาส เมื่อ เทียบกับ 14.22 ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียูในไตรมาส ก่อนหน้า โดยมีปัจจัยหลักมาจากสถานการณ์ความไม่สงบใน ตะวันออกกลาง การปิดช่องแคบฮอร์มุซ ซึ่งส่งผลกระทบต่อ ความมั่นคงของอุปทาน LNG\nในเดือนเมษายน 2569 ราคายังคงทรงตัวในระดับสูงที่ 16.96 ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียูจากความกังวลของตลาดต่อความเสี่ยง ด้านอุปทานและความไม่แน่นอนจากการปิดช่องแคบฮอร์มุซ ซึ่งส่งผลกระทบต่อการส่งออกจากตะวันออกกลาง ขณะที่ผู้ซื้อบางส่วนในเอเชียยังคงชะลอการจัดซื้อ เนื่องจากปริมาณสำรองในหลายประเทศ โดยเฉพาะญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ยังคงมีเพียงพอ ต่อมาในเดือนพฤษภาคม 2569 ราคา LNG ปรับตัวเพิ่มขึ้นไปอยู่ที่ 18.22 ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียูจากวิกฤตตะวันออกกลางที่ยังยืดเยื้อ ประกอบกับแรงหนุนจากปริมาณก๊าซสำรองของยุโรปที่ลดต่ำลง และความต้องการใช้ในเอเชียที่เพิ่มขึ้นตาม ฤดูกาลในช่วงฤดูร้อน นอกจากนี้การหยุดซ่อมบำรุงและความไม่แน่นอนของแหล่งผลิตสำคัญยิ่งเป็นปัจจัยผลักดันให้ราคาทรงตัวในระดับสูง อย่างไรก็ตาม ในเดือนมิถุนายน 2569 ราคาได้ปรับลดลงเล็กน้อยมาอยู่ที่ 17.16 ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียูโดยบรรยากาศการซื้อขายเริ่มผ่อนคลายลง ในช่วงกลางถึงปลายเดือนหลังมีสัญญาณเชิงบวกสำหรับสถานการณ์ในตะวันออกกลางและการขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซ ส่งผลให้ราคา LNG อ่อนตัวลงจากระดับสูงสุดก่อนหน้านี้ทั้งนี้แม้จะเกิดเหตุระเบิดและเพลิงไหม้ที่โรงแยกก๊าซ Barzan ในกาตาร์เมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2569 แต่ทาง รัฐบาลได้ยืนยันว่าเหตุการณ์ดังกล่าวจำกัดวงเฉพาะระบบก๊าซที่ใช้ภายในประเทศเท่านั้น จึงไม่ส่งผลกระทบต่อการส่งออก LNG ของประเทศแต่อย่างใด\nในระยะถัดไป\nบทสรุปผู้บริหาร\nความต้องการใช้พลังงานในประเทศ\nตามข้อมูลจากสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน ปี 2569 การใช้พลังงานของ ประเทศไทยอยู่ที่ประมาณ 2.06 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.5 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี 2568 สะท้อนความต้องการใช้พลังงานในประเทศที่ยังขยายตัวตาม กิจกรรมทางเศรษฐกิจ การใช้ไฟฟ้า และการเดินทาง โดยเฉพาะการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.2 จากความต้องการใช้เป็นเชื้อเพลิงใน การผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้การจัดหาก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ประมาณ 4,953 ล้าน ลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ประกอบด้วยการผลิตในประเทศประมาณร้อยละ 61 การนำเข้าจากเมียนมาประมาณร้อยละ 8 และการนำเข้า LNG ประมาณร้อยละ 31 ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมด สะท้อนว่า ก๊าซธรรมชาติจึงยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ และมีบทบาทสำคัญต่อเสถียรภาพด้านต้นทุนพลังงานและความมั่นคง ทางพลังงานของไทย ท่ามกลางความผันผวนของราคาน้ำมันดิบและ LNG จากสถานการณ์ภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลาง ซึ่งอาจเพิ่ม แรงกดดันต่อภาระการนำเข้าพลังงานและต้นทุนพลังงานของประเทศ\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการดำเนินงาน\nเช่นกัน\nกลยุทธ์และ\nการบริหารจัดการ\nอัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สรอ. ณ สิ้นไตรมาส 2 ปี 2569 ค่าเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สรอ. ปรับตัวอ่อนค่าลงจากระดับ 32.84 บาทต่อดอลลาร์สรอ. ณ สิ้นไตรมาส 1 มาปิดที่ระดับ 33.27 บาทต่อดอลลาร์สรอ. หรือ อ่อนค่าลงประมาณร้อยละ 1.3 (อ้างอิงตามอัตรากลางของธนาคาร แห่งประเทศไทย) โดยในระหว่างไตรมาส ค่าเงินบาทมีการเคลื่อนไหว อยู่ในกรอบ 31.96 - 33.40 บาทต่อดอลลาร์สรอ. โดยมีปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อความผันผวนของค่าเงินบาทมาจากความไม่แน่นอนของ สถานการณ์ความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์การคาดการณ์ทิศทางดอกเบี้ย นโยบาย และปัจจัยตามฤดูกาลจากการนำเงินปันผลกลับประเทศของ นักลงทุนต่างชาติโดยความตึงเครียดในภูมิภาคตะวันออกกลางซึ่ง ส่งผลต่อราคาพลังงานที่สูงขึ้นนั้น ก่อให้เกิดแรงกดดันต่อดุลบัญชีเดินสะพัดของไทย อย่างไรก็ดีแม้จะมีสัญญาณลดความตึงเครียดของ สงครามลงเป็นระยะจากการทำข้อตกลงหยุดยิงชั่วคราวและมีการ บรรลุข้อตกลงเบื้องต้นผ่านการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MoU) เพื่อเดินหน้าเจรจา รวมถึงการกลับมาเปิดการเดินเรือผ่านช่องแคบฮอร์มุซ ในช่วงปลายไตรมาส แต่ยังคงไม่สามารถหาข้อยุติด้านสันติภาพอย่าง ถาวรได้นอกจากนั้น นักลงทุนประเมินว่าธนาคารกลางสหรัฐอเมริกา (Fed) มีแนวโน้มดำเนินนโยบายการเงินที่เข้มงวดมากขึ้นและมีความ เป็นไปได้ที่จะปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยนโยบายภายในปีนี้ส่งผลให้ค่าเงิน ดอลลาร์สรอ.แข็งค่าขึ้น ประกอบกับปัจจัยฤดูกาลที่บริษัทต่างชาตินำ เงินปันผลกลับประเทศ จึงเป็นปัจจัยสนับสนุนให้ค่าเงินบาทอ่อนค่าลง\nPage l 4\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่สำคัญ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 4, "tags": [ "ดอลลาร์", "พลังงาน", "ไตรมาส", "ประเทศ", "ก๊าซธรรมชาติ", "ตะวันออกกลาง", "ร้อยละ", "บีทียู", "เพิ่มขึ้น", "สถานการณ์" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 4, "layout_bands": 11, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p004_f1", "page": 4, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p004_f1.png", "width": 745, "height": 412, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p004_f1.png" }, { "id": "p004_c1", "page": 4, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p004_c1.png", "width": 602, "height": 1002, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p004_c1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_6d910ca6921f42cf8f51e7425c4a36af", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nผลการดำเนินงาน\nปริมาณขาย ราคาขาย และต้นทุนต่อหน่วย\nปริมาณขายเฉลี่ย\n\nไตรมาส 1\nไตรมาส 2\nไตรมาส 2\n+เพิ่ม/-ลด\n+เพิ่ม/-ลด\nหกเดือน\nหกเดือน\n+เพิ่ม/-ลด\nหน่วย: ดอลลาร์สรอ.\nปี 2569\nปี 2569\nปี 2568\nQoQ\nYoY\nปี 2569\nปี 2568\nYTD\n46.02\n52.89\n44.01\n+6.87\n+8.88\n49.54\n44.85\n+4.69\nราคาขายเฉลี่ย (/BO E )\n77.47\n99.51\n66.32\n+22.04\n+33.19\n88.88\n69.59\n+19.29\nราคาน้ำมันดิบแ ละ ค อ นเดนเสท (/BOE)\n5.81\n5.96\n5.79\n+0.15\n+0.17\n5.89\n5.87\n+0.02\nราคาก๊าซธรรมชาติ (/MMBTU)\n87.87\n95.87\n66.96\n+8.00\n+28.91\n91.87\n71.87\n+20.00\nราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบ ( / B BL)\n29.78\n28.89\n27.97\n31.10\n+1.81\n-1.32\n30.94\n-2.05\nต้นทุนต่อหน่วย (/BO E)\n\nไตรมาส 2 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2569\nไตรมาส 2 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 2 ปี 2568\nไตรมาส 2 ปี 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีปริมาณขายเฉลี่ย\nเมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 2 ปี 2568 ปริมาณขายเฉลี่ยต่อวัน\n572,882 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4 จาก\nเพิ่มขึ้นร้อยละ 13 โดยหลักจากโครงการใหม่ที่เข้าร่วมลงทุนในปีก่อนหน้า\nไตรมาส 1 ปี 2569 โดยหลักจากโครงการในอ่าวไทยที่ส่งก๊าซธรรมชาติได้แก่โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ 18 โครงการแอลจีเรีย\nสูงกว่าปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดตามสัญญา (CDC) เพื่อ\nทูอัท และ โครงการมาเลเซีย เอสเค408 รวมถึงโครงการในอ่าวไทยที่สนับสนุนความต้องการพลังงานภายในประเทศ รวมทั้งจากโครงการใน\nส่งก๊าซธรรมชาติมากขึ้น และโครงการ จี 1/61 มีการขายน้ำมันดิบ\nประเทศแอลจีเรีย และโครงการเอส 1 ที่มีการขายน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นใน\nเพิ่มขึ้น เช่นเดียวกับราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 20 เนื่องจากราคา\nไตรมาสนี้เช่นเดียวกับราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 เนื่องจากราคาขาย\nขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทเพิ่มขึ้นตามราคาตลาด\nน้ำมันดิบและคอนเดนเสทเพิ่มขึ้นตามราคาตลาด\nต้นทุนต่อหน่วยลดลง 1.32 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล\nสำหรับต้นทุนต่อหน่วย อยู่ที่ 29.78 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล\nเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือร้อยละ 4 สาเหตุหลักจากค่าเสื่อมราคาและ\nเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นร้อยละ 6 สาเหตุหลักจากค่าเสื่อมราคาและ\nค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานลดลง\nค่าใช้จ่ายในการสำรวจปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น\nงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 เปรียบเทียบกับ ปี 2568\nเมื่อเปรียบเทียบกับงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2568 ปริมาณขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 14 เป็น 563,179 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ\nต่อวัน โดยหลักจากโครงการใหม่ที่เข้าร่วมลงทุนในปีก่อนหน้า รวมถึงโครงการในอ่าวไทยที่ส่งก๊าซธรรมชาติมากขึ้น และโครงการ จี 1/61 มีการ\nขายน้ำมันดิบเพิ่มขึ้น เช่นเดียวกับราคาขายเฉลี่ยที่เพิ่มขึ้นร้อยละ 10 เนื่องจากราคาขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทเพิ่มขึ้นตามราคาตลาด\nต้นทุนต่อหน่วยลดลง 2.05 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือร้อยละ 7 สาเหตุหลักจากค่าเสื่อมราคาและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการดำเนินงาน\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nการบริหารจัดการ\nPage l 5\nแนวโน้มธุรกิจ\n\n| ไตรมาส 1 ไตรมาส 2 ไตรมาส 2 +เพิ่ม/-ลด +เพิ่ม/-ลด หกเดือน หกเดือน +เพิ่ม/-ลด หนวย: ดอลลาร สรอ. ป 2569 ป 2569 ป 2568 QoQ YoY ป 2569 ป 2568 YTD | | | | | | | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| ราคาขายเฉลี่ย (/BOE) | 46.02 | 52.89 | 44.01 | +6.87 +8.88 | 49.54 | 44.85 | +4.69 |\n| ราคาน้ํามันดิบและคอนเดนเสท (/BOE) | 77.47 | 99.51 | 66.32 | +22.04 +33.19 | 88.88 | 69.59 | +19.29 |\n| ราคากาซธรรมชาติ (/MMBTU) | 5.81 | 5.96 | 5.79 | +0.15 +0.17 | 5.89 | 5.87 | +0.02 |\n| ราคาเฉลี่ยน้ํามันดิบดูไบ (/BBL) | 87.87 | 95.87 | 66.96 | +8.00 +28.91 | 91.87 | 71.87 | +20.00 |\n| ตนทุนตอหนวย (/BOE) | 27.97 | 29.78 | 31.10 | +1.81 -1.32 | 28.89 | 30.94 | -2.05 |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 5, "tags": [ "ไตรมาส", "เพิ่มขึ้น", "น้ำมันดิบ", "โครงการ", "เฉลี่ย", "ร้อยละ", "ราคาขาย", "ปริมาณ", "ต้นทุน", "ก๊าซธรรมชาติ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 7, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p005_c2", "page": 5, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p005_c2.png", "width": 1156, "height": 760, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p005_c2.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_745267abb3bc4af490e3d8805b70d2df", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nปี 2569 แบ่งเป็น\nเพิ่มขึ้น\nในไตรมาสก่อน\nไตรมาส 2 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีกำไรสุทธิสำหรับไตรมาส 2 ปี 2569 จำนวน 833 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 457 ล้านดอลลาร์สรอ. หรือร้อยละ 122 เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2569 โดยมีปัจจัยหลักจากราคาขายเฉลี่ย ที่ปรับสูงขึ้นตามราคาตลาด และปริมาณการขายเฉลี่ยต่อวันที่เพิ่มขึ้น รวมถึงกำไรจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน ซึ่งเป็นผลจากการ ปรับลดลงของราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้า โดยกำไรสุทธิสำหรับไตรมาส 2 กำไรจากการดำเนินงานปกติสำหรับไตรมาส 2 ปี 2569 จำนวน 746 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 118 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อ เปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2569 สาเหตุหลักจากราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้น ร้อยละ 15 ตามราคาตลาด และปริมาณขายเฉลี่ยต่อวันเพิ่มขึ้นร้อยละ 4 โดยหลักจากโครงการในอ่าวไทยที่ส่งก๊าซธรรมชาติสูงกว่าปริมาณการส่ง ก๊าซธรรมชาติสูงสุดตามสัญญา (CDC) เพื่อสนับสนุนความต้องการ พลังงานภายในประเทศ รวมทั้งจากโครงการในประเทศแอลจีเรียและ โครงการเอส 1 ที่มีการขายน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นในไตรมาสนี้สุทธิกับ ค่าเสื่อมราคาที่เพิ่มขึ้นจากสินทรัพย์พร้อมใช้งานเพิ่มขึ้นและปริมาณขาย ที่เพิ่มขึ้น โดยหลักจาก โครงการจี 1/61 โครงการจี 2/61 และโครงการเอส 1 และค่าใช้จ่ายในการสำรวจปิโตรเลียมเพิ่มขึ้นจากการตัดจำหน่ายหลุมที่กำไรจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติสำหรับไตรมาส 2 ปี 2569 จำนวน 87 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 339 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2569 โดยสาเหตุหลักจากกำไรจาก สัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน เนื่องจากราคาซื้อขายน้ำมัน ล่วงหน้าปรับตัวลดลง ในขณะที่ราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้าปรับตัวเพิ่มขึ้น ผลการดำเนินงานรวม\nไตรมาส 2 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 2 ปี 2568 กำไรสุทธิสำหรับไตรมาส 2 ปี 2569 เพิ่มขึ้น 425 ล้าน ดอลลาร์สรอ. หรือร้อยละ 104 เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 2 ปี 2568 โดย หลักจากราคาขายเฉลี่ยที่เพิ่มขึ้นตามราคาตลาด และปริมาณการขายเฉลี่ย ต่อวันที่เพิ่มขึ้น รวมถึงกำไรจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันที่เพิ่มขึ้นจากการปรับลดลงของราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้า กำไรจากการดำเนินงานปกติเพิ่มขึ้น 324 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 2 ปี 2568 สาเหตุหลักมาจากราคาขายเฉลี่ย เพิ่มขึ้นร้อยละ 20 ตามราคาตลาด และปริมาณขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 13 โดยหลักจากโครงการใหม่ที่เข้าร่วมลงทุนในปีก่อนหน้า ได้แก่โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ 18 โครงการแอลจีเรีย ทูอัท โครงการมาเลเซีย เอสเค408 รวมถึงโครงการในอ่าวไทยที่ส่งก๊าซธรรมชาติมากขึ้น และ โครงการ จี 1/61 มีการขายน้ำมันดิบเพิ่มขึ้น รวมทั้งค่าใช้จ่ายในการ ดำเนินงานลดลงส่วนใหญ่จากกิจกรรมซ่อมบำรุงที่ลดลงของโครงการ ในอ่าวไทย สุทธิกับ ค่าใช้จ่ายในการสำรวจปิโตรเลียมเพิ่มขึ้นจากการ ตัดจำหน่ายหลุม\nกำไรจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติเพิ่มขึ้น 101 ล้าน ดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 2 ปี 2568 สาเหตุหลักมาจาก กำไรจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันเพิ่มขึ้น ตามราคาซื้อขาย น้ำมันล่วงหน้าที่ปรับตัวลดลง\nงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 เปรียบเทียบกับ ปี 2568 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีกำไรสุทธิสำหรับงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 จำนวน 1,209 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 314 ล้าน ดอลลาร์สรอ. หรือร้อยละ 35 เมื่อเปรียบเทียบกับงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2568 สาเหตุหลักจากปริมาณขายเฉลี่ยและราคาขายเฉลี่ย ที่เพิ่มขึ้น สุทธิกับ ขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน ตามราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้าที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยกำไรสุทธิสำหรับงวดหกเดือน สิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 แบ่งเป็น กำไรจากการดำเนินงานปกติสำหรับงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 จำนวน 1,374 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 464 ล้าน ดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2568 สาเหตุหลักจากปริมาณขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 14 ตามราคาตลาด โดยหลักจากโครงการใหม่ที่เข้าร่วมลงทุนในปีก่อนหน้า รวมถึงโครงการในอ่าวไทยที่ส่งก๊าซธรรมชาติมากขึ้น และโครงการ จี 1/61 มีการขาย น้ำมันดิบเพิ่มขึ้น ประกอบกับ ราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 10 ตามราคาตลาด รวมทั้งค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานลดลงมาจากกิจกรรมซ่อมบำรุง ที่ลดลงของโครงการในอ่าวไทย สุทธิกับ ค่าใช้จ่ายในการสำรวจปิโตรเลียมเพิ่มขึ้นจากการตัดจำหน่ายหลุมในปีนี้ขาดทุนจากรายการที่ไม่ใช่การดำเนินงานปกติเพิ่มขึ้น 150 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2568 โดย หลักจากขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน ตามราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้าที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น\nบทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการดำเนินงาน\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nการบริหารจัดการ\nPage l 6\nแนวโน้มธุรกิจ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 6, "tags": [ "เพิ่มขึ้น", "ไตรมาส", "โครงการ", "ดอลลาร์", "น้ำมัน", "เปรียบเทียบ", "เฉลี่ย", "สำหรับ", "ร้อยละ", "ปริมาณ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 4, "layout_bands": 13, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p006_c1", "page": 6, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p006_c1.png", "width": 603, "height": 1005, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p006_c1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_28cc0772f26f452a8d09b78e9b29fcc5", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 ผลการดำเนินงานจำแนกตามส่วนงาน\nไตรมาส 2 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 2 ปี 2568 ไตรมาส 2 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2569 ไตรมาส 2 ปี 2569 มีกำไรสุทธิ 833 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น ไตรมาส 2 ปี 2569 มีกำไรสุทธิ 833 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 425 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 2 ปี 2568 แบ่งเป็น 457 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2569 แบ่งเป็น ส่วนงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมมีกำไรสุทธิสำหรับไตรมาส 2 ส่วนงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมมีกำไรสุทธิสำหรับไตรมาส 2 ปี 2569 จำนวน 812 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 341 ล้านดอลลาร์สรอ. ปี 2569 จำนวน 812 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 132 ล้านดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากประเทศไทยกำไรเพิ่มขึ้น 279 ล้านดอลลาร์สรอ. ส่วนใหญ่โดยหลักจากประเทศไทยกำไรเพิ่มขึ้น 64 ล้านดอลลาร์สรอ. ส่วนใหญ่เป็น จากโครงการในอ่าวไทยและโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ผลจากรายได้ที่เพิ่มขึ้นตามราคาขายเฉลี่ยของน้ำมันดิบและคอนเดนเสท บี 17-01 มีราคาขายเฉลี่ยและปริมาณขายเพิ่มขึ้น สุทธิกับ ค่าใช้จ่ายใน รวมถึงปริมาณขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น โดยหลักจากโครงการในอ่าวไทย การสำรวจปิโตรเลียมเพิ่มขึ้นจากการตัดจำหน่ายหลุม นอกจากนั้น ที่ผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติมากขึ้นและโครงการเอส 1 ที่ปริมาณขาย ภูมิภาคอื่นๆ มีกำไรเพิ่มขึ้น 36 ล้านดอลลาร์สรอ. สาเหตุหลักจากการรับรู้น้ำมันดิบเพิ่มขึ้นในไตรมาสนี้สุทธิกับ ค่าเสื่อมราคาเพิ่มขึ้นจากสินทรัพย์ส่วนแบ่งกำไรจากการลงทุนในโครงการแอลจีเรีย ทูอัท ซึ่งเข้าร่วมลงทุน พร้อมใช้งานเพิ่มขึ้นและปริมาณขายที่เพิ่มขึ้น นอกจากนี้เอเชีย ระหว่างปี 2568\nตะวันออกเฉียงใต้อื่นมีกำไรเพิ่มขึ้น 45 ล้านดอลลาร์สรอ. ส่วนใหญ่จาก ส่วนงานธุรกิจอื่นและสำนักงานใหญ่มีกำไรสุทธิสำหรับไตรมาส 2 ปีโครงการมาเลเซียที่ราคาขายของน้ำมันดิบเพิ่มขึ้น 2569 จำนวน 21 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 84 ล้านดอลลาร์สรอ. จาก ส่วนงานธุรกิจอื่นและสำนักงานใหญ่มีกำไรสุทธิสำหรับไตรมาส 2 ไตรมาส 2 ปี 2568 ซึ่งเป็นผลขาดทุนสุทธิสาเหตุหลักจากกำไรจาก ปี 2569 จำนวน 21 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 325 ล้านดอลลาร์สรอ. สัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันเพิ่มขึ้น ตามราคาซื้อขายน้ำมัน จากไตรมาสก่อนซึ่งเป็นผลขาดทุนสุทธิสาเหตุหลักจากกำไรจากสัญญา ล่วงหน้าที่ปรับตัวลดลง\nประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน เนื่องจากราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้า ปรับตัวลดลงในขณะที่ราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้าปรับตัวเพิ่มขึ้นใน ไตรมาสก่อน\nกลยุทธ์และ\nPage l 7\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 7, "tags": [ "เพิ่มขึ้น", "ไตรมาส", "ดอลลาร์", "กำไรสุทธิ", "โครงการ", "สำหรับ", "น้ำมัน", "ปิโตรเลียม", "เปรียบเทียบ", "ปริมาณ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 3, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p007_f1", "page": 7, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p007_f1.png", "width": 1274, "height": 707, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p007_f1.png" }, { "id": "p007_c1", "page": 7, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p007_c1.png", "width": 603, "height": 902, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p007_c1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_107109dfd8724d5784454f39866676de", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 เปรียบเทียบกับ ปี 2568\nงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 มีกำไรสุทธิ 1,209 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 314 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับ\nงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2568 แบ่งเป็น\nส่วนงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมมีกำไรสุทธิสำหรับงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 จำนวน 1,492 ล้านดอลลาร์สรอ.\nเพิ่มขึ้น 505 ล้านดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากประเทศไทยกำไรเพิ่มขึ้น 455 ล้านดอลลาร์สรอ. ส่วนใหญ่จากปริมาณขายและราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้น\nจากโครงการในอ่าวไทยที่ผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติมากขึ้น และโครงการ จี 1/61 มีการขายน้ำมันดิบเพิ่มขึ้น รวมถึงการรับรู้ผลการดำเนินงานจาก\nโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ 18 ที่เข้าร่วมลงทุนระหว่างปี 2568 รวมทั้งค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานลดลงมาจากกิจกรรมซ่อมบำรุงที่ลดลงของโครงการในอ่าวไทย นอกจากนั้น ภูมิภาคอื่นๆ มีกำไรเพิ่มขึ้น 62 ล้านดอลลาร์สรอ. สาเหตุหลักจากการรับรู้ส่วนแบ่งกำไรจากการลงทุน\nในโครงการแอลจีเรีย ทูอัท ซึ่งเข้าร่วมลงทุนระหว่างปี 2568 ในขณะที่เอเชียตะวันออกเฉียงใต้อื่นกำไรลดลง 12 ล้านดอลลาร์สรอ. ส่วนใหญ่จาก\nโครงการมาเลเซียที่มีการปิดซ่อมบำรุง\nส่วนงานธุรกิจอื่นและสำนักงานใหญ่มีขาดทุนสุทธิสำหรับงวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 จำนวน 283 ล้านดอลลาร์สรอ.\nขาดทุนเพิ่มขึ้น 191 ล้านดอลลาร์สรอ. สาเหตุหลักจากขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน ตามราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้าที่ปรับตัว\nเพิ่มขึ้น\n\nสินทรัพย์ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ.\nมีสินทรัพย์รวมทั้งสิ้น 30,985 ล้านดอลลาร์สรอ.\nเพิ่มขึ้น 1,414 ล้านดอลลาร์สรอ. จากสินทรัพย์รวม ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 จำนวน 29,571\nล้านดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากที่ดิน อาคาร\nและอุปกรณ์เพิ่มขึ้นจากการลงทุนเพิ่มเติมใน\nโครงการจี 1/61 โครงการจี 2/61 และโครงการ\nสัมปทานกาชา และลูกหนี้การค้าที่เพิ่มขึ้นจาก\nรายได้จากการที่ขายเพิ่มขึ้น\n\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nฐานะการเงิน\n\nหนี้สิน\nณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ.\nมีหนี้สินรวมทั้งสิ้น 13,917 ล้านดอลลาร์สรอ.\nเพิ่มขึ้น 797 ล้านดอลลาร์สรอ. จากหนี้สินรวม\nณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 จำนวน 13,120 ล้าน\nดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากการออกหุ้นกู้ใน\nเดือนพฤษภาคม 2569\n\nกลยุทธ์และ\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nส่วนของผู้ถือหุ้น\nณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ.\nมีส่วนของผู้ถือหุ้น 17,068 ล้านดอลลาร์สรอ.\nเพิ่มขึ้น 617 ล้านดอลลาร์สรอ. จากส่วนของ\nผู้ถือหุ้น ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 จำนวน\n16,451 ล้านดอลลาร์สรอ. โดยหลักจาก\nกำไรสุทธิสำหรับรอบระยะเวลาหกเดือนปี 2569\nสุทธิกับ เงินปันผลจ่าย โดยส่วนของผู้ถือหุ้น\nประกอบด้วยส่วนได้เสียที่ไม่มีอำนาจควบคุม\nจำนวน 8 ล้านดอลลาร์สรอ. จากเครือบริษัท\nเอไอ แอนด์โรโบติกส์เวนเจอร์ส จำกัด\n\nPage l 8\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\n\n| บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลีย | ม | จำกัด (มห | าชน) |\n| --- | --- | --- | --- |\n| การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A | ) ส | ำหรับผลการด | ำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 |\n| งวดหกเดือนสิ้นสุดเ | ดือน | มิถุนายน ปี 2 | 569 เปรียบเทียบกับ ปี 2568 |\n| งวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 มีกำ | ไรสุ | ทธิ 1,209 ล้าน | ดอลลาร์ สรอ. เพิ่มขึ้น 314 ล้านดอลลาร์ สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับ |\n| งวดหกเดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2568 แบ่งเป็น | | | |\n| ส่วนงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมมีกำไรสุทธ | ิสำห | รับงวดหกเดือน | สิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 จำนวน 1,492 ล้านดอลลาร์ สรอ. |\n| เพ่มิ ขึ้น 505 ล้านดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจากประเทศไทยก | ำไรเ | พิ่มขึ้น 455 ล้าน | ดอลลาร์ สรอ. ส่วนใหญ่จากปริมาณขายและราคาขายเฉลี่ยเพมิ่ ขนึ้ |\n| จากโครงการในอ่าวไทยที่ผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติมากขึ้น แ | ละโ | ครงการ จี 1/61 | มีการขายน้ำมันดิบเพิ่มขึ้น รวมถึงการรับรู้ผลการดำเนินงานจาก |\n| โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ 18 ที่เข้าร่วมลง | ทุนร | ะหว่างปี 2568 | รวมทั้งค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานลดลงมาจากกิจกรรมซ่อมบำรุงที่ |\n| ลดลงของโครงการในอ่าวไทย นอกจากนั้น ภูมิภาคอื่นๆ ม | ีกำไร | เพ่มิ ขึ้น 62 ล้าน | ดอลลาร์ สรอ. สาเหตุหลักจากการรับรู้ส่วนแบ่งกำไรจากการลงทุน |\n| ในโครงการแอลจีเรีย ทูอัท ซึ่งเข้าร่วมลงทุนระหว่างปี 256 | 8 ใน | ขณะที่เอเชียต | ะวันออกเฉียงใต้อื่นกำไรลดลง 12 ล้านดอลลาร์ สรอ. ส่วนใหญจ่ าก |\n| โครงการมาเลเซียที่มีการปิดซ่อมบำรุง | | | |\n| ส่วนงานธุรกิจอื่นและสำนักงานใหญ่มีขาดทุนส | ุทธิส | ำหรับงวดหกเ | ดือนสิ้นสุดเดือนมิถุนายน ปี 2569 จำนวน 283 ล้านดอลลาร์ สรอ. |\n| ขาดทุนเพิ่มขึ้น 191 ล้านดอลลาร์ สรอ. สาเหตุหลักจากขา | ดทุน | จากสัญญาประ | กันความเสี่ยงราคาน้ำมัน ตามราคาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้าที่ปรบั ตัว |\n| เพ่มิ ขึ้น | | | |\n| | | ฐานะการเ | งิน |\n| สินทรัพย์ | | หนี้สิน | สว่ นของผู้ถือหุ้น |\n| ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. ณ วันที่ | 30 มิ | ถุนายน 2569 ก | ลุ่มบริษัท ปตท.สผ. ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. |\n| มีสินทรัพย์รวมทั้งสิ้น 30,985 ล้านดอลลาร์ สรอ. มีหนี้สิน | รวม | ทั้งสิ้น 13,917 ล | ้านดอลลาร์ สรอ. มีส่วนของผู้ถือหุ้น 17,068 ล้านดอลลาร์ สรอ. |\n| เพิ่มขึ้น 1,414 ล้านดอลลาร์ สรอ. จากสินทรัพย์ เพิ่มขึ้น | 797 | ล้านดอลลาร์ สร | อ. จากหนี้สินรวม เพิ่มขึ้น 617 ล้านดอลลาร์ สรอ. จากส่วนของ |\n| รวม ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 จำนวน 29,571 ณ วันที่ | 31 ธ | ันวาคม 2568 จำ | นวน 13,120 ล้าน ผู้ถือหุ้น ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 จำนวน |\n| ล้านดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจากที่ดิน อาคาร ดอลลา | ร์ สร | อ. โดยหลักจา | กการออกหุ้นกู้ใน 16,451 ล้านดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจาก |\n| และอุปกรณ์เพิ่มขึ้นจากการลงทุนเพิ่มเติมใน เดือนพฤ | ษภา | คม 2569 | กำไรสุทธิสำหรับรอบระยะเวลาหกเดือนปี 2569 |\n| โครงการจี 1/61 โครงการจี 2/61 และโครงการ | | | สุทธิกับ เงินปันผลจ่าย โดยส่วนของผู้ถือหุ้น |\n| สัมปทานกาชา และลูกหนี้การค้าที่เพิ่มขึ้นจาก | | | ประกอบด้วยส่วนได้เสียที่ไม่มีอำนาจควบคุม |\n| รายได้จากการที่ขายเพิ่มขึ้น | | | จำนวน 8 ล้านดอลลาร์ สรอ. จากเครือบริษัท |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 8, "tags": [ "ดอลลาร์", "เพิ่มขึ้น", "โครงการ", "มิถุนายน", "วันที่", "บริษัท", "สิ้นสุด", "โดยหลัก", "ผู้ถือหุ้น", "สินทรัพย์" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 3, "layout_bands": 12, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p008_f1", "page": 8, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p008_f1.png", "width": 1153, "height": 447, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p008_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_277bab8ab1fb4e0aa21d4d96972fc472", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nกระแสเงินสด\n\nณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดจำนวน 2,498 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 184 ล้าน\nดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 ซึ่งมีเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดจำนวน 2,314 ล้านดอลลาร์สรอ.\nกิจกรรมดำเนินงาน\nกิจกรรมลงทุน\nกิจกรรมจัดหาเงิน\nเป็นเงินสดรับสุทธิจำนวน 2,874 ล้าน\nเป็นเงินสดจ่ายสุทธิจำนวน 2,276 ล้าน\nเป็นเงินสดจ่ายสุทธิจำนวน 414 ล้าน\nดอลลาร์สรอ. (สุทธิรายการปรับปรุงผลกระทบ\nดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากการลงทุนเพิ่มใน\nดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากการจ่ายเงินปันผล\nจากอัตราแลกเปลี่ยน -18 ล้านดอลลาร์สรอ.)\nที่ดิน อาคารและอุปกรณ์ส่วนใหญ่จาก\nสำหรับงวดหกเดือนหลังของปี 2568 การ\nโดยหลักเป็นผลสุทธิจากเงินสดรับจากรายได้โครงการจี 1/61 และโครงการจี 2/61 และ\nชำระหนี้สินตามสัญญาเช่าและจ่ายดอกเบี้ย\nจากการขายกับเงินสดจ่ายสำหรับค่าใช้จ่าย\nโครงการสัมปทานกาชา\nในระหว่างงวดหกเดือนปี 2569 สุทธิกับ\nจำนวน 3,736 ล้านดอลลาร์สรอ. และเงินสด\nเงินสดรับจากการออกหุ้นกู้ในเดือนพฤษภาคม\nจ่ายภาษีเงินได้จำนวน 862 ล้านดอลลาร์สรอ.\n2569\n\nกลยุทธ์และ\nPage l 9\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\n\n| บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโต | รเลียม จำกัด (มหาช | น) | |\n| --- | --- | --- | --- |\n| การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ ( | MD&A) สำหรับผลการดำเนิ | นงานไตรมาส 2 | ปี 2569 |\n| | กระแสเงินสด | | |\n| ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2569 กลุ่มบริษัท ป | ตท.สผ. มีเงินสดและรายการเทีย | บเท่าเงินสดจำนว | น 2,498 ล้านดอลลาร์ สรอ. เพิ่มขึ้น 184 ล้าน |\n| ดอลลาร์ สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับ ณ วันที่ 31 ธันว | าคม 2568 ซึ่งมีเงินสดและรายก | ารเทียบเท่าเงินส | ดจำนวน 2,314 ล้านดอลลาร์ สรอ. |\n| กิจกรรมดำเนินงาน | กิจกรรมลงทนุ | | กจิ กรรมจัดหาเงิน |\n| เป็นเงินสดรับสุทธิจำนวน 2,874 ล้าน | เป็นเงินสดจ่ายสุทธิจำนวน | 2,276 ล้าน | เป็นเงินสดจ่ายสุทธิจำนวน 414 ล้าน |\n| ดอลลาร์ สรอ. (สุทธิรายการปรับปรุงผลกระทบ | ดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจากการ | ลงทุนเพิ่มใน | ดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจากการจ่ายเงินปันผล |\n| จากอัตราแลกเปลี่ยน -18 ล้านดอลลาร์ สรอ.) | ที่ดิน อาคารและอุปกรณ์ ส่ว | นใหญ่จาก | สำหรับงวดหกเดือนหลังของปี 2568 การ |\n| โดยหลักเป็นผลสุทธิจากเงินสดรับจากรายได้ | โครงการจี 1/61 และโครงการ | จี 2/61 และ | ชำระหนี้สินตามสัญญาเช่าและจ่ายดอกเบี้ย |\n| จากการขายกับเงินสดจ่ายสำหรับค่าใช้จ่าย | โครงการสัมปทานกาชา | | ในระหว่างงวดหกเดือนปี 2569 สุทธิกับ |\n| จำนวน 3,736 ล้านดอลลาร์ สรอ. และเงินสด | | | เงินสดรับจากการออกหุ้นกู้ในเดือนพฤษภาคม |\n| จ่ายภาษีเงินได้จำนวน 862 ล้านดอลลาร์ สรอ. | | | 2569 |\n| | กลยุทธ์แ | ละ | |\n| บทสรปุ ผู้บริหาร ภาพรวมเศรษฐกิจ ผ | ลการดำเนินงาน การบรหิ ารจ | ความ ัดการ | คืบหน้าที่สำคัญ แนวโน้มธุรกิจ Pag |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 9, "tags": [ "เงินสด", "ดอลลาร์", "สำหรับ", "โดยหลัก", "โครงการ", "กิจกรรม", "บริษัท", "วันที่", "รายการ", "เทียบเท่า" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 5, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p009_f1", "page": 9, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p009_f1.png", "width": 1217, "height": 816, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p009_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_1c2974586fbf44deb845501cd3fde737", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\n\nหมายเหตุ :\nอัตรากำไรก่อนดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา\nอัตราผลตอบแทนต่อผู้ถือหุ้น\nอัตรากำไรสุทธิอัตราส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อส่วนของผู้ถือหุ้น\nอัตราส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อ EBITDA\nกำไรสุทธิต่อหุ้น\n\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nอัตราส่วนทางการเงินที่สำคัญ\n\n=\nอัตราส่วนกำไรก่อนหักดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา ต่อรายได้จากการขาย\n(รวมรายได้จากภาษีที่รัฐบาลโอมานนำส่งให้ ) และรายได้จากการบริการค่าผ่านท่อ\nกำไรสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้นเฉลี่ย ย้อนหลัง 12 เดือน\n=\n=\nกำไรสุทธิต่อรายได้รวม ย้อนหลัง 12 เดือน\n=\nหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อส่วนของผู้ถือหุ้นรวม\nหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยเฉลี่ยต่อกำไรย้อนหลัง 12 เดือนก่อนหักดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา\n=\n=\nกำไรที่เป็นของผู้ถือหุ้นสามัญของบริษัทใหญ่ต่อหุ้น\n\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nPage l 10\nแนวโน้มธุรกิจ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 10, "tags": [ "ดอกเบี้ย", "ผู้ถือหุ้น", "กำไรสุทธิ", "อัตราส่วน", "หนี้สิน", "รายได้", "เสื่อม", "ย้อนหลัง", "บริษัท", "ผลการดำเนินงาน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 3, "layout_bands": 3, "layout_tables": 0 } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_b720f018523c443db1b2885f29a24a5a", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nกลยุทธ์และการบริหารจัดการ\nกลยุทธ์ปตท.สผ. ได้ทบทวนทิศทางและนโยบายการดำเนินงานเชิงกลยุทธ์เพื่อให้สอดคล้องกับบริบทพลังงานโลกซึ่งมีความผันผวนทั้ง\nทางด้านทิศทางธุรกิจและด้านภูมิรัฐศาสตร์จึงมุ่งเน้นการขับเคลื่อนองค์กรโดยให้ความสำคัญกับความมั่นคงทางพลังงานของประเทศเป็น\nภารกิจหลัก ควบคู่กับการรักษาความสามารถในการแข่งขันและการเติบโตอย่างยั่งยืน และปรับกรอบกลยุทธ์เป็นการมุ่งเน้น 2 ด้าน ได้แก่การ\nเสริมสร้างการความมั่นคงทางพลังงานให้ประเทศไทย (Provide Energy Security) และการสร้างการเติบโตในต่างประเทศเพื่อความยั่งยืนใน\nอนาคต (Pursue International Growth) ทั้งนี้บริษัทยังคงเดินหน้าสู่เป้าหมาย Net Zero ปี 2593 ผ่านแนวทางที่สมดุลและปฏิบัติได้จริง และ\nเตรียมความพร้อมสู่โอกาสทางธุรกิจในอนาคตผ่านการลงทุนในธุรกิจคาร์บอนต่ำเพื่อความยั่งยืนในระยะยาว\n\nการเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงาน\nให้ประเทศไทย\n(Provide Energy Security)\n มุ่งรักษาความมั่นคงและความต่อเนื่องจากบทบาทผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ โดยตั้งเป้าหมายสนับสนุนและรักษาสัดส่วนการผลิต\nมากกว่าร้อยละ 60 ของความต้องการก๊าซธรรมชาติภายในประเทศ\nจาก 3 แหล่งปิโตรเลียมหลักทั้งฝั่งตะวันออก ฝั่งใต้และฝั่งตะวันตก\n ดำเนินการอย่างมีประสิทธิภาพผ่านการลดต้นทุน เพื่อรักษาระดับ\nกำลังการผลิต สร้างโอกาสในการเพิ่มปริมาณสำรอง และยืดอายุการผลิตของโครงการผลิตในปัจจุบัน\n แสวงหาและพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่ผ่านโครงข่ายระบบท่อ\nขนส่งและทางเลือกการพัฒนารูปแบบที่เหมาะสมกับลักษณะของ\nแหล่งก๊าซธรรมชาติเพื่อเร่งการนำทรัพยากรขึ้นมาใช้และเสริมความ\nมั่นคงทางพลังงานของประเทศในระยะยาว\n\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nผลการดำเนินงาน\nการสร้างการเติบโตในต่างประเทศ\nเพื่อความยั่งยืนในอนาคต\n(Pursue International Growth)\n มุ่งสร้างการเติบโตและสร้างมูลค่าเพิ่มจากโครงการในต่างประเทศ\nอย่างมีวินัย โดยมีเป้าหมายเพื่อเพิ่มสัดส่วนกำไรสุทธิจากโครงการ\nต่างประเทศมากกว่าร้อยละ 50 ภายในปี 2578 โดยเฉพาะกลุ่ม\nประเทศในพื้นที่หลัก ได้แก่เอเชียตะวันออกเฉียงใต้ตะวันออกกลาง\nและประเทศแอลจีเรีย\n เร่งรัดการดำเนินงานโครงการที่อยู่ในระยะพัฒนาและโครงการ\nสำรวจที่มีการค้นพบปิโตรเลียมแล้ว\n สร้างมูลค่าในธุรกิจก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยต่อยอดการ\nพัฒนาตลอดห่วงโซ่คุณค่า LNG ร่วมกับกลุ่ม ปตท. โดยมุ่งเน้นการ\nลงทุนในส่วนของธุรกิจต้นน้ำและกลางน้ำ\n\nกลยุทธ์และ\nPage l 11\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nการบริหารจัดการ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 11, "tags": [ "ประเทศ", "ธุรกิจ", "กลยุทธ์", "พลังงาน", "ก๊าซธรรมชาติ", "ความมั่นคง", "เติบโต", "ต่างประเทศ", "การผลิต", "โครงการ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 9, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p011_f1", "page": 11, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p011_f1.png", "width": 427, "height": 256, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p011_f1.png" }, { "id": "p011_f2", "page": 11, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p011_f2.png", "width": 425, "height": 316, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p011_f2.png" }, { "id": "p011_f3", "page": 11, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p011_f3.png", "width": 427, "height": 485, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p011_f3.png" }, { "id": "p011_c1", "page": 11, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p011_c1.png", "width": 602, "height": 1286, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p011_c1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_ef65d18595d2407ab71fda46a8a9a305", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 การบริหารจัดการและกิจกรรมสนับสนุนธุรกิจ\nปตท.สผ. มุ่งขับเคลื่อนการเติบโตบนรากฐานความยั่งยืน ครอบคลุมทั้งมิติสิ่งแวดล้อม สังคม และการกำกับดูแลกิจการ (ESG) สอดคล้องกับ ความคาดหวังของผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และสนับสนุนการดำเนินงานของบริษัท โดยมีความก้าวหน้าในการบริหารจัดการที่เกี่ยวข้อง ดังนี้การบริหารจัดการตามหลักธรรมาภิบาล\nปตท.สผ. มุ่งมั่นดำเนินธุรกิจอย่างโปร่งใส มีประสิทธิภาพ เพื่อสร้างเสถียรภาพและความยั่งยืน ให้แก่องค์กร โดยยึดหลักธรรมาภิบาล พร้อมกำกับดูแลให้มีการบริหารความเสี่ยง การควบคุมภายในที่เหมาะสม รวมถึงปฏิบัติตามกฎหมายและข้อกำหนดที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด ทั้งนี้หน่วยงาน Governance, Risk Management and Compliance (GRC) ได้ผลักดันแนวปฏิบัติด้าน GRC อย่าง ต่อเนื่อง เพื่อส่งเสริมและกระตุ้นการมีส่วนร่วม โดยกิจกรรมหลักในไตรมาส 2 ปี 2569 อาทิ GRC การ ละคร ให้กับพนักงาน ณ โครงการเอส 1 โดยนำหลักการด้าน GRC มาผสานกับกิจกรรมสันทนาการเพื่อ ถ่ายทอดแนวคิดและหลักปฏิบัติให้เข้าใจง่ายและสามารถเชื่อมโยงสู่การปฏิบัติงานจริงได้อย่างเป็น รูปธรรม นอกจากนี้ยังได้จัดทำและเผยแพร่คลิปวิดีโอตัวอย่างพฤติกรรมการบริหารความเสี่ยงที่พึงปฏิบัติเพื่อใช้เป็นสื่อสารในการประชุมความ ปลอดภัยเป็นประจำทุก 3 สัปดาห์ (SSHE Talk Tri-Weekly) สำหรับพนักงานและผู้รับเหมาที่ปฏิบัติงานในพื้นที่นอกชายฝั่งของประเทศไทย ครอบคลุม ทั้งสิ้น 7 โครงการ เพื่อสร้างการรับรู้และตอกย้ำแนวปฏิบัติด้านการบริหารความเสี่ยงในงานที่ทำตามปกติอย่างสม่ำเสมอ อีกทั้ง ยังมีการจัดบูธนิทรรศการและกิจกรรมสันทนาการในงานประชุมด้านความปลอดภัย มั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อมประจำปี 2569 สำหรับพื้นที่โครงการเอส 1 เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจในหลักการ GRC ให้แก่พนักงานและผู้รับเหมา พร้อมทั้งส่งเสริมการสร้าง พันธมิตรทางธุรกิจที่ยึดมั่นในจริยธรรม การบริหารความเสี่ยงอย่างมีประสิทธิภาพเพื่อให้สามารถดำเนินงานได้อย่างต่อเนื่อง ตลอดจน การปฏิบัติตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องอย่างครบถ้วน\n\n การบริหารจัดการด้านความปลอดภัย ความมั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม (SSHE MS) ตั้งแต่ต้นปีจนถึงสิ้นไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ไม่มีการเกิดอุบัติเหตุที่มีการบาดเจ็บจนถึงขั้นหยุดงาน (Lost Time Injury Frequency: LTIF) และมีอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่มีการบาดเจ็บทั้งหมด (Total Recordable Injury Rate: TRIR) ที่ 0.72 ครั้งต่อหนึ่งล้านชั่วโมงการทำงานซึ่งเป็นอัตราที่อยู่ในระดับต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของสมาคมผู้ผลิตน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (International Association of Oil and Gas Producers: IOGP) นอกจากนี้บริษัทยังคงมุ่งมั่นเสริมสร้างความตระหนักด้านความ ปลอดภัยแก่ผู้ปฏิบัติงานผ่านการแก้ไขปัญหาปัจจัยมนุษย์และองค์กร (Human and Organizational Performance) การบริหาร จัดการผู้รับเหมา การเรียนรู้ถึงสาเหตุของอุบัติเหตุที่เกิดขึ้นในอดีต และการเรียนรู้จากการทำงานปกติ (Learning From Normal Work) อีกด้วย การบริหารจัดการเรื่องการอนุรักษ์ทรัพยากรธรรมชาติการฟื้นฟูสิ่งแวดล้อม และการพัฒนาชุมชนและสังคม • การปรับใช้แนวคิดเศรษฐกิจหมุนเวียนสำหรับธุรกิจสำรวจและผลิต (Circular Model for E&P) โดยการออกแบบกระบวนการ ทำงานและการบริหารจัดการเพื่อเพิ่มการใช้ซ้ำ (Reuse) และทำให้เกิดการนำทรัพยากรกลับมาหมุนเวียนใช้ประโยชน์ใหม่ (Recycle) อีกทั้งยังเป็น การช่วยลดต้นทุนของบริษัทในการก่อสร้างแท่นหลุมผลิตใหม่โดยในไตรมาส 2 ปี 2569 ปตท.สผ. ประสบความสำเร็จตามแผนการนำแท่น หลุมผลิตปิโตรเลียมที่สิ้นสุดการผลิตกลับมาใช้ประโยชน์ใหม่ทั้งโครงสร้าง (Total Wellhead Platform Reuse) ครอบคลุมการ เคลื่อนย้ายทั้งส่วนบนของแท่นหลุมผลิต (Topside) ขาแท่น (Jacket) และเสาเข็มบางส่วน (Piles Section) ไปติดตั้งและใช้งานใหม่ใน แหล่งเดียวกันภายใต้โครงการจี 1/61 ส่งผลให้สามารถลดต้นทุนการก่อสร้างได้ประมาณร้อยละ 35-50 เมื่อเทียบกับการก่อสร้างแท่น หลุมผลิตใหม่ทั้งหมด นอกจากนี้ยังมีแผนนำขาแท่นที่หมดภาระการใช้งานแล้วมาใช้ประโยชน์ในการจัดสร้างแหล่งอาศัยของสัตว์ทะเล (Rigs to Reefs) เพื่อส่งเสริมความอุดมสมบูรณ์ของทรัพยากรประมงทะเลในอ่าวไทย และเสริมสร้างการทำประมงอย่างยั่งยืน โดยในไตรมาส 2 นี้กรมประมง กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและ ปตท.สผ. ได้ร่วมลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MoA) เพื่อจัดวาง ส่งมอบ และรับมอบขาแท่นหลุมผลิตปิโตรเลียม สำหรับการจัดสร้างแหล่งอาศัยสัตว์ทะเลเพื่อการประมง ซึ่งภายใต้บันทึกข้อตกลงนี้ปตท.สผ. จะดำเนินการจัดวางและส่งมอบขาแท่นหลุมผลิต ปิโตรเลียมที่หมดภาระการใช้งานแล้วจำนวน 9 ขาแท่น ให้แก่กรมประมง โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินการเคลื่อนย้ายและจัด วางในช่วงไตรมาส 4 ต่อไป • ทะเลเพื่อชีวิต (Ocean for Life) ปตท.สผ. มีพื้นที่ปฏิบัติการส่วนใหญ่อยู่ในทะเลและมีความมุ่งมั่นที่จะอนุรักษ์และฟื้นฟูดูแล ทรัพยากรธรรมชาติและระบบนิเวศทางทะเลอย่างยั่งยืน พร้อมทั้งสนับสนุนการมีคุณภาพชีวิตที่ดีของชุมชนบริเวณชายฝั่ง ดังนี้\n1) การฟื้นฟูดูแลความสมบูรณ์ทางทะเลและบลูคาร์บอน (Sustainable Ocean Health and Blue Carbon Solutions) มุ่งเน้นการอนุรักษ์และฟื้นฟูทรัพยากรทางทะเลอย่างเป็นรูปธรรมและการกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จากบลูคาร์บอน โดยหนึ่งในความก้าวหน้า สำคัญคือ การเผยแพร่ข้อมูลโครงการภายใต้กลยุทธ์ทะเลเพื่อชีวิตผ่านแพลตฟอร์มข้อมูลวิทยาศาสตร์ทางทะเลของ ปตท.สผ. (PTTEP Ocean Data Platform) เพื่อช่วยส่งเสริมการบูรณาการองค์ความรู้ด้านวิทยาศาสตร์ทางทะเลสู่การอนุรักษ์ฟื้นฟูและการ บริหารจัดการทรัพยากรทางทะเลและชายฝั่งอย่างยั่งยืน ในไตรมาส 2 ปี 2569 บริษัทได้ปรับปรุงข้อมูลอุตุนิยมวิทยาและสมุทร ศาสตร์ให้มีความสมบูรณ์ยิ่งขึ้น นอกจากนี้บริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินงานเพื่อขยายการติดตั้งกล้องใต้น้ำและสถานีตรวจวัด สมุทรศาสตร์ในโครงการจี 1/61 โดยมีแผนติดตั้งและเชื่อมโยงข้อมูลเข้าสู่แพลตฟอร์มของ ปตท.สผ. ให้แล้วเสร็จภายในปี 2569 บทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการดำเนินงาน\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nการบริหารจัดการ\nPage l 12\nแนวโน้มธุรกิจ\n\n| บริษัท ปต | ท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) | |\n| --- | --- | --- |\n| การวิเคราะห์แ | ละคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 | |\n| | การบริหารจัดการและกิจกรรมสนับสนนุ ธุรกิจ | |\n| ปตท.ส | ผ. มุ่งขับเคลื่อนการเติบโตบนรากฐานความยั่งยืน ครอบคลุมทั้งมิติสิ่งแวดล้อม สังคม และการกำกับดู | แลกิจการ (ESG) สอดคล้องกับ |\n| ความคาดหวังขอ | งผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และสนับสนุนการดำเนินงานของบริษัท โดยมีความก้าวหน้าในการบริหารจัดการท | ี่เกี่ยวข้อง ดังน ี้ |\n|  กา | รบริหารจัดการตามหลักธรรมาภิบาล | |\n| ปตท.ส | ผ. มุ่งมั่นดำเนินธุรกิจอย่างโปร่งใส มีประสิทธิภาพ เพื่อสร้างเสถียรภาพและความยั่งยืน | |\n| ให้แก่องค์กร โดย | ยึดหลักธรรมาภิบาล พร้อมกำกับดูแลให้มีการบริหารความเสี่ยง การควบคุมภายในที่ | |\n| เหมาะสม รวมถ | ึงปฏิบัติตามกฎหมายและข้อกำหนดที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด ทั้งนี้หน่วยงาน | |\n| Governance, Ri | sk Management and Compliance (GRC) ได้ผลักดันแนวปฏิบัติด้าน GRC อย่าง | |\n| ต่อเนื่อง เพื่อส่งเ | สริมและกระตุ้นการมีส่วนร่วม โดยกิจกรรมหลักในไตรมาส 2 ปี 2569 อาทิ GRC การ | |\n| ละคร ให้กับพนัก | งาน ณ โครงการเอส 1 โดยนำหลักการด้าน GRC มาผสานกับกิจกรรมสันทนาการเพื่อ | |\n| ถ่ายทอดแนวคิด | และหลักปฏิบัติให้เข้าใจง่ายและสามารถเชื่อมโยงสู่การปฏิบัติงานจริงได้อย่างเป็น | |\n| รูปธรรม นอกจา | กนี้ ยังได้จัดทำและเผยแพร่คลิปวิดีโอตัวอย่างพฤติกรรมการบริหารความเสี่ยงที่พึงปฏิบัติ เพื่อใช้เ | ป็นสื่อสารในการประชุมความ |\n| ปลอดภัยเป็นประ | จำทุก 3 สัปดาห์ (SSHE Talk Tri-Weekly) สำหรับพนักงานและผู้รับเหมาที่ปฏิบัติงานในพื้นที่นอกชา | ยฝั่งของประเทศไทย ครอบคลุม |\n| | ทั้งสิ้น 7 โครงการ เพื่อสร้างการรับรู้และตอกย้ำแนวปฏิบัติด้านการบริหารความเสี่ยงในงานที่ทำตาม | ปกติอย่างสม่ำเสมอ อีกทั้ง ยังม |\n| | การจัดบูธนิทรรศการและกิจกรรมสันทนาการในงานประชุมด้านความปลอดภัย มั่นคง อาชีวอนามัย | และสิ่งแวดล้อมประจำปี 2569 |\n| | สำหรับพื้นที่โครงการเอส 1 เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจในหลักการ GRC ให้แก่พนักงานและผู้รับเ | หมา พร้อมทั้งส่งเสริมการสร้าง |\n| | พันธมิตรทางธุรกิจที่ยึดมั่นในจริยธรรม การบริหารความเสี่ยงอย่างมีประสิทธิภาพเพื่อให้สามารถดำเน | ินงานได้อย่างต่อเนื่อง ตลอดจน |\n| | การปฏิบัติตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องอย่างครบถ้วน | |\n|   กา | รบริหารจัดการด้านความปลอดภัย ความมั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม (SSHE M | S) |\n| ตั้งแต่ต | ้นปีจนถึงสิ้นไตรมาสที่ 2 ปี 2569 ไม่มีการเกิดอุบัติเหตุที่มีการบาดเจ็บจนถึงขั้นหยุดงาน (Los | t Time |\n| Injury Frequenc | y: LTIF) และมีอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่มีการบาดเจ็บทั้งหมด (Total Recordable Injury Rate: T | RIR) ที่ |\n| 0.72 ครั้งต่อหนึ่ง | ล้านชั่วโมงการทำงานซึ่งเป็นอัตราที่อยู่ในระดับต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของสมาคมผู้ผลิตน้ำมันและก๊าซธร | รมชาติ |\n| (International As | sociation of Oil and Gas Producers: IOGP) นอกจากนี้ บรษิ ัทยังคงมุ่งมั่นเสริมสร้างความตระหนักด้า | นความ |\n| ปลอดภัยแก่ผู้ปฏ | ิบัติงานผ่านการแก้ไขปัญหาปัจจัยมนุษย์และองค์กร (Human and Organizational Performance) การ | บริหาร |\n| จัดการผู้รับเหมา | การเรียนรู้ถึงสาเหตุของอุบัติเหตุที่เกิดขึ้นในอดีต และการเรยี นรู้จากการทำงานปกติ (Learning From No | rmal Work) อีกด้วย |\n|  กา | รบริหารจัดการเรื่องการอนุรักษ์ทรพั ยากรธรรมชาติ การฟื้นฟสู ิ่งแวดล้อม และการพ | ัฒนาชุมชนและสังคม |\n| • กา | รปรบั ใช้แนวคิดเศรษฐกิจหมุนเวียนสำหรบั ธุรกิจสำรวจและผลิต (Circular Model for E&P) | โดยการออกแบบกระบวนการ |\n| ทำงานและการบ | ริหารจัดการเพื่อเพิ่มการใช้ซ้ำ (Reuse) และทำให้เกิดการนำทรัพยากรกลับมาหมุนเวียนใช้ประโยช | น์ใหม่ (Recycle) อีกทั้งยังเป็น |\n| การช่วยลดต้นทุ | นของบริษัทในการก่อสร้างแท่นหลุมผลิตใหม่ โดยในไตรมาส 2 ปี 2569 ปตท.สผ. ประสบความ | สำเร็จตามแผนการนำแท่น |\n| หลุมผลิตปิโต | รเลียมที่สิ้นสุดการผลิตกลับมาใช้ประโยชน์ใหม่ทั้งโครงสร้าง (Total Wellhead Platfo | rm Reuse) ครอบคลุมการ |\n| เคลื่อนย้ายทั้งส | ่วนบนของแท่นหลุมผลิต (Topside) ขาแท่น (Jacket) และเสาเข็มบางส่วน (Piles Section) | ไปติดตั้งและใช้งานใหม่ใน |\n| แหล่งเดียวกันภ | ายใต้โครงการจี 1/61 ส่งผลให้สามารถลดต้นทุนการก่อสร้างได้ประมาณร้อยละ 35-50 เม | ื่อเทียบกับการก่อสร้างแท่น |\n| หลุมผลิตใหม่ท | ั้งหมด นอกจากนี้ ยังมีแผนนำขาแท่นที่หมดภาระการใช้งานแล้วมาใช้ประโยชน์ในการจัดสร้างแหล | ่งอาศัยของสัตว์ทะเล (Rigs to |\n| Reefs) เพื่อส่งเส | ริมความอุดมสมบูรณ์ของทรัพยากรประมงทะเลในอ่าวไทย และเสริมสร้างการทำประมงอย่างยั่งยืน | โดยในไตรมาส 2 นี้ กรมประมง |\n| กรมเชื้อเพลิงธรรม | ชาติ และ ปตท.สผ. ได้ร่วมลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MoA) เพื่อจัดวาง ส่งมอบ และรบั ม | อบขาแท่นหลุมผลิตปิโตรเลียม |\n| สำหรับการจัดสร | ้างแหล่งอาศัยสัตว์ทะเลเพื่อการประมง ซึ่งภายใต้บันทึกข้อตกลงนี้ ปตท.สผ. จะดำเนินการจัดวา | งและส่งมอบขาแท่นหลุมผลิต |\n| ปิโตรเลียมที่หมด | ภาระการใช้งานแล้วจำนวน 9 ขาแท่น ให้แก่กรมประมง โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินการเคลื่อนย้ายและจัด | วางในช่วงไตรมาส 4 ต่อไป |\n| • ทะ | เลเพื่อชีวิต (Ocean for Life) ปตท.สผ. มีพื้นที่ปฏิบัติการส่วนใหญ่อยู่ในทะเลและมีความมุ่ง | มั่นที่จะอนุรักษ์และฟื้นฟูดูแล |\n| ทรัพยากรธรรมช | าติและระบบนิเวศทางทะเลอย่างยั่งยืน พร้อมทั้งสนับสนุนการมีคุณภาพชีวิตที่ดีของชุมชนบริเวณช | ายฝั่ง ดังนี้ |\n| 1) | การฟื้นฟูดูแลความสมบูรณ์ทางทะเลและบลูคาร์บอน (Sustainable Ocean Health and Blue Carbo | n Solutions) มุ่งเน้นการอนุรักษ์ |\n| | และฟื้นฟูทรัพยากรทางทะเลอย่างเป็นรูปธรรมและการกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จากบลูคาร์บ | อน โดยหนึ่งในความก้าวหน้า |\n| | สำคัญคือ การเผยแพร่ข้อมูลโครงการภายใต้กลยุทธ์ทะเลเพื่อชีวิตผ่านแพลตฟอร์มข้อมูลวิทยา | ศาสตร์ทางทะเลของ ปตท.สผ. |\n| | (PTTEP Ocean Data Platform) เพื่อช่วยส่งเสริมการบูรณาการองค์ความรู้ด้านวิทยาศาสตร์ทางทะเ | ลสู่การอนุรักษ์ ฟื้นฟู และการ |\n| | บริหารจัดการทรัพยากรทางทะเลและชายฝั่งอย่างยั่งยืน ในไตรมาส 2 ปี 2569 บริษัทได้ปรับปรุง | ข้อมูลอุตุนิยมวิทยาและสมุทร |\n| | ศาสตร์ให้มีความสมบูรณ์ยิ่งขึ้น นอกจากนี้ บริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินงานเพื่อขยายการติดตั้ง | กล้องใต้น้ำและสถานีตรวจวัด |\n| | สมุทรศาสตร์ในโครงการจี 1/61 โดยมีแผนติดตั้งและเชื่อมโยงข้อมูลเข้าสู่แพลตฟอร์มของ ปตท.สผ. | ให้แล้วเสร็จภายในปี 2569 |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 12, "tags": [ "การบริหาร", "ไตรมาส", "โครงการ", "บริษัท", "ทางทะเล", "สำหรับ", "ธุรกิจ", "ทรัพยากร", "กิจกรรม", "ความเสี่ยง" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 46, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_487abb24faa6471eb46c784f9e79b333", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\n2) การพลิกฟื้นคืนทะเลเพื่อชีวิตที่ยั่งยืน (Sustainable Community around the Ocean) เป็นการดำเนินงานผ่านโครงการเพื่อสังคมกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียรอบพื้นที่ปฏิบัติการทางทะเลของบริษัท และขยายขอบเขตไปยังพื้นที่ 17 จังหวัดรอบอ่าวไทย เพื่อสนับสนุนความ หลากหลายทางชีวภาพและบริการทางระบบนิเวศทางทะเล บริษัทได้ดำเนินการก่อตั้งศูนย์การเรียนรู้เพาะฟักสัตว์น้ำเศรษฐกิจแล้วเสร็จ สะสมรวม 19 แห่ง โดยได้พัฒนาเทคโนโลยีในการควบคุมกระบวนการเพาะฟัก รวมถึงนำแผงพลังงานแสงอาทิตย์มาใช้ในศูนย์การเรียนรู้เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและลดค่าใช้จ่ายของชุมชน พร้อมทั้งวางบ้านปลาในแนวเขตอนุรักษ์ชายฝั่งทะเลจำนวน 17 แห่ง ครอบคลุมพื้นที่อนุรักษ์ชายฝั่งรวม 9 ตารางกิโลเมตร และสามารถสร้างเครือข่ายอนุรักษ์ทรัพยากรทางทะเลและชายฝั่งสะสมรวม 11,352 คน การวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีปตท.สผ. ส่งเสริมการวิจัย พัฒนา ประยุกต์ใช้เทคโนโลยีและสร้างนวัตกรรมเพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน และเตรียม ความพร้อมในการเปลี่ยนผ่านทางพลังงานและธุรกิจคาร์บอนต่ำ โดย ณ สิ้นไตรมาส 2 มีโครงการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีที่อยู่ระหว่าง ดำเนินการ 40 โครงการ ตัวอย่างโครงการสำคัญ ได้แก่ (1) โครงการพัฒนาระบบโดรนตรวจจับไฟป่าในระยะเริ่มต้น เป็นระบบโดรนอัตโนมัติเฝ้าระวังไฟป่ารอบฐานผลิตโครงการสินภูฮ่อม ปัจจุบันมีการใช้งานเต็มรูปแบบ (Full Deploy) เริ่มตั้งแต่เดือนเมษายน 2569 และ (2) โครงการพัฒนา เทคโนโลยีเพื่อยกระดับประสิทธิภาพวัสดุของชิ้นส่วนเครื่องจักรและการพัฒนาชิ้นส่วนทดแทน โดยมีเป้าหมายเพื่อยืดอายุการใช้งาน ลดค่าใช้จ่ายในการ ซ่อมบำรุงและสนับสนุนการผลิตอย่างมีประสิทธิภาพและปลอดภัย ซึ่งได้เริ่มนำเทคโนโลยีไปใช้งานในบางอุปกรณ์แล้ว เช่น การปรับปรุงวัสดุในวาล์ว ควบคุมการไหลในกระบวนการผลิตที่โครงการจี 1/61 และจี 2/61 และยังมีอุปกรณ์อื่นๆ ที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและจัดทำต้นแบบก่อนนำไปทดสอบใช้งานจริง เช่น ตัวจัดศูนย์สำหรับก้านนำทาง (Guide Rod Centralizer) และข้อต่อ Coupling ที่มีการพัฒนาใช้วัสดุโพลิเมอร์เพื่อยืดอายุการใช้งานหลุมผลิต การบริหารจัดการทางการเงิน\nปตท.สผ. ยังคงรักษาโครงสร้างเงินทุนที่แข็งแกร่งและวินัยทางการเงินอย่างเคร่งครัด เพื่อจัดสรรเงินทุนอย่างมีประสิทธิภาพและสร้าง ผลตอบแทนที่เหมาะสมและยั่งยืนให้แก่ผู้ถือหุ้น โดยเมื่อวันที่ 22 เมษายน 2569 บริษัทได้จ่ายเงินปันผลส่วนที่เหลือของปี 2568 ในอัตรา 4.65 บาทต่อหุ้น (รวม 582 ล้านดอลลาร์สรอ.) และ ณ สิ้นไตรมาส 2 ปี 2569 บริษัทมีอัตราส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อส่วนของผู้ถือหุ้นอยู่ที่ 0.26 เท่า ซึ่งอยู่ใน กรอบนโยบายการเงินของบริษัท พร้อมทั้งคงอันดับความน่าเชื่อถือในระดับที่น่าลงทุน (Investment Grade) จากสถาบันจัดอันดับเครดิตชั้นนำระดับ สากล ได้แก่ Baa1 จาก Moody’s Investor Service และ BBB+ จาก Standard & Poor’s Rating Group และ Fitch Ratings รวมถึงได้รับอันดับ เครดิตภายในประเทศสูงสุดที่ AAA จากบริษัท ทริสเรทติ้ง จำกัด สะท้อนถึงฐานะทางการเงินที่แข็งแกร่ง เสถียรภาพทางการเงินที่มั่นคง และ ความสามารถในการรองรับความผันผวนของเศรษฐกิจโลกและราคาน้ำมันได้เป็นอย่างดีบริษัทได้บริหารสภาพคล่องและโครงสร้างเงินทุนอย่างต่อเนื่อง เพื่อรองรับการดำเนินธุรกิจ แผนการลงทุน และโอกาสการ เติบโตในอนาคต รวมถึงรักษาต้นทุนทางการเงินให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยในเดือนพฤษภาคม 2569 กลุ่มบริษัทได้ชำระคืนหนี้ที่ครบ กำหนดจำนวน 1,500 ล้านบาท และบริษัทได้ออกหุ้นกู้ในประเทศประกอบด้วยหุ้นกู้สกุลเงินบาทและหุ้นกู้ดิจิทัลสกุลดอลลาร์สรอ. รวม มูลค่าเทียบเท่าประมาณ 523 ล้านดอลลาร์สรอ. ทั้งนี้การเสนอขายหุ้นกู้ดิจิทัลสกุลดอลลาร์สรอ. ผ่านดิจิทัลวอลเล็ตบนแอปพลิเคชัน “เป๋าตัง” ถือเป็น ครั้งแรกในเอเชีย ซึ่งช่วยขยายฐานนักลงทุน เพิ่มทางเลือกการลงทุนแก่ผู้ลงทุนไทย และสนับสนุนการกระจายแหล่งเงินทุนของบริษัทในระยะยาว ในด้านการบริหารความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนและอัตราดอกเบี้ย ปตท.สผ. ใช้หลัก Natural Hedge สำหรับรายได้จากการขายและ ค่าใช้จ่ายหลักที่อยู่ในสกุลเงินเดียวกัน สำหรับรายได้และค่าใช้จ่ายที่ไม่ใช่สกุลดอลลาร์สรอ. บริษัทพิจารณาใช้เครื่องมือป้องกันความเสี่ยงทาง การเงินตามความเหมาะสม เพื่อลดผลกระทบจากความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยน สำหรับความผันผวนของอัตราดอกเบี้ยคาดว่าจะไม่ส่งผล กระทบอย่างมีสาระสำคัญต่อบริษัท เนื่องจาก ณ สิ้นไตรมาส 2 ปี 2569 บริษัทมีหนี้สินที่มีอัตราดอกเบี้ยคงที่คิดเป็นร้อยละ 95 ของเงินกู้ทั้งหมด จากความมุ่งมั่นและการดำเนินงานอย่างเป็นรูปธรรม ส่งผลให้ปตท.สผ. ได้รับรางวัลและการรับรองที่สำคัญจากหน่วยงานต่าง ๆ ดังนี้สมาชิกดัชนีความยั่งยืน Dow Jones Best-in-Class Index (DJ BIC) กลุ่มดัชนีโลก (DJBIC World Index) ในกลุ่มธุรกิจน้ำมันและ ก๊าซขั้นต้นและครบวงจร (Oil & Gas Upstream & Integrated Industry) เป็นครั้งที่ 11 สะท้อนความมุ่งมั่นในการดำเนินธุรกิจอย่างมีความ รับผิดชอบตามแนวทางการพัฒนาอย่างยั่งยืน ทั้งในมิติสิ่งแวดล้อม สังคม และการกำกับดูแลกิจการที่ดีรางวัล Global CSR & ESG Awards 2026 จำนวน 5 รางวัล ได้แก่รางวัลแพลทตินัม สาขาโครงการเพื่อชุมชนยอดเยี่ยมและโครงการเพื่อ สังคมยอดเยี่ยมระดับประเทศจากโครงการจัดทำแนวเขตอนุรักษ์ชายฝั่งทะเลและบ้านปลาที่มุ่งส่งเสริมการอนุรักษ์เพิ่มปริมาณพันธุ์สัตว์น้ำและเพิ่มความ หลากหลายทางชีวภาพทางทะเลใน 17 จังหวัดรอบอ่าวไทย รางวัลแพลทตินัม สาขาวามเป็นเลิศด้านการส่งเสริมการรู้หนังสือและการศึกษาจากโครงการ ทุนการศึกษา High Vocational Diploma Scholarship Program ในเมียนมา รางวัลระดับโกลด์สาขาวามเป็นเลิศด้านสิ่งแวดล้อมจากโครงการจัดการ ขยะครบวงจรในจังหวัด East Nusa Tenggara ประเทศอินโดนีเซีย และรางวัลระดับโกลด์สาขาวามเป็นผู้นำด้าน CSR และ ESG จากโครงการมาเลเซีย\nรางวัล Corporate Governance Awards จำนวน 6 รางวัลจากงาน Asian Excellence Awards 2026 ได้แก่รางวัล Asia’s Best CEO (ต่อเนื่องเป็นปีที่ 9) รางวัล Asia’s Best CFO (ต่อเนื่องเป็นปีที่ 13) รางวัล Best Investor Relations Company (ต่อเนื่องเป็นปีที่ 14) รางวัล Best Investor Relations Professional (ต่อเนื่องเป็นปีที่ 6) รางวัล Sustainable Asia Award (ต่อเนื่อง เป็นปีที่ 3) และ รางวัล Best CSR (ต่อเนื่องเป็นปีที่ 2)\nรางวัลที่ได้รับนี้เป็นความภาคภูมิใจของบริษัทและจะเป็นแรงผลักดันให้ปตท.สผ. มุ่งมั่นดำเนินธุรกิจอย่างมีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้โดยคำนึงถึงผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกฝ่าย เพื่อให้บรรลุวิสัยทัศน์ในการเป็น Energy Partner of Choice ต่อไป\nบทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการดำเนินงาน\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nการบริหารจัดการ\nPage l 13\nแนวโน้มธุรกิจ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 13, "tags": [ "บริษัท", "รางวัล", "โครงการ", "ต่อเนื่อง", "เทคโนโลยี", "ธุรกิจ", "การพัฒนา", "สำหรับ", "ดอลลาร์", "ไตรมาส" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 4, "layout_bands": 46, "layout_tables": 0 } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_4cedcaa6c54340fd96f105157c9b6352", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nความคืบหน้าในการดำเนินงานที่สำคัญ\nกลุ่ม ปตท.สผ. มีโครงการและการดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในประเทศไทยและต่างประเทศกว่า 50 โครงการใน 10 ประเทศ *\nโดยฐานการดำเนินงานหลักของ ปตท.สผ. อยู่ในประเทศไทย และมีการดำเนินงานในภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ได้แก่สาธารณรัฐ\nแห่งสหภาพเมียนมา (เมียนมา) มาเลเซีย สาธารณรัฐสังคมนิยมเวียดนาม (เวียดนาม) และสาธารณรัฐอินโดนีเซีย (อินโดนีเซีย) และภูมิภาคตะวันออกกลาง\nและแอฟริกาและอื่น ๆ ได้แก่รัฐสุลต่านโอมาน (โอมาน) สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (ยูเออี) สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนแอลจีเรีย (แอลจีเรีย)\nสาธารณรัฐโมซัมบิก ( โมซัมบิก ) และสาธารณรัฐคาซัคสถาน\n\nเอเชียตะวันออกเฉียงใต้อื่น 1%\nแอฟริกา\n4%\nตะวันออกกลาง\n9%\nมาเลเซีย\n9%\nปริมาณขาย\nไตรมาส 2/2569\n8%\nเมียนมา\n572,882 BOED\n69%\nประเทศไทยและ\nพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย\nอื่นๆ\nตะวันออกกลาง\n16% 1%\nสินทรัพย์รวม\n30,985\n16%\n46%\nแอฟริกา\nประเทศไทย\nล้านดอลลาร์สรอ.\n21%\nเอเชียตะวันออกเฉียงใต้อื่น\nในไตรมาส 2 ปี 2569 ปตท.สผ. มีปริมาณขายเฉลี่ยจากโครงการในประเทศไทยรวมอยู่ที่ 396,317 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือ\nคิดเป็นร้อยละ 69 ของปริมาณขายทั้งหมด สำหรับในประเทศอื่น ๆ ในภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้มีปริมาณขายเฉลี่ยรวมอยู่ที่ 100,368\nบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 18 ของปริมาณขายทั้งหมด และโครงการในภูมิภาคอื่น ๆ มีปริมาณขายเฉลี่ยรวมอยู่ที่\n76,197 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 13 ของปริมาณขายทั้งหมด โดยมีความคืบหน้าในโครงการหลักที่สำคัญ ดังนี้บทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการดำเนินงาน\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nการบริหารจัดการ\nPage l 14\nแนวโน้มธุรกิจ\n\n| บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหา | ชน) | |\n| --- | --- | --- |\n| การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำ | เนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 | |\n| ความคืบหน้าในการดำเนินงานที่สำค | ญั | |\n| กลุ่ม ปตท.สผ. มีโครงการและการดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม | ทั้งในประเทศไทยและต่างประเทศกว | ่า 50 โครงการใน 10 ประเทศ* |\n| โดยฐานการดำเนินงานหลักของ ปตท.สผ. อยู่ในประเทศไทย และมีการดำ | เนินงานในภูมิภาคเอเชียตะวันออ | กเฉียงใต้ ได้แก่ สาธารณรัฐ |\n| แห่งสหภาพเมียนมา (เมียนมา) มาเลเซีย สาธารณรัฐสังคมนิยมเวียดนาม (เวียดนาม) | และสาธารณรัฐอินโดนีเซีย (อินโดนีเซ | ีย) และภูมิภาคตะวันออกกลาง |\n| และแอฟริกาและอื่น ๆ ได้แก่ รัฐสุลต่านโอมาน (โอมาน) สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ | (ยูเออี) สาธารณรัฐประชาธิปไตยป | ระชาชนแอลจีเรีย (แอลจเี รีย) |\n| สาธารณรัฐโมซัมบิก (โมซัมบิก) และสาธารณรัฐคาซัคสถาน | | |\n| แอฟริกา เอเชียตะวันออกเฉียงใตอนื่ 1% | อื่นๆ | |\n| 4% ตะวันออกกลาง | ตะวันออกกลาง | |\n| 9% | 1% 16% | |\n| มาเลเซีย | | |\n| 9% ปริมาณขาย | สินทรัพยรวม | |\n| ไตรมาส 2/2569 แอ 8% | 30,985 ฟริกา 16% | 46% |\n| เมียนมา 572,882 BOED | ลานดอลลาร สร | อ. ประเทศไทย |\n| 69% | 21% | |\n| ประเทศไทยและ | | |\n| พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย | | |\n| เอเช | ียตะวันออกเฉียงใตอนื่ | |\n| ในไตรมาส 2 ปี 2569 ปตท.สผ. มีปริมาณขายเฉลี่ยจากโครงการในปร | ะเทศไทยรวมอยู่ที่ 396,317 บาร์เรล | เทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือ |\n| คิดเป็นร้อยละ 69 ของปริมาณขายทั้งหมด สำหรับในประเทศอื่น ๆ ในภูมิภาค | เอเชียตะวันออกเฉียงใต้ มีปริมาณ | ขายเฉลี่ยรวมอยู่ที่ 100,368 |\n| บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 18 ของปริมาณขายทั้งห | มด และโครงการในภูมิภาคอื่น ๆ | มีปริมาณขายเฉลี่ยรวมอยู่ที่ |\n| 76,197 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 13 ของปริมาณขาย | ทั้งหมด โดยมีความคืบหน้าในโครง | การหลักที่สำคัญ ดังน ี้ |\n| ภาพรวมเศรษฐกิจ กลยุท | ธ์และ ความคืบหน้าที่สำคัญ | แนวโน้มธุรกิจ Pag |\n| บทสรปุ ผู้บริหาร ผลการดำเนินงาน การบรหิ | ารจัดการ | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 14, "tags": [ "ปริมาณ", "สาธารณรัฐ", "โครงการ", "ภูมิภาค", "ในประเทศ", "ไตรมาส", "ความคืบหน้า", "ประเทศ", "เมียนมา", "มาเลเซีย" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 11, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p014_f1", "page": 14, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p014_f1.png", "width": 1402, "height": 805, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p014_f1.png" }, { "id": "p014_f2", "page": 14, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p014_f2.png", "width": 399, "height": 409, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p014_f2.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_312ad6cce5a84f529f103e30d9e952e5", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nโครงการ\nโครงการในประเท ศไ ทย\nโครงการที่ดำเนินการผลิตแล้ว (Production Phase)\n1. คอนแทร็ค 4\nความคืบหน้าในไตรมาส 2 ปี 2569\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 2 โครงการยังคงสามารถเพิ่มปริมาณการส่ง\nก๊าซธรรมชาติสูงกว่าปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดตามสัญญา (CDC) พร้อมทั้งดำเนินการเจาะหลุมผลิต\nอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับการผลิต ส่งผลให้โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 438 ล้าน\nลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 16,584 บาร์เรลต่อวัน\n2. จี 1/61 (เอราวัณ)\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติคอนเดนเสทและน้ำมันดิบ โครงการมีการสร้างและติดตั้งแท่นหลุมผลิตใหม่รวมทั้งดำเนินการเจาะหลุมผลิตเพิ่มเติมอย่างต่อเนื่อง ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซ\nธรรมชาติ 796 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คอนเดนเสท 19,746 บาร์เรลต่อวัน และน้ำมันดิบ 15,298 บาร์เรลต่อวัน\n3. จี 2/61 (บงกช)\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 2 โครงการยังคงสามารถเพิ่มปริมาณการส่งก๊าซ\nธรรมชาติสูงกว่าปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดตามสัญญา (CDC) และดำเนินการก่อสร้างและติดตั้งแท่น\nหลุมผลิต รวมทั้งการเจาะหลุมพัฒนาอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับการผลิต ส่งผลให้โครงการมีปริมาณ\nการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 748 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 22,540 บาร์เรลต่อวัน\n4. จี 12/48\nเป็นโครงการผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของ\nก๊าซธรรมชาติ 5 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน\n5. บี 8/32 และ 9 เ อ\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและน้ำมันดิบ ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ำมันดิบ\n13,338 บาร์เรลต่อวัน และก๊าซธรรมชาติ 75 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้โครงการยังคงดำเนินการเจาะหลุม\nพัฒนาอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับการผลิต\n6. พื้นที่พัฒนาร่วมไ ท ย-มาเลเซีย บี 17-01\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 2 โครงการยังคงสามารถเพิ่มปริมาณการส่งก๊าซ\nธรรมชาติสูงกว่าปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดตามสัญญา (CDC) พร้อมทั้งดำเนินการเจาะหลุมผลิตอย่าง\nต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับการผลิต ส่งผลให้โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 308 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 11,363 บาร์เรลต่อวัน\n7. พื้นที่พัฒนาร่วมไ ท ย-มาเลเซีย เอ 18\nเป็นโครงการผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซ\nธรรมชาติ 386 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 3,442 บาร์เรลต่อวัน\nทั้งนี้เนื่องจากสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) ฉบับปัจจุบันกำลังจะหมดอายุคณะรัฐมนตรีของไทยและมาเลเซีย\nได้อนุมัติสัญญาแบ่งปันผลผลิตฉบับใหม่เพื่อสนับสนุนความมั่นคงด้านพลังงานในระยะยาวของทั้งสองประเทศ\nโดยคาดว่าจะมีการลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิตและสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติในไตรมาส 3 ปี 2569\n8. สินภูฮ่อม\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 2 โครงการอยู่ระหว่างการปิดซ่อมบำรุงตามแผน\nบางส่วนเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพหลุมผลิต ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในไตรมาส 3 ปี 2569 ส่งผลให้มีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 97 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 176 บาร์เรลต่อวัน\n9. เอส 1\nเป็นแหล่งผลิตน้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปัจจุบัน โครงการดำเนินการเจาะหลุมพัฒนา\nและผลิตเพื่อรักษาปริมาณการผลิต ในไตรมาส 2 โครงการได้กลับมาดำเนินการผลิตตามปกติภายหลังการปิด\nซ่อมบำรุงตามแผน ส่งผลให้มีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ำมันดิบ 24,253 บาร์เรลต่อวัน ก๊าซธรรมชาติ 3\nล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และก๊าซปิโตรเลียมเหลว 164 เมตริกตันต่อวัน\n10. อาทิตย์เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 2 โครงการยังคงสามารถเพิ่มปริมาณการส่งก๊าซ\nธรรมชาติสูงกว่าปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดตามสัญญา (CDC) พร้อมทั้งดำเนินการเจาะหลุมผลิตอย่าง\nต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับการผลิต ส่งผลให้โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 375 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 17,149 บาร์เรลต่อวัน\nโครงการที่อยู่ระห ว่า ง การสำรวจ (Exploration Phase)\n11. จี 1/65\nตั้งอยู่ทางตอนเหนือของอ่าวไทย ในไตรมาส 2 โครงการดำเนินงานประมวลผลข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแล้วเสร็จ\nและปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาทางธรณีวิทยาและประเมินศักยภาพปิโตรเลียม เพื่อเตรียมเจาะหลุมสำรวจใน\n\nบทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nปี 2570-2571\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nPage l 15\nแนวโน้มธุรกิจ\n\n| โครงการ | | | ความคืบหน้าในไตรมาส 2 ปี 2569 | | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | โครงการในประเทศไทย | | | | |\n| | โครงการที่ดำเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | | | |\n| 1. คอนแทร็ค 4 | 1. คอนแทร็ค 4 | | | | |\n| 2. จี 1/61 (เอราวัณ) | | | | | |\n| 3. จี 2/61 (บงกช) | | | | | |\n| | 4. จี 12/48 | | | | |\n| | 5. บี 8/32 และ 9 เอ | | | | |\n| 6. พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย บี 17-01 | 6. พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย บี 17-01 | | | | |\n| 7. พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ 18 | | | | | |\n| | 8. สินภูฮอ่ ม | | | | |\n| 9. เอส 1 | 9. เอส 1 | | | | |\n| 10. อาทติ ย ์ | | | | | |\n| โครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจ (Exploration Phase) | | | | | |\n| | 11. จี 1/65 | | | | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 15, "tags": [ "โครงการ", "ก๊าซธรรมชาติ", "การผลิต", "ไตรมาส", "ปริมาณ", "เฉลี่ย", "ลูกบาศก์", "บาร์เรล", "ดำเนิน", "แหล่งผลิต" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 33, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p015_c1", "page": 15, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p015_c1.png", "width": 419, "height": 293, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p015_c1.png" }, { "id": "p015_c2", "page": 15, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p015_c2.png", "width": 419, "height": 293, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p015_c2.png" }, { "id": "p015_c3", "page": 15, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p015_c3.png", "width": 419, "height": 432, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p015_c3.png" }, { "id": "p015_c4", "page": 15, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p015_c4.png", "width": 419, "height": 402, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p015_c4.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_7dc364d509264c57b3fd18f34af56b51", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 โครงการ\nความคืบหน้าในไตรมาส 2 ปี 2569\n12. จี 3/65\nตั้งอยู่ทางตอนเหนือของอ่าวไทย ในไตรมาส 2 โครงการดำเนินงานประมวลผลข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแล้วเสร็จ และปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาทางธรณีวิทยาและประเมินศักยภาพปิโตรเลียม เพื่อเตรียมเจาะหลุมสำรวจใน ปี 2570-2571 ทั้งนี้โครงการได้เริ่มกระบวนการขออนุมัติการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) สำหรับพื้นที่บุษบง โครงการในเมียนมา\nโครงการที่ดำเนิน ก ารผ ลิตแล้ว (Production P hase)\n13. ซอติก้า\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเล อ่าวเมาะตะมะ ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิต เฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 312 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และโครงการได้ดำเนินการตามแผนพัฒนาโครงการอย่าง ต่อเนื่อง ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจาะหลุมผลิตในระยะ 1E เพื่อรักษาระดับการผลิตให้เป็นไปตามแผน\n14. ยาดานา\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเล อ่าวเมาะตะมะ ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิต ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 309 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน อีกทั้ง โครงการอยู่ระหว่างการดำเนินการสำรวจเพิ่มเติมเพื่อ รองรับการเจรจาขอต่ออายุสัญญาแบ่งปันผลผลิต\nโครงการที่อยู่ระห ว่า ง การสำรวจ (Exploration Phase)\n15. เมียนมา เอ็ม 3\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเล อ่าวเมาะตะมะ ในเดือนกรกฎาคม 2569 โครงการได้ตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) สำหรับการพัฒนาแหล่ง Aung Sinkha ภายหลังได้รับการอนุมัติสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากหน่วยงาน โครงการในมาเลเซีย\nโครงการที่ดำเนิน ก ารผ ลิตแล้ว (Production P hase)\n16. มาเลเซีย แป ลง เค\nภาครัฐของประเทศเมียนมา\nเป็นแหล่งผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติตั้งอยู่ในทะเลน้ำลึกนอกชายฝั่งรัฐซาบาห์ประกอบไปด้วยแหล่ง Kikeh แหล่ง Siakap North-Petai (SNP) และแหล่ง Gumusut-Kakap (GK) ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณ การผลิตเฉลี่ยของน้ำมันดิบ 9,506 บาร์เรลต่อวัน และก๊าซธรรมชาติ 4 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน สำหรับแหล่ง Kikeh และ SNP อยู่ระหว่างการปิดซ่อมบำรุงเพื่อดำเนินการฟื้นฟูเรือผลิตและกักเก็บปิโตรเลียม (Kikeh FPSO) ขณะเดียวกัน โครงการได้ดำเนินการขุดเจาะหลุมผลิตเพิ่มเติมภายใต้แผนพัฒนาโครงการ Kikeh ระยะ 3B แล้วเสร็จ จำนวน 2 หลุม\nนอกจากนี้โครงการอยู่ระหว่างการปรับปรุงข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบสามมิติและดำเนินการศึกษาทางธรณีวิทยา เพื่อประเมินศักยภาพปิโตรเลียม รวมทั้งเตรียมแผนเจาะหลุมสำรวจให้เป็นไปตามภาระผูกพันภายในปี 2571\n17. มาเลเซีย แป ลง เอ ช\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติซึ่งตั้งอยู่ในทะเลน้ำลึกนอกชายฝั่งรัฐซาบาห์ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณ การผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 244 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 203 บาร์เรลต่อวัน\n18. มาเลเซีย เอสเค309 และ เอสเค311\nเป็นแหล่งผลิตน้ำมันดิบ คอนเดนเสทและก๊าซธรรมชาติตั้งอยู่ในทะเลน้ำตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 13,529 บาร์เรลต่อวัน และก๊าซธรรมชาติ 142 ล้าน ลูกบาศก์ฟุตต่อวันโครงการได้ดำเนินการขุดเจาะหลุมพัฒนา Patricia แล้วเสร็จเพื่อเพิ่มปริมาณการผลิตปิโตรเลียม\n19. มาเลเซีย เอสเค408\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ตั้งอยู่ในทะเลน้ำตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 673 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 17,424 บาร์เรลต่อวัน จากแหล่ง Gorek แหล่ง Larak แหล่ง Bakong และแหล่ง Jerun ทั้งนี้โครงการได้รับอนุมัติแผนพัฒนาแหล่ง Teja และ Pepulut เพิ่มเติม โดยมีแผนตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ภายในปี 2569 และคาดว่าจะเริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติได้ภายในปี 2572 โครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนา (Developm ent Phase)\n20. มาเลเซีย เอสเค405บีตั้งอยู่ในทะเลน้ำตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก โครงการได้ค้นพบศักยภาพทางปิโตรเลียมในแหล่ง SirungChenda และได้ตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ในไตรมาส 1 ปี 2569 ทั้งนี้ในไตรมาส 2 โครงการได้เริ่ม ดำเนินงานออกแบบวิศวกรรม การจัดหา การก่อสร้าง การติดตั้ง และการทดสอบเดินระบบ (EPCIC) และคาด ว่าจะเริ่มผลิตปิโตรเลียมได้ในปี 2571 นอกจากนี้โครงการอยู่ระหว่างศึกษาทางธรณีวิทยาเพื่อประเมิน ศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่สำรวจเพิ่มเติม เพื่อรองรับการวางแผนกิจกรรมการสำรวจในอนาคต ควบคู่กับการ\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nปรับปรุงคุณภาพข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบสามมิติโดยคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในไตรมาส 3 ปี 2569 กลยุทธ์และ\nPage l 16\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\n\n| โครงการ | | | ความคืบหน้าในไตรมาส 2 ปี 2569 | | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| 12. จี 3/65 | | | | | |\n| โครงการในเมียนมา | | | | | |\n| โครงการที่ดำเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | | | | |\n| | 13. ซอติก้า | | | | |\n| 14. ยาดานา | 14. ยาดานา | | | | |\n| โครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจ (Exploration Phase) | | | | | |\n| | 15. เมียนมา เอ็ม 3 | | | | |\n| โครงการในมาเลเซีย | | | | | |\n| โครงการที่ดำเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | | | | |\n| 16. มาเลเซีย แปลง เค | | | | | |\n| | 17. มาเลเซีย แปลง เอช | | | | |\n| | 18. มาเลเซีย เอสเค309 และ เอสเค311 | | | | |\n| 19. มาเลเซีย เอสเค408 | 19. มาเลเซีย เอสเค408 | | | | |\n| โครงการที่อยู่ระหว่างการพฒั นา (Development Phase) | | | | | |\n| 20. มาเลเซีย เอสเค405บ ี | | | | | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 16, "tags": [ "โครงการ", "ก๊าซธรรมชาติ", "ไตรมาส", "มาเลเซีย", "การผลิต", "ตั้งอยู่", "ปิโตรเลียม", "ดำเนิน", "แหล่งผลิต", "ปริมาณ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 29, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p016_c1", "page": 16, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p016_c1.png", "width": 419, "height": 310, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p016_c1.png" }, { "id": "p016_c2", "page": 16, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p016_c2.png", "width": 419, "height": 401, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p016_c2.png" }, { "id": "p016_c3", "page": 16, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p016_c3.png", "width": 419, "height": 522, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p016_c3.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_6e39ebfb90334fa8a8ef1be46ff1f1da", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 โครงการ\nโครงการที่อยู่ระห ว่า ง การสำรวจ (Exploration Phase)\n21. มาเลเซีย เอสเค410บีความคืบหน้าในไตรมาส 2 ปี 2569 ตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะลของรัฐซาราวัก โครงการได้ค้นพบศักยภาพทางปิโตรเลียมในแหล่ง Lang Lebah และ Paprika โดยในแหล่ง Lang Lebah โครงการอยู่ระหว่างการสรุปแผนพัฒนาและการออกแบบทางวิศวกรรม (Reengineering) เพื่อเพิ่มความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ของโครงการสำหรับแหล่ง Paprika โครงการดำเนิน การศึกษาทางวิศวกรรมเบื้องต้น (FEED) แล้วเสร็จ และคาดว่าจะได้รับการอนุมัติแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม (FDP) ภายในไตรมาส 3 ปี 2569 เพื่อเตรียมการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) และคาดว่าจะสามารถเริ่มผลิต ปิโตรเลียมได้ในปี 2572\n22. มาเลเซีย เอสเค417\nตั้งอยู่ในทะเลน้ำตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก โครงการได้ค้นพบศักยภาพปิโตรเลียมในแหล่ง Nangka และ Dokong สำหรับแหล่ง Nangka โครงการได้รับอนุมัติแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม (FDP) ในไตรมาส 1 ปี 2569 และอยู่ระหว่างการเตรียมการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ภายในปี 2569 โดยคาดว่าจะเริ่มผลิตปิโตรเลียมได้ในปี 2572 ส่วนแหล่ง Dokong ปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาทางวิศวกรรมเบื้องต้น (FEED) และคาดว่าจะสามารถ ตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ภายในปี 2570 โดยคาดว่าจะเริ่มผลิตปิโตรเลียมได้ในปี 2573\n23. มาเลเซีย เอสเค438\nตั้งอยู่ในทะเลน้ำตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก โครงการได้ค้นพบศักยภาพทางปิโตรเลียมในแหล่ง Babadon และ ได้รับการอนุมัติแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างการขออนุมัติการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ภายในปี 2569 และคาดว่าจะสามารถเริ่มผลิตปิโตรเลียมในปี 2571 นอกจากนี้โครงการได้ดำเนินการเจาะหลุมสำรวจ และอยู่ระหว่างศึกษาทางธรณีวิทยาเพื่อประเมิน ศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่สำรวจเพิ่มเติม เพื่อรองรับการวางแผนกิจกรรมการสำรวจในอนาคต และการ ปรับปรุงคุณภาพข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบสามมิติซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในไตรมาส 3 ปี 2569\n24. มาเลเซีย เอสเค314เอ\nตั้งอยู่ในทะเลน้ำตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก ปัจจุบัน โครงการได้ดำเนินการศึกษาทางธรณีวิทยาและประเมิน ศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่สำรวจเพิ่มเติม เพื่อรองรับการวางแผนกิจกรรมการสำรวจในอนาคต ควบคู่กับ การปรับปรุงคุณภาพข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบสามมิติซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในไตรมาส 3 ปี 2569\n25. มาเลเซีย เอสเค325\nตั้งอยู่ในทะเลน้ำตื้น นอกชายฝั่งของรัฐซาราวัก โครงการได้มีการกำหนดตำแหน่งเจาะหลุมสำรวจเบื้องต้นใน พื้นที่ตอนใต้ของแปลงสำรวจ และคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการเจาะหลุมสำรวจได้ในไตรมาส 3 ปี 2569 อีกทั้ง อยู่ระหว่างดำเนินการศึกษาทางธรณีวิทยาและประเมินศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่สำรวจเพิ่มเติมใน พื้นที่ตอนเหนือของแปลงสำรวจ เพื่อรองรับการวางแผนกำหนดตำแหน่งเจาะหลุมสำรวจที่เหลือให้เป็นไปตาม ภาระผูกพันภายในปี 2570\n26. มาเลเซีย เอสบี 412\nตั้งอยู่ในทะเลน้ำตื้นและน้ำลึก นอกชายฝั่งของรัฐซาบาห์ในไตรมาส 2 โครงการได้ดำเนินการประเมิน ศักยภาพทางปิโตรเลียมในพื้นที่สำรวจ และได้มีการกำหนดตำแหน่งเจาะหลุมสำรวจเบื้องต้น โดยคาดว่าจะ สามารถเริ่มดำเนินการเจาะหลุมสำรวจได้ในไตรมาส 4 ปี 2569 นอกจากนี้โครงการได้ดำเนินการศึกษาทางธรณีวิทยาและประเมินศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่สำรวจเพิ่มเติม เพื่อรองรับการวางแผนกำหนดตำแหน่งเจาะหลุมสำรวจที่เหลือให้เป็นไปตามภาระผูกพันภายในปี 2570 โครงการในเวียดนาม\nโครงการที่ดำเนิน ก ารผ ลิตแล้ว (Production P hase)\n27. เวียดนาม 9-2\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและน้ำมันดิบ ตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางตะวันออกเฉียงใต้ของเวียดนาม ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 8 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และน้ำมันดิบ 3,297 บาร์เรลต่อวัน ทั้งนี้โครงการอยู่ระหว่างการเจาะหลุมผลิตเพิ่มเติมเพื่อรองรับการผลิต\n28. เวียดนาม 16-1\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและน้ำมันดิบ ตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศตะวันออกเฉียงใต้ของเวียดนาม ใน ไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 4 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และน้ำมันดิบ 13,234 บาร์เรลต่อวัน\nโครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนา (Developm ent Phase)\n29. เวียดนาม บีแ ละ 48/95\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศตะวันตกของเวียดนาม โครงการได้บรรลุการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ใน ปี 2567 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพัฒนาโครงการระยะ 1A และคาดว่าจะเริ่มผลิตปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์ได้ในปีเวียดนาม 52 / 97 2570 ซึ่งเมื่อรวมโครงการเวียดนาม บีและ 48/95 และโครงการเวียดนาม 52/97 จะมีกำลังการผลิตที่ระดับ\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\n490 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน\nกลยุทธ์และ\nPage l 17\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\n\n| โครงการ | | | ความคืบหน้าในไตรมาส 2 ปี 2569 |\n| --- | --- | --- | --- |\n| โครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจ (Exploration Phase) | | | |\n| 21. มาเลเซีย เอสเค410บ ี | | | |\n| 22. มาเลเซีย เอสเค417 | | | |\n| 23. มาเลเซีย เอสเค438 | | | |\n| | 24. มาเลเซีย เอสเค314เอ | | |\n| 25. มาเลเซีย เอสเค325 | 25. มาเลเซีย เอสเค325 | | |\n| 26. มาเลเซีย เอสบ4ี 12 | | | |\n| โครงการในเวียดนาม | | | |\n| โครงการที่ดำเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | | |\n| | 27. เวียดนาม 9-2 | | |\n| | 28. เวียดนาม 16-1 | | |\n| โครงการที่อยู่ระหว่างการพฒั นา (Development Phase) | | | |\n| | 29. เวียดนาม บี และ 48/95 | | |\n| | เวียดนาม 52/97 | | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 17, "tags": [ "โครงการ", "ปิโตรเลียม", "เวียดนาม", "มาเลเซีย", "ไตรมาส", "ดำเนิน", "ตั้งอยู่", "ศักยภาพ", "พื้นที่", "ชายฝั่ง" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 34, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p017_c1", "page": 17, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p017_c1.png", "width": 419, "height": 690, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p017_c1.png" }, { "id": "p017_c2", "page": 17, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p017_c2.png", "width": 419, "height": 462, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p017_c2.png" }, { "id": "p017_c3", "page": 17, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p017_c3.png", "width": 419, "height": 311, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p017_c3.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_723a450f758e45af9f4d2759b9ca7164", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nโครงการ\nความคืบหน้าในไตรมาส 2 ปี 2569\nโครงการในรัฐสุลต่านโอมาน (โอมาน)\nโครงการที่ดำเนิน ก ารผ ลิตแล้ว (Production P hase) และธุรกิจปิโตรเลียมขั้นกลาง (Midstream)\n30. โอมาน แปลง 6\nเป็นโครงการผลิตน้ำมันขนาดใหญ่ที่สุดในโอมาน ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ำมันดิบ\n691,684 บาร์เรลต่อวัน\n31. โอมาน แปลง 5 3\nเป็นแหล่งผลิตน้ำมันบนบกขนาดใหญ่ตั้งอยู่ทางทิศใต้ของโอมาน ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิต\nน้ำมันดิบเฉลี่ย 48,051 บาร์เรลต่อวัน\n32. โอมาน แปลง 6 1\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ\n1,604 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 62,051 บาร์เรลต่อวัน\n33. โอมาน แอลเอ็น จ\nเป็นโรงงานแปรรูปก๊าซธรรมชาติเหลว ตั้งอยู่ใกล้เมืองซูร์ประเทศโอมาน ปัจจุบันมีกำลังการผลิต 11.4 ล้านตัน\nต่อปีโดยบริษัทได้รับซื้อก๊าซธรรมชาติเหลวจากโครงการเพื่อขายต่อที่ระดับประมาณ 0.8 ล้านตันต่อปีตั้งแต่ปีโครงการในสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (ยูเออี )\nโครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนา (Developm ent Phase)\n34. สัมปทานกา ช า\n2569 อันเป็นส่วนหนึ่งของการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเหลวที่ผลิตได้จากโครงการ\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศตะวันตกเฉียงเหนือของรัฐอาบูดาบีซึ่งเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่ปัจจุบันโครงการค้นพบแหล่งปิโตรเลียมที่มีศักยภาพรวมทั้งสิ้น 9 แหล่ง โดยมี 3 แหล่งที่อยู่ระหว่างการพัฒนา\nได้แก่แหล่ง Dalma Gas แหล่ง Hail and Ghasha และแหล่ง SARB Deep Gas\nโครงการที่อยู่ระห ว่า ง การสำรวจ (Exploration Phase)\n35. อาบูดาบีออฟชอ ร์ 2\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทางตะวันตกเฉียงเหนือของรัฐอาบูดาบีโดยแหล่ง Waset ซึ่งมี ADNOC เป็นผู้ดำเนินการ\nและบริษัทเข้าร่วมลงทุนในสัดส่วนร้อยละ 12 ได้รับอนุมัติสัญญาสัมปทานผลิตปิโตรเลียมเรียบร้อยแล้ว\nขณะที่พื้นที่อื่นนอกเหนือจากแหล่ง Waset ยังอยู่ระหว่างการสำรวจโดย Eni เป็นผู้ดำเนินการ ซึ่งบริษัทถือการ\nลงทุนสัดส่วนร้อยละ 30\n36. อาบูดาบีออฟช อ ร์ 3\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศตะวันตกเฉียงเหนือของรัฐอาบูดาบีปัจจุบันโครงการอยู่ในระยะเวลาสำรวจช่วง\nที่สอง และอยู่ระหว่างการเตรียมการเพื่อดำเนินการเจาะหลุมประเมินตามข้อผูกพันด้านการสำรวจที่คงเหลืออยู่โครงการในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนแอลจีเรีย (แอลจีเรีย)\nโครงการที่ดำเนิน ก ารผ ลิตแล้ว (Production P hase)\n37. แอลจีเรียทูอัท\nตั้งอยู่ในแหล่งปิโตรเลียมบนบก Timimoun ในประเทศแอลจีเรีย ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิต\nเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 451 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 2,560 บาร์เรลต่อวัน\n38. แอลจีเรีย ฮาสสิเ บอร์ราเคซ\nตั้งอยู่บนบกทางทิศตะวันออกของแอลจีเรีย ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ำมันดิบ\n15,715 บาร์เรลต่อวัน ทั้งนี้โครงการอยู่ระหว่างดำเนินการพัฒนาโครงการระยะที่ 2 เพื่อเพิ่มกำลังการผลิตเป็น\n30,000 บาร์เรลต่อวันภายในปี 2572 และเป็น 60,000 บาร์เรลต่อวันภายในปี 2573\n39. แอลจีเรีย 433เอ แ ล ะ 416บ\nเป็นแหล่งผลิตน้ำมันดิบ ตั้งอยู่บนบกทางทิศตะวันออกของแอลจีเรีย ในไตรมาส 2 โครงการมีปริมาณการผลิต\nเฉลี่ยของน้ำมันดิบ 16,870 บาร์เรลต่อวัน\nโครงการที่อยู่ระห ว่า ง การสำรวจ (Exploration Phase)\n40. แอลจีเรียเร็ก เกน เ น่ท\nตั้งอยู่บนบกทางทิศตะวันตกเฉียงใต้ของแอลจีเรีย ครอบคลุมทั้งพื้นที่ที่ค้นพบแหล่งก๊าซธรรมชาติแล้วและพื้นที่ที่มีศักยภาพในการสำรวจเพิ่มเติม โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ในการเร่งพัฒนาการผลิต\nโครงการในสาธารณรัฐโมซัมบิก (โมซัมบิก)\nโครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนา (Developm ent Phase)\n41. โมซัมบิก แอเรีย 1\nโครงการพัฒนาก๊าซธรรมชาติเหลวขนาดใหญ่ตั้งอยู่นอกชายฝั่งของโมซัมบิก ปัจจุบันอยู่ในระหว่างดำเนินงาน\nก่อสร้างโรงงาน LNG และติดตั้งอุปกรณ์ผลิตนอกชายฝั่ง โดยคาดว่าจะพร้อมนำส่งก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)\n\nบทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nได้ภายในปี 2571\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nPage l 18\nแนวโน้มธุรกิจ\n\n| โครงการ | | | ความคืบหน้าในไตรมาส 2 ปี 2569 | | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| โครงการในรัฐสุลต่านโอมาน (โอมาน) | | | | | |\n| โครงการที่ดำเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) และธุรกิจปิโตรเลียมขั้นกลาง (Midstream) | | | | | |\n| | 30. โอมาน แปลง 6 | | | | |\n| | 31. โอมาน แปลง 53 | | | | |\n| | 32. โอมาน แปลง 61 | | | | |\n| | 33. โอมาน แอลเอน็ จ ี | | | | |\n| 2569 อันเป็นส่วนหนึ่งของการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเหลวที่ผลิตได้จากโครงการ โครงการในสหรัฐอาหรบั เอมิเรตส์ (ยูเออี) | | | | | |\n| โครงการที่อยู่ระหว่างการพฒั นา (Development Phase) | | | | | |\n| | 34. สัมปทานกาชา | | | | |\n\n| 35. อาบูดาบี ออฟชอร ์ 2 | | |\n| --- | --- | --- |\n| | 36. อาบูดาบี ออฟชอร์ 3 | |\n| โครงการในสาธารณรฐั ประชาธิปไตยประชาชนแอลจีเรีย (แอลจีเรีย) | | |\n| โครงการที่ดำเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | |\n| | 37. แอลจีเรีย ทูอทั | |\n| | 38. แอลจีเรีย ฮาสสิ เบอร ์ ราเคซ | |\n| 39. แอลจีเรีย 433เอ และ 416บ ี | | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 18, "tags": [ "โครงการ", "แอลจีเรีย", "การผลิต", "ก๊าซธรรมชาติ", "ตั้งอยู่", "ไตรมาส", "บาร์เรล", "อาบูดาบี", "ปิโตรเลียม", "ดำเนิน" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 24, "layout_tables": 2, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p018_c1", "page": 18, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p018_c1.png", "width": 419, "height": 281, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p018_c1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_0cd2ce29bdf542a5a6b1bcef1aa73d07", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nการขับเคลื่อนองค์กรสู่เป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ในปี 2593\nความคืบหน้าของการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในไตรมาส 2 ปี 2569 มีดังนี้ลดความเข้มข้น\nการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ร้อยละ\n17.9\nจากปีฐาน 2563\nพื้นที่การปลูก ฟื้นฟูและอนุรักษ์ป่าที่ได้รับ\nอนุมัติแล้วสะสม 156,130 ไร่แผนงานในการขออนุมัติพื้นที่ปลูก ฟื้นฟูและอนุรักษ์ป่า\nเพิ่มเติมจากหน่วยงานภาครัฐจำนวน\nไม่น้อยกว่า 21,000 ไร่ในปี 2569\nบริษัทดำเนินการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Reduce) ผ่านการดำเนินโครงการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกอย่างต่อเนื่องและ\nผลักดันโครงการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่าง ๆ ในไตรมาส 2 ปี 2569 มีความคืบหน้า ได้แก่ปตท.สผ. ได้ตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ในโครงการดักจับและกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ (CCS) ที่แหล่ง\nโครงการดักจับ แ ละกัก เก็บ\nก๊าซธรรมชาติอาทิตย์ในไตรมาส 3 ปี 2568 ส่งผลให้โครงการเข้าสู่ระยะดำเนินการพัฒนาอย่างเป็นทางการ\nก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ภายหลังจากที่ได้ผ่านการศึกษาทางเทคนิคอย่างรอบด้าน เพื่อสร้างความมั่นใจในมาตรฐานความปลอดภัย\n(CCS)\nและความมั่นคงของการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ในระยะยาว การตัดสินใจลงทุนดังกล่าวนับเป็นก้าวสำคัญ\nในการขับเคลื่อนกลยุทธ์การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของบริษัท และการวางรากฐานสู่การพัฒนา\nโครงการ CCS แห่งแรกของประเทศไทย\nปัจจุบัน โครงการอยู่ระหว่างการจัดทำรายละเอียดแบบก่อสร้างทางวิศวกรรม (Detailed Engineering\nDesign) สำหรับการติดตั้งอุปกรณ์และปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานที่เกี่ยวข้องกับการดักจับและกักเก็บ\nคาร์บอนไดออกไซด์ใต้ดินในพื้นที่แหล่งก๊าซธรรมชาติอาทิตย์โดยภาพรวมความคืบหน้ายังคงเป็นไปตาม\nแผนงานที่กำหนดไว้เพื่อรองรับเป้าหมายการเริ่มดำเนินการโครงการในปี 2571 โดยมีแผนที่จะทยอยปรับเพิ่ม\nอัตราการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์อย่างต่อเนื่องจนถึงศักยภาพสูงสุดที่ประมาณ 1 ล้านตันต่อป\nปตท.สผ. ยังคงมุ่งมั่นในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการดำเนินงานของบริษัท โดยมีโครงการลดการ\nการดำเนินการลดการปล่อย\nปล่อยก๊าซเรือนกระจกเพิ่มเติม อาทิโครงการลดการปล่อยก๊าซส่วนเกินแรงดันต่ำจากกระบวนการผลิต\nก๊าซเรือนกระจก\nปิโตรเลียมที่โครงการจี 2/61 โครงการประหยัดพลังงานสำหรับโครงการผลิตต่าง ๆ ซึ่งประเมินว่าจะสามารถ\nลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเพิ่มเติมจากกิจกรรมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ดำเนินการอยู่เดิมได้ประมาณ 545,000 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าในปี 2569\nนอกจากนี้บริษัทได้พัฒนาการจัดการการปล่อยก๊าซมีเทนอย่างต่อเนื่อง โดยในปี 2569 บริษัทได้ปรับปรุงการ\nรายงานการปล่อยก๊าซมีเทนตามแนวทางการตรวจวัด (Measurement-based Approach) และมีการตรวจวัด\nการปล่อยก๊าซมีเทนจากแหล่งกำเนิดต่าง ๆ ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการหลักอย่างต่อเนื่อง เพื่อนำไปจัดทำ\n\nบทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nแผนการลดการปล่อยก๊าซมีเทนต่อไป\n\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nPage l 19\nแนวโน้มธุรกิจ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 19, "tags": [ "เรือนกระจก", "โครงการ", "บริษัท", "คาร์บอนไดออกไซด์", "ไตรมาส", "ความคืบหน้า", "พื้นที่", "ดำเนินการ", "ต่อเนื่อง", "กักเก็บ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 4, "layout_bands": 23, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p019_c1", "page": 19, "rel_path": "PTTEP/2569/Q2/p019_c1.png", "width": 955, "height": 389, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q2/p019_c1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_4272f2f2f4b24295a875114486b581ae", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) การวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 การเตรียมความพร้อมสู่โอกาสทางธุรกิจในอนาคตผ่านการลงทุนในธุรกิจคาร์บอนต่ำ เป็นโครงการริเริ่มศึกษาและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการบริหารจัดการคาร์บอนไดออกไซด์จาก โครงการดักจับและกักเก็บคาร์บอนใน\nภาคอุตสาหกรรมในพื้นที่เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก ซึ่งเป็นพื้นที่ยุทธศาสตร์ทางเศรษฐกิจที่สำคัญ พื้นที่ภาคตะวันอ อก (Eastern CCS\nของประเทศ โดยช่วยสนับสนุนและขับเคลื่อนเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ ใน Hub)\nไตรมาส 1 ปี 2569 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบแนวทางการดำเนินงานภายใต้กรอบความร่วมมือระหว่าง ประเทศไทยและประเทศญี่ปุ่น เพื่อศึกษาและประเมินศักยภาพการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ในชั้นหิน ทางธรณีวิทยาในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน ประกอบด้วย 1) มอบหมายให้กรมการเปลี่ยนแปลงสภาพ ภูมิอากาศและสิ่งแวดล้อมทำหน้าที่เป็นหน่วยประสานงานหลักในการบูรณาการและสนับสนุนให หน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง พัฒนาและปรับปรุงกฎหมาย กฎระเบียบ นโยบาย ตลอดจนมาตรการและ กลไกดำเนินงานเพื่อขับเคลื่อนให้เกิดโครงการการประยุกต์ใช้เทคโนโลยี CCS และ 2) มอบหมายให้กรม เชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้รับผิดชอบหลักในการกำกับดูแลและประสานหน่วยงานอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้องใน การศึกษาและประเมินศักยภาพการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน โดย ปตท.สผ. ได้รับมอบหมายให้เป็นผู้ดำเนินการฝ่ายไทย ร่วมกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติองค์การเพื่อความมั่นคงด้าน โลหะและพลังงานแห่งประเทศญี่ปุ่น (JOGMEC) และบริษัท อินเปกซ์คอร์ปอเรชั่น (INPEX) ทั้งนี้ความ คืบหน้าในการเตรียมความพร้อมงานสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Acquisition) เป็นไปตาม แผนงาน โดยจะเข้าทำการสำรวจในช่วงไตรมาส 3 ปี 2569 นี้เพื่อประเมินศักยภาพการกักเก็บ คาร์บอนไดออกไซด์และรองรับการพัฒนาโครงการดักจับและกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ (CCS Hub) ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออกในอนาคตต่อไป นอกจากนี้ปตท.สผ. ยังได้ร่วมกับภาครัฐ ในการศึกษาและผลักดันให้เกิดการพัฒนากฎหมายเพื่อรองรับการดำเนินงานที่เกี่ยวข้องและการพัฒนา โครงการดักจับและกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ในระยะยาว ปตท.สผ. ถือสัดส่วนการลงทุนทางอ้อมร้อยละ 25.5 ในโครงการซีกรีน ออฟชอร์วินด์ฟาร์ม ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้า โครงการซีกรีน ออฟชอร์วินด์ฟาร์ม\nพลังงานลมที่ใหญ่ที่สุดในสกอตแลนด์มีกำลังการผลิตประมาณ 1.1 กิกะวัตต์ (กังหันลม 114 ต้น) ตั้งอย ในทะเลเหนือ นอกชายฝั่งประเทศสกอตแลนด์การดำเนินงานของโครงการเป็นไปตามแผนที่กำหนด ซึ่ง สะท้อนถึงความสามารถในการผลิตไฟฟ้าได้อย่างมีประสิทธิภาพและต่อเนื่อง นับตั้งแต่เริ่มผลิตไฟฟ้าเชิง พาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD) เมื่อเดือน ตุลาคม 2566 โดยในช่วงเดือนมกราคมถึง มิถุนายน2569 โครงการสามารถผลิตไฟฟ้าได้รวมทั้งสิ้น 2,537 กิกะวัตต์ชั่วโมง (GWh) ตั้งอยู่ในพื้นที่อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร โดยมีพื้นที่ประมาณ 110 ไร่และมีกำลังการผลิต โครงการผลิตไฟฟ้า จากแสงอาทิตย์ประมาณ 9.98 เมกะวัตต์มีวัตถุประสงค์เพื่อช่วยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ด้วยการผลิตไฟฟ้า (ลานแสงอรุณ)\nจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับใช้ในโครงการเอส 1 โดยโครงการได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 29 มิถุนายน 2566 สำหรับไตรมาส 2 ปี 2569 โครงการได้จ่ายไฟฟ้าทั้งหมด 4.23 กิกะวัตต์ชั่วโมง (GWh) การลงทุนในพลังงานแห่งอนาคตผ่าน\nบริษัท เอ็กซ์พลอร์เวนเจอร์ส จำกัด เป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นเพื่อลงทุนในรูปแบบ Corporate Venture Corporate Venture Capital\nCapital หรือ CVC เพื่อลงทุนในเทคโนโลยีที่จะเป็นแหล่งพลังงานแห่งอนาคต (Future Energy) เทคโนโลยีลดคาร์บอน (Decarbonization) และเทคโนโลยีที่ใช้ต่อยอดการดำเนินธุรกิจสำรวจและ ผลิตปิโตรเลียม (E&P Deep Tech) โดยบริษัทได้ทำการลงทุนในธุรกิจที่พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานฟิว ชัน เทคโนโลยีเตาปฏิกรณ์นิวเคลียร์ขนาดเล็กรูปแบบใหม่เทคโนโลยีสำหรับการดักจับก๊าซ คาร์บอนไดออกไซด์บริเวณจุดปล่อยก๊าซฯ และเทคโนโลยีพลังงานความร้อนใต้พิภพรูปแบบใหม่ซึ่ง การลงทุนเหล่านี้มีวัตถุประสงค์เพื่อสร้างความร่วมมือในการศึกษาแหล่งพลังงานรูปแบบใหม่และ สนับสนุนการเปลี่ยนผ่านสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน พร้อมทั้งสร้างความสามารถในการแข่งขัน ของ ปตท.สผ. อย่างยั่งยืนในอนาคต\nเอไอ แอนด์โรโบติกส์เวนเจอร์ส\nกลุ่มบริษัท ARV มีเป้าหมายหลักในการพัฒนาและประยุกต์ใช้เทคโนโลยีหุ่นยนต์และปัญญาประดิษฐ์เพื่อเพิ่มศักยภาพและประสิทธิภาพการดำเนินงานในกลุ่มธุรกิจพลังงานควบคู่กับการขับเคลื่อนการเติบโต (ARV)\nและสร้างโอกาสทางธุรกิจใหม่ ๆ โดยในไตรมาส 2 ปี 2569 บริษัทย่อย SKYLLER ได้ปฏิบัติงานตรวจสอบ โครงสร้างพื้นฐานหลายโครงการด้วยเทคโนโลยีอากาศยานไร้คนขับ (UAV) อาทิโครงการตรวจสอบความ ผิดปกติของเสาส่งไฟฟ้าในพื้นที่แหล่งผลิตน้ำมันบนบก จำนวน 3,077 ต้น โครงการตรวจสอบหอเผาไหม ก๊าซ (Flare) และอุปกรณ์ต่าง ๆ รวมถึงการตรวจสอบและติดตามการรั่วไหลของก๊าซมีเทนบนแท่นผลิต ปิโตรเลียมกลางทะเล ในโครงการพื้นที่อ่าวไทย ซึ่งสามารถตรวจจับความผิดปกติและประเมินความ\nบทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการดำเนินงาน\nเสียหายเบื้องต้นได้อย่างรวดเร็ว สนับสนุนการวางแผนซ่อมบำรุงอย่างมีประสิทธิภาพ\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nการบริหารจัดการ\nPage l 20\nแนวโน้มธุรกิจ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 20, "tags": [ "โครงการ", "พื้นที่", "เทคโนโลยี", "บริษัท", "ธุรกิจ", "คาร์บอนไดออกไซด์", "กักเก็บ", "ประเทศ", "ไตรมาส", "การลงทุน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 4, "layout_bands": 47, "layout_tables": 0 } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_910f41240a4245168ad8fdba0d8e091c", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569 แนวโน้มภาพรวมธุรกิจในอนาคต\nราคาน้ำมันดิบ\nราคาน้ำมันดิบในไตรมาส 3 ปี 2569 คาดว่าจะเริ่มต้นไตรมาสในระดับประมาณ 70-85 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล ซึ่งลดลงจากไตรมาสก่อนหน้า จาก บรรยากาศเชิงบวกภายหลังการลงนาม MoU ระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิหร่าน รวมถึงการทยอยปล่อยเรือขนส่งน้ำมันดิบที่ตกค้างในช่องแคบฮอร์มุซเข้า สู่ตลาด อย่างไรก็ตาม ราคาน้ำมันมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น หลังความตึงเครียดกลับมาปะทุจากการโจมตีตอบโต้กันระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิหร่านอีกครั้ง นอกจากนี้กลุ่มฮูตีในเยเมนก็ได้ประกาศปิดล้อมทางทะเลต่อซาอุดีอาระเบียที่ช่องแคบบับเอลมันเดบ โดย คาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในไตรมาส 3 ปี 2569 จะอยู่ในช่วง 80-90 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล โดยความไม่แน่นอนของสถานการณ์สู้รบยังคงเป็นปัจจัยสำคัญที่ต้องติดตามอย่างใกล้ชิด ซึ่งอาจส่งผลให้ราคาน้ำมันในช่วงครึ่งหลังของปียังคงมีความผันผวนสูง ทั้งนี้บริษัทคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปี 2569 จะอยู่ในช่วง 80-90 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล โดยมีปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันดิบ ดังนี้ด้านอุปทาน: อุปทานน้ำมันโลกในไตรมาส 3 ปี 2569 มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในช่วงต้นเดือนกรกฎาคม 2569 จากการที่ปริมาณน้ำมันตกค้าง บริเวณช่องแคบฮอร์มุซสามารถเริ่มส่งมอบไปยังปลายทางได้อย่างไรก็ตาม การฟื้นตัวของการขนส่งผ่านช่องแคบกลับสู่ระดับก่อนสงครามอาจใช้เวลานานกว่าที่คาดเนื่องจากความตึงเครียดกลับมาปะทุอีกครั้ง อย่างไรก็ตาม หากกลุ่ม OPEC+ ตัดสินใจเพิ่มกำลังการผลิต หรือหากปริมาณการ ส่งออกของรัสเซียเริ่มฟื้นตัว อาจเพิ่มความเสี่ยงที่ตลาดจะเข้าสู่ภาวะอุปทานล้นตลาดได้ในระยะสั้น ด้านอุปสงค์: อุปสงค์น้ำมันโลกในไตรมาส 3 ปี 2569 คาดว่าจะฟื้นตัวเล็กน้อย โดยมีปัจจัยสำคัญขึ้นอยู่กับท่าทีของจีนต่อระดับราคาที่หากราคาปรับลดลงสู่ระดับที่จูงใจ อาจกระตุ้นให้โรงกลั่นของจีนเข้าซื้อสะสมคลังสำรองเชิงพาณิชย์และคลังสำรองเชิงยุทธศาสตร์ซึ่งจะ ช่วยพยุงราคาในช่วงขาลงได้อย่างไรก็ตาม การฟื้นตัวของอุปสงค์อาจยังถูกจำกัดจากความตึงเครียดที่กลับมารุนแรงอีกครั้ง ส่งผลให้ราคา น้ำมันและค่าประกันภัยความเสี่ยงภัยจากสงคราม (war-risk insurance premium) ปรับตัวสูงขึ้น ขณะเดียวกัน โรงกลั่นอาจมีแนวโน้ม เลือกใช้น้ำมันดิบจากแหล่งภายในภูมิภาคแทนที่นอกจากนี้แม้คาดว่าจะมีแรงหนุนจากฤดูกาลขับขี่แต่อัตราการฟื้นตัวของอุปสงค์อาจ ต่ำกว่าปกติเนื่องจากเศรษฐกิจโลกยังอยู่ในช่วงปรับตัวหลังได้รับผลกระทบจากราคาน้ำมันที่พุ่งสูงในช่วงก่อนหน้า ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)\nภาพรวมตลาด LNG ปี 2569 มีแนวโน้มผ่อนคลายลง โดยความต้องการใช้คาดว่าจะชะลอตัวลงมาอยู่ที่ประมาณ 416 ล้านตันต่อปี (ที่มา: FGE, มิถุนายน 2569) หรือลดลงราว 3% เมื่อเทียบกับปี 2568 ปัจจัยหลักมาจากระดับราคา LNG ที่ทรงตัวในระดับสูง ส่งผลให้ผู้ซื้อในหลายประเทศชะลอการนำเข้า แล้ว หันไปพึ่งพาปริมาณก๊าซสำรองคงคลังที่มีอยู่หรือปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงทางเลือกอื่นในระยะสั้น ด้วยเหตุนี้การนำเข้าของตลาดหลักอย่างญี่ปุ่น เกาหลีใต้และจีน จึงมีแนวโน้มชะลอตัวลง อย่างไรก็ดีความต้องการใช้ LNG ในระยะยาว ยังคงมีทิศทางเติบโตอย่างต่อเนื่อง ด้านอุปทานคาดว่ากำลังการผลิต LNG ทั่วโลกในปี 2569 จะเพิ่มขึ้นจากปี 2568 ประมาณ 2% สู่ระดับประมาณ 441 ล้านตันต่อปี (ที่มา: FGE, มิถุนายน 2569) โดยมีปัจจัยขับเคลื่อนสำคัญจาก การยกระดับบทบาทของ US LNG ผ่านการเปิดดำเนินงานของโครงการ Golden Pass LNG และ Corpus Christi Train 6 ปัจจัยสำคัญที่ต้องติดตามอย่างใกล้ชิด ประกอบด้วยความยืดเยื้อของสถานการณ์ภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลาง โดยเฉพาะความไม่แน่นอนที่เกี่ยวเนื่องกับ การปิดช่องแคบฮอร์มุซ ซึ่งส่งผลโดยตรงต่อการส่งออก LNG ของผู้ผลิตรายใหญ่อย่างกาตาร์และสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ตลอดจนระยะเวลาในการฟื้นฟูของ โครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานที่ได้รับความเสียหาย ซึ่งถือเป็นตัวแปรสำคัญต่ออุปทานและอาจเป็นปัจจัยหนุนให้ราคาทรงตัวในระดับสูงต่อไป นอกจากนี้ยัง ต้องติดตามข้อพิพาทแรงงานของโครงการ Ichthys LNG ในออสเตรเลีย ตลอดจนปัจจัยแวดล้อมด้านภูมิรัฐศาสตร์อื่น ๆ เช่น ความขัดแย้งระหว่างรัสเซียและ ยูเครน แผนการยุติการนำเข้าพลังงานจากรัสเซียของสหภาพยุโรปภายในปี 2570 และทิศทางนโยบายการค้าของสหรัฐอเมริกา ขณะเดียวกัน แนวโน้มอุปสงค์ในช่วงฤดูร้อนของประเทศผู้ซื้อหลักในเอเชีย รวมถึงระดับก๊าซสำรองของยุโรปและแนวทางการจัดหาพลังงานของกลุ่มผู้ซื้อ รายใหญ่ล้วนเป็นปัจจัยขับเคลื่อนที่ส่งผลต่อความผันผวนของราคาและการเปลี่ยนแปลงทิศทางการค้า LNG ในระยะยาว สำหรับไตรมาส 3 ปี 2569 คาดว่าราคาก๊าซ LNG ตลาดจรในเอเชีย (Asian Spot LNG) จะเคลื่อนไหวอยู่ในช่วง 14-20 ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียูอย่างไรก็ตาม แนวโน้มราคาในช่วงครึ่งหลังของปีมีความผันผวนสูงจากปัจจัยด้านภูมิรัฐศาสตร์จึงจำเป็นต้องติดตามอย่างใกล้ชิด เศรษฐกิจไทยและอัตราแลกเปลี่ยน\nธนาคารแห่งประเทศไทย (ธปท.) ปรับประมาณการการขยายตัวทางเศรษฐกิจไทยในปี 2569 เป็นร้อยละ 2.3 ต่อปีโดยได้รับแรงสนับสนุนจากภาคการ ส่งออกและภาคการลงทุนที่ดีกว่าคาด รวมถึงมาตรการบรรเทาผลกระทบจากวิกฤตพลังงานของภาครัฐ ประกอบกับสถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออก กลางมีแนวโน้มผ่อนคลายลง ส่งผลให้แรงกดดันด้านต้นทุนการผลิตลดลง อย่างไรก็ตาม การท่องเที่ยวอาจเป็นปัจจัยกดดันการฟื้นตัวของเศรษฐกิจไทยใน ระยะถัดไป เนื่องจากความต้องการใช้จ่ายของนักท่องเที่ยวและการยกเลิกเที่ยวบินหลังต้นทุนพลังงานปรับสูงขึ้นในช่วงก่อนหน้า ด้านนโยบายการเงิน ธปท. มีมติคงอัตราดอกเบี้ยนโนบายไว้ที่ร้อยละ 1 ต่อปีเนื่องจากเห็นว่าเป็นระดับที่เหมาะสมต่อการฟื้นตัวของเศรษฐกิจ และคาดว่าระดับเงินเฟ้อจะลดระดับลง หากสถานการณ์ขัดแย้งคลี่คลายลง โดยยังคงพร้อมทบทวนทิศทางนโยบายการเงินหากสถานการณ์เปลี่ยนแปลงในระยะข้างหน้า แนวโน้มของอัตราแลกเปลี่ยนในช่วงที่เหลือของปีคาดว่าจะยังคงเผชิญกับความผันผวนและเงินบาทมีแนวโน้มอ่อนค่าลงเล็กน้อย โดยมีปัจจัยกดดันหลักจากการที่ตลาดคาดการณ์การปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยนโยบายของธนาคารกลางสหรัฐอเมริกา (Fed) ภายในช่วงครึ่งหลัง ของปีอย่างไรก็ตาม แรงกดดันดังกล่าวอาจบรรเทาลงหากราคาพลังงานปรับตัวลดลงซึ่งจะส่งผลบวกต่อดุลการค้าของประเทศไทยให้ปรับตัวดีขึ้นได้ตามลำดับ ภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nผลการดำเนินงาน\nกลยุทธ์และ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\nการบริหารจัดการ\nPage l 21\nแนวโน้มธุรกิจ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 21, "tags": [ "ไตรมาส", "น้ำมันดิบ", "อย่างไรก็ตาม", "น้ำมัน", "มีแนวโน้ม", "ปัจจัย", "พลังงาน", "แนวโน้ม", "ช่องแคบ", "ปรับตัว" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 4, "layout_bands": 44, "layout_tables": 0 } }, { "id": "PTTEP_2569_2_financial_explanation_a31dc0eb2cba4a718c9ddc555cba02f6", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)\nการวิเคราะห์และคำอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) สำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 2 ปี 2569\nแนวโน้มผลการดำเนินงานของ ปตท.สผ. สำหรับไตรมาส 3 ปี 2569 และปี 2569\nปริมาณขาย ราคาขาย และต้นทุน เป็นปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อผลการดำเนินงานของบริษัท ทั้งนี้เพื่อให้แนวโน้มผลการดำเนินงานสอดคล้อง\nกับแผนการดำเนินงานและภาวะอุตสาหกรรมที่เปลี่ยนแปลงไป บริษัทจึงได้ดำเนินการติดตามและปรับสมมติฐานให้สะท้อนสถานการณ์ปัจจุบัน\nส่งผลให้ประมาณการแนวโน้มผลการดำเนินงานเป็นดังนี้ปริมาณขาย\nราคาก๊าซธรรมชาติ\n(พันบาร์เรลเทียบเท่า\n(ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียู)\nน้ำมันดิบต่อวัน)\nไตรมาส 3 ปี 2569\nไตรมาส 3 ปี 2569\nปี 2569\nปี 2569\n~6.2\n~525\n~560\n~6.0\nหมายเหตุ: 1. ปริมาณขายรวมการลงทุนในกิจการที่รับรู้ตามวิธีส่วนได้เสีย\n2. สมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปี 2569 อยู่ที่ 80-90 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล\nต้นทุนต่อหน่วย\n(ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล\nเทียบเท่าน้ำมันดิบ)\nไตรมาส 3 ปี 2569 และ ปี 2569\n~30\nEBITDA Margin\n(ร้อยละของรายได้จากการขาย)\n\nไตรมาส 3 ปี 2569 และ ปี 2569\n~70%\n\n3. EBITDA Margin: อัตราส่วนกำไรก่อนหักดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา ต่อรายได้จากการขายรวมรายได้จากการบริการค่าผ่านท่อ\nปริมาณขาย\nคาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยสำหรับ\nไตรมาส 3 ปี 2569 และสำหรับปี 2569 อยู่ที่ประมาณ 525,000 และ 560,000 บาร์เรล\nเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ตามลำดับ\n• คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยสำหรับ\nไตรมาส 3 ปี 2569 ลดลงจากไตรมาส 2\nปี 2569 โดยหลักจากการปิดซ่อมบำรุง\nตามแผนงานของโครงการในประเทศไทย\nและประเทศมาเลเซีย รวมถึงปริมาณขาย\nน้ำมันดิบที่ลดลงในประเทศแอลจีเรีย\n• คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยสำหรับปี 2569\nเพิ่มขึ้นจากปี 2568 ประมาณร้อยละ 10\nโดยหลักจากการรับรู้ปริมาณขายเต็มปีสำหรับโครงการที่ได้เข้าซื้อระหว่างปี 2568\nได้แก่โครงการมาเลเซีย เอสเค408\nโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย–มาเลเซีย\nเอ 18 และโครงการแอลจีเรีย ทูอัท\nรวมถึงการผลิตก๊าซธรรมชาติเพิ่มจาก\nโครงการในประเทศไทยเพื่อสนับสนุน\nความต้องการพลังงานภายในประเทศ\n\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nราคาขาย\nราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์หลัก\nของบริษัทนั้นมีโครงสร้างราคาส่วนหนึ่งผูกกับ\nราคาน้ำมันย้อนหลัง 3-21 เดือน บริษัทคาดว่า\nราคาขายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยสำหรับไตรมาส 3\nปี 2569 และสำหรับปี 2569 จะอยู่ที่ประมาณ\n6.2 และ 6.0 ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียูตามลำดับ เพิ่มขึ้นจากไตรมาส 2 ปี 2569 และ\nจากปีก่อนหน้าเล็กน้อยจากการปรับตัวขึ้นของ\nราคาน้ำมันในตลาดโลก\nในส่วนของราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันดิบและ\nคอนเดนเสทของบริษัทจะผันแปรตามราคา\nน้ำมันดิบในตลาดโลก\nบริษัทมีการทำสัญญาประกันความเสี่ยง\nราคาน้ำมัน โดย ณ สิ้นไตรมาส 2 ปี 2569 มีปริมาณน้ำมันภายใต้การประกันความเสี่ยง\nคงเหลือจำนวน 19 ล้านบาร์เรล ทั้งนี้บริษัทมีความยืดหยุ่นในการปรับแผนการประกัน\nความเสี่ยงราคาน้ำมันตามความเหมาะสม\n\nกลยุทธ์และ\nผลการดำเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nต้นทุนต่อหน่วย\nสำหรับไตรมาส 3 ปี 2569 และสำหรับปี\n2569 ปตท.สผ. คาดว่าจะสามารถรักษา\nต้นทุนต่อหน่วยให้อยู่ในระดับประมาณ 30\nดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ\nซึ่งลดลงเล็กน้อยเมื่อเทียบกับปี 2568 โดยหลัก\nจากค่าเสื่อมราคาและค่าใช้จ่ายในการ\nดำเนินงาน\n\nPage l 22\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่สำคัญ\n\n| ปรมิ าณขาย ราคาขาย และต้นทุน เป็นปัจ | จัยหลักที่ส่งผลต่อผลการดำเนินงานของบริษัท ทั้งน | ี้ เพ่อื | ให้แนวโน้มผลการดำเนินงานสอดคล้อง |\n| --- | --- | --- | --- |\n| แผนการดำเนินงานและภาวะอุตสาหกรรมที่เป | ลี่ยนแปลงไป บริษัทจึงได้ดำเนินการติดตามและป | รับสม | มติฐานให้สะท้อนสถานการณ์ปัจจุบัน |\n| ลให้ประมาณการแนวโน้มผลการดำเนินงานเป็น | ดังนี้ | | |\n| ปริมาณขาย | ราคาก๊าซ ธรรมชาติ ต้นทุนต ่อหน่ | วย | EBITDA Margin |\n| (พนั บาร์เรลเทียบเท่า ( | (ดอลลาร์ สรอ. ต่อบ ดอลลาร์ สรอ. ต่อล้านบีทียู) | าร์เรล | (ร้อยละของรายได้จากการขาย) |\n| น้ำมันดิบต่อวัน) | เทียบเท่าน้ำมันด | ิบ) | |\n| ตรมาส 3 ปี 2569 ปี 2569 ไตรมาส 3 ปี 2 | 569 ปี 2569 ไตรมาส 3 ปี 2569 และ ปี 256 | 9 | ไตรมาส 3 ปี 2569 และ ปี 2569 |\n| ~525 ~560 ~6.2 | ~6.0 ~30 | | ~70% |\n| ยเหตุ: 1. ปริมาณขายรวมการลงทุนในกิจการที่รบั รู้ตามวิธีส | ่วนได้เสีย | | |\n| 2. สมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปี 2569 อยู่ที่ | 80-90 ดอลลาร์ สรอ. ต่อบารเ์ รล | | |\n| 3. EBITDA Margin: อัตราส่วนกำไรก่อนหักดอกเบี้ย | ภาษีและค่าเสื่อมราคา ต่อรายได้จากการขายรวมรายได้จากการ | บรกิ าร | ค่าผ่านท่อ |\n| ปริมาณขาย | ราคาขาย | | ต้นทนุ ต่อหน่วย |\n| คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยสำหรับ | ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์หลัก | ส | ำหรับไตรมาส 3 ปี 2569 และสำหรับปี |\n| มาส 3 ปี 2569 และสำหรับปี 2569 อยู่ที่ | ของบริษัทนั้นมีโครงสร้างราคาส่วนหนึ่งผูกกับ | 2569 | ปตท.สผ. คาดว่าจะสามารถรักษา |\n| ะมาณ 525,000 และ 560,000 บาร์เรล | ราคาน้ำมันย้อนหลัง 3-21 เดือน บริษัทคาดว่า | ต้นทุ | นต่อหน่วยให้อยู่ในระดับประมาณ 30 |\n| บเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ตามลำดับ | ราคาขายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยสำหรับไตรมาส 3 | ดอล | ลาร์ สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ |\n| คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยสำหรับ | ปี 2569 และสำหรับปี 2569 จะอยู่ที่ประมาณ | ซึ่งลด | ลงเล็กน้อยเมื่อเทียบกับปี 2568 โดยหลัก |\n| ไตรมาส 3 ปี 2569 ลดลงจากไตรมาส 2 | 6.2 และ 6.0 ดอลลาร์ สรอ. ต่อล้านบีทียู | จาก | ค่าเสื่อมราคาและค่าใช้จ่ายในการ |\n| ปี 2569 โดยหลักจากการปิดซ่อมบำรุง | ตามลำดับ เพิ่มขึ้นจากไตรมาส 2 ปี 2569 และ | ดำเนิ | นงาน |\n| ตามแผนงานของโครงการในประเทศไทย | จากปีก่อนหน้าเล็กน้อยจากการปรับตัวขึ้นของ | | |\n| และประเทศมาเลเซีย รวมถึงปริมาณขาย | ราคาน้ำมันในตลาดโลก | | |\n| น้ำมันดิบที่ลดลงในประเทศแอลจีเรีย | ในส่วนของราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันดิบและ | | |\n| คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยสำหรับปี 2569 | คอนเดนเสทของบริษัทจะผันแปรตามราคา | | |\n| เพิ่มขึ้นจากปี 2568 ประมาณร้อยละ 10 | น้ำมันดิบในตลาดโลก | | |\n| โดยหลักจากการรับรู้ปริมาณขายเต็มปี | บริษัทมีการทำสัญญาประกันความเสี่ยง | | |\n| สำหรับโครงการที่ได้เข้าซื้อระหว่างปี 2568 | ราคาน้ำมัน โดย ณ สิ้นไตรมาส 2 ปี 2569 มี | | |\n| ได้แก่ โครงการมาเลเซีย เอสเค408 | ปริมาณน้ำมันภายใต้การประกันความเสี่ยง | | |\n| โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย–มาเลเซีย | คงเหลือจำนวน 19 ล้านบาร์เรล ทั้งนี้ บริษัทมี | | |\n| เอ 18 และโครงการแอลจีเรีย ทูอัท | ความยืดหยุ่นในการปรับแผนการประกัน | | |\n| รวมถึงการผลิตก๊าซธรรมชาติเพิ่มจาก | ความเสี่ยงราคาน้ำมันตามความเหมาะสม | | |\n| โครงการในประเทศไทยเพื่อสนับสนุน | | | |\n| ความต้องการพลังงานภายในประเทศ | | | |\n| ภาพรวมเศรษฐกิจ | กลยุทธ์และ | | แนวโน้มธุรกิจ Page |\n| สรปุ ผู้บริหาร ผ | ลการดำเนินงาน ความค การบรหิ ารจัดการ | ืบหน้าท | ี่สำคัญ |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 2, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 22, "tags": [ "ไตรมาส", "สำหรับ", "ปริมาณ", "บริษัท", "น้ำมันดิบ", "โครงการ", "น้ำมัน", "บาร์เรล", "เฉลี่ย", "ผลการดำเนินงาน" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 3, "layout_bands": 7, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } } ] }