สรุปงบการเงิน

{ "documents": [ { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_eee5abd2dd6e4546a33f15da3aeb039c", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเครำะห์และคำอธิบำยของฝ่ายจัดการ (MD&A)\nสำหรับผลการดำเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 1, "tags": [ "บริษัท", "ปิโตรเลียม", "ฝ่ายจัดการ", "(MD&A)", "สำหรับ", "ผลการดำเนินงาน", "ไตรมาส" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 4, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p001_f1", "page": 1, "rel_path": "PTTEP/2569/Q1/p001_f1.png", "width": 463, "height": 409, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q1/p001_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_7acfb04f6f8d4944863e33b317642f8f", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน) การวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 บทสรุปผู้บริหำร\nรำคำน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในไตรมาส 1 ปี 2569 อยู่ที่ 87.87 ดอลลำร์สรอ. ต่อบำร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญ จากไตรมาสก่อนหน้าที่ 63.82 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล โดยมีปัจจัยหลัก จากปัจจัยทางภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลาง โดยเฉพาะความขัดแย้ง ระหว่างสหรัฐอเมริกา อิสราเอล และอิหร่าน รวมถึงความกดดัน จากการปิดช่องแคบฮอร์มุซ ซึ่งส่งผลให้อุปทานน้ามันในตลาดโลกตึงตัว แม้ว่าในช่วงต้นไตรมาส ราคาน้ามันดิบจะได้รับแรงกดดันจากอุปทาน ที่จะเพิ่มขึ้นจากเวเนซุเอลาและกลุ่ม OPEC+ ทั้งนี้บริษัทคาดการณ์ว่า รำคำน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในไตรมาส 2 ปี 2569 จะอยู่ในกรอบ 90-110 ดอลลำร์สรอ. ต่อบำร์เรล โดยราคาน้ามันที่อยู่ในระดับสูง เริ่มส่งผลต่อแรงกดดันด้านเงินเฟ้อและต้นทุนพลังงานในหลายประเทศ ซึ่งอาจกระทบต่อกิจกรรมทางเศรษฐกิจและการบริโภคในระยะถัดไป ขณะเดียวกัน อุปสงค์น้ามันดิบโลกยังอาจถูกกดดันจากมาตรการ ประหยัดพลังงานและแนวโน้มเศรษฐกิจโลกที่ยังมีความไม่แน่นอน ส่งผลให้ราคาน้ามันในช่วงที่เหลือของปีมีแนวโน้มผันผวนสูง โดยคาดการณ์ว่า รำคำน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยทั้งปี 2569 จะอยู่ในกรอบ 80-90 ดอลลำร์สรอ. ต่อบำร์เรล และมีปัจจัยส าคัญที่ต้องติดตาม ได้แก่สถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลาง ความขัดแย้ง ระหว่างรัสเซีย–ยูเครน และแนวโน้มเศรษฐกิจโลกซึ่งอาจส่งผลต่อ อุปสงค์น้ามันดิบ\nควำมคืบหน้ำที่สำคัญของธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ในไตรมาส 1 เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของประเทศไทย บริษัทได้เพิ่มปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงกว่าปริมาณการส่ง ก๊าซธรรมชาติสูงสุด (CDC) ตามสัญญาในหลายโครงการเพื่อรองรับ สถานการณ์พลังงานในประเทศ ได้แก่โครงการอำทิตย์โครงการ พื้นที่พัฒนำร่วมไทย-มำเลเซีย บี 17-01 โครงการคอนแทร็ค 4 และยังคงด าเนินการเจาะหลุมผลิตอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับการผลิต ใน โครงการจี 1/61 (เอรำวัณ) และ โครงการจี 2/61 (บงกช) ในขณะที่โครงการจี 3/65 อยู่ระหว่างการประมวลผลข้อมูล คลื่นไหวสะเทือนและเตรียมความพร้อมเพื่อตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ในพื้นที่บุษบง ด้านการเติบโตในต่างประเทศ โครงการ มำเลเซีย เอสเค405บี (แหล่ง Sirung-Chenda) ได้รับการตัดสินใจ ลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) จากผู้ร่วมทุนและเข้าสู่ระยะการพัฒนาแล้ว ส าหรับการด าเนินงานในภูมิภาคตะวันออกกลาง ปริมาณการขายหลัก มาจาก โครงการผลิตในประเทศโอมำน ซึ่งยังคงสามารถผลิต และขายปิโตรเลียมตามแผนงาน\nส าหรับ ควำมคืบหน้ำที่สำคัญด้ำนกำรลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โครงการดักจับและกักเก็บก๊าซคำร์บอนไดออกไซด์ (CCS) ที่แหล่งก๊าซธรรมชำติโครงการอำทิตย์ในอ่ำวไทย อยู่ระหว่าง การพัฒนา ซึ่งคาดว่าจะเริ่มกระบวนการอัดกลับคาร์บอนได้ในปี 2571 ทั้งนี้โครงการจะสามารถกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ได้ประมาณ 1 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าต่อปีเมื่อด าเนินการเต็มก าลัง\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nกลยุทธ์และ\nผลการด าเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nส าหรับ ผลประกอบการในไตรมาส 1 ปี 2569 ก าไรจากการด าเนินงาน ปกติเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 เนื่องจากปริมาณขาย เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 3 มาอยู่ที่ 553,369 บาร์เรลเทียบเท่า น้ามันดิบต่อวัน โดยหลักจากการเร่งผลิตก๊าซธรรมชาติของโครงการ ในอ่าวไทย รวมทั้งการรับรู้ปริมาณขายที่เพิ่มขึ้นจากโครงการ มาเลเซีย เอสเค408 ที่การเข้าซื้อสัดส่วนมีผลสมบูรณ์ในเดือนธันวาคม 2568 อีกทั้ง ราคาขายเฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 8 มาอยู่ที่ 46.02 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบ และต้นทุนต่อหน่วยลดลงร้อยละ 13 มาอยู่ที่ 27.97 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบ เนื่องจาก ค่าใช้จ่ายในการด าเนินงาน ค่าเสื่อมราคา ค่าใช้จ่ายในการบริหาร และค่าใช้จ่ายในการส ารวจที่ลดลง อย่างไรก็ดีบริษัทได้รับรู้ขาดทุน จากรายการที่ไม่ใช่การด าเนินงานปกติโดยหลักจากสัญญาประกัน ความเสี่ยงราคาน้ามัน ซึ่งส่วนใหญ่เป็นผลขาดทุนทางบัญชีจากการปรับ มูลค่าตามราคาตลาด (Mark-to-market) ส่งผลให้ก าไรสุทธิของบริษัท ลดลงร้อยละ 31 เมื่อเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 ส าหรับฐานะการเงิน ณ สิ้นไตรมาส 1 ปี 2569 บริษัทมีสินทรัพย์รวม 30,085 ล้านดอลลาร์สรอ. และมีหนี้สินรวม 13,859 ล้านดอลลาร์สรอ. ซึ่งเป็นส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ย 3,943 ล้านดอลลาร์สรอ. โดยรายงานส่วนของผู้ถือหุ้น 16,226 ล้านดอลลาร์สรอ. ท าให้อัตราส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อส่วนของผู้ถือหุ้นยังคงอยู่ในระดับดีที่ 0.24 เท่า ซึ่งเป็นไปตามนโยบายทางการเงินของบริษัท สรุปข้อมูลทางการเงินที่สำคัญ\nปริมาณขาย\nก าไรสุทธิ\n(บาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบต่อวัน) (ล้านดอลลาร์สรอ.)\n553,369\n543\n539,523\n376\nQ1/2569\nQ4/2568\nQ1/2569\nQ4/2568\nราคาขายเฉลี่ยผลิตภัณฑ์ต้นทุนต่อหน่วย (ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบ) (ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบ) 32.19\n46.02\n42.55\n27.97\nQ4/2568\nQ1/2569\nQ4/2568\nQ1/2569\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 2", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 2, "tags": [ "โครงการ", "ไตรมาส", "ดอลลาร์", "บริษัท", "บาร์เรล", "เทียบเท่า", "เฉลี่ย", "เพิ่มขึ้น", "ปริมาณ", "พลังงาน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 3, "layout_bands": 3, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p002_f1", "page": 2, "rel_path": "PTTEP/2569/Q1/p002_f1.png", "width": 635, "height": 276, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q1/p002_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_1ec58deeee614fad8d225664295189a4", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nภำพรวมเศรษฐกิจในไตรมาส 1 ปี 2569\nราคาน้ามันดิบ\nรำคำน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในไตรมาส 1\nปี 2569 อยู่ที่ 87.87 ดอลลำร์สรอ. ต่อบำร์เรล\nปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญจาก 63.82\nดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรลในไตรมาส 4 ปี 2568\nโดยมีปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อการเปลี่ยนแปลง\nของราคาน้ามันดิบ ดังนี้ด้ำนอุปทำน: ในช่วงต้นไตรมาส\nราคาน้ามันดิบมีแนวโน้มปรับตัวลดลงเนื่องจาก\nอุปทานที่เพิ่มขึ้น โดยได้รับแรงหนุนจากการเข้า\nแทรกแซงเวเนซุเอลาของสหรัฐอเมริกาซึ่งส่งผลให้อุปทานจากเวเนซุเอลากลับเข้าสู่ตลาดอีกครั้ง\nประกอบกับการประกาศผ่อนคลายมาตรการ\nลดก าลังการผลิตของกลุ่ม OPEC+ ซึ่งคาดว่า\nจะเพิ่มปริมาณน้ามันดิบในตลาดประมาณ 206,000 บาร์เรลต่อวันในเดือนเมษายน 2569 อย่างไรก็ตาม ทิศทางราคาน้ามันดิบได้เปลี่ยนแปลงจาก\nการยกระดับความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ระหว่างสหรัฐอเมริกา อิสราเอล และอิหร่าน ที่ทวีความรุนแรงตั้งแต่วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2569 โดยเฉพาะ\nการปิดช่องแคบฮอร์มุซซึ่งเป็นเส้นทางขนส่งน้ามันที่ส าคัญของโลก ซึ่งส่งผลให้อุปทานในตลาดโลกตึงตัวมากขึ้น ปัจจัยดังกล่าวส่งผลให้เกิดส่วนเพิ่ม\nของราคาน้ามันดิบที่เกิดจากความกังวลของตลาดต่อความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์ (Risk Premium) ในระดับสูง และเป็นปัจจัยส าคัญที่สนับสนุน\nให้ราคาน้ามันดิบปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว ก่อให้เกิดแรงกดดันด้านเงินเฟ้อ และส่งผลให้หลายประเทศให้ความส าคัญกับความมั่นคง\nทางพลังงานมากขึ้น\nด้ำนอุปสงค์: ความตึงเครียดด้านการค้าโลกมีแนวโน้มผ่อนคลายลงภายหลังมีค าพิพากษาว่า มาตรการก าแพงภาษีของสหรัฐอเมริกา\nไม่สามารถใช้บังคับได้ซึ่งช่วยสนับสนุนความเชื่อมั่นทางเศรษฐกิจโดยรวม อย่างไรก็ตาม ราคาน้ามันดิบปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในเดือนมีนาคม\nจากความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลาง ส่งผลให้ต้นทุนพลังงานปรับตัวสูงขึ้นและเริ่มกดดันกิจกรรมทางเศรษฐกิจและการบริโภค\nในบางส่วน ขณะเดียวกัน มาตรการประหยัดพลังงานยังคงเป็นปัจจัยกดดันต่ออุปสงค์น้ามันดิบโลก ส่งผลให้อุปสงค์มีแนวโน้มชะลอตัว\nปัจจัยสำคัญที่ต้องติดตำม: (1) ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกา อิสราเอล และอิหร่าน ซึ่งเป็นปัจจัยส าคัญที่ส่งผลต่อราคาพลังงานโลก\nแม้ว่าหากสถานการณ์ดีขึ้นอาจท าให้ราคาน้ามันดิบปรับตัวลดลง แต่ความยืดเยื้อของสถานการณ์มีผลต่ออุปทานในภาพรวม โดยเฉพาะระดับน้ามันส ารอง\nเชิงยุทธศาสตร์ของหลายประเทศที่มีจ ากัด\nและไม่สามารถรองรับวิกฤตในระยะยาวได้\n(2) ความขัดแย้งรัสเซีย–ยูเครน ซึ่งยังเป็น\nความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์ส าคัญต่อ\nโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน เส้นทางขนส่ง\nและการส่งออก (3) แนวโน้มเศรษฐกิจมหภาค\nเนื่องจากราคาน้ามันดิบที่อยู่ในระดับสูงอาจ\nเพิ่มแรงกดดันด้านเงินเฟ้อและกระทบต่อ\nก าลังซื้อของผู้บริโภค รวมถึงมีผลต่อทิศทาง\nนโยบายการเงินของประเทศ ซึ่งอาจส่งผลให้อุปสงค์โดยรวมชะลอตัวลง\n\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nกลยุทธ์และ\nแนวโน้มธุรกิจ\nPage l 3\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nการบริหารจัดการ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 3, "tags": [ "ปรับตัว", "ไตรมาส", "พลังงาน", "เพิ่มขึ้น", "อุปทาน", "สหรัฐอเมริกา", "ภูมิรัฐศาสตร์", "ปัจจัย", "อุปสงค์", "เศรษฐกิจ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 14, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p003_f1", "page": 3, "rel_path": "PTTEP/2569/Q1/p003_f1.png", "width": 1268, "height": 640, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q1/p003_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_55f5ce9ef35f4867af35dda36f072181", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน) การวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว\nในไตรมาส 1 ปี 2569 รำคำก๊าซธรรมชำติเหลว (Asian Spot LNG) เฉลี่ยที่ 14.22 ดอลลำร์สรอ. ต่อล้านบีทียูเพิ่มขึ้นจาก 10.65 ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียูในไตรมาสก่อนหน้า ทั้งนี้ในช่วงสองเดือนแรกของไตรมาส ราคา LNG เคลื่อนไหวในระดับค่อนข้างทรงตัว โดยได้รับแรงหนุน จากสภาพอากาศหนาวจัดและระดับก๊าซส ารอง ในยุโรปที่ลดลง แม้ความต้องการใช้ในเอเชีย โดยเฉพาะจีนชะลอตัวลงบ้าง อย่างไรก็ตาม ในเดือนมีนาคม ราคา LNG เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญมาเฉลี่ยที่ 20.67 ดอลลาร์สรอ. ต่อ ล้านบีทียูจากความตึงเครียดในตะวันออกกลาง ซึ่งส่งผลกระทบต่อการขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซ ท าให้การส่งออก LNG จากผู้ผลิตรายส าคัญ ในภูมิภาค เช่น กาตาร์และสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์หยุดชะงักลง อีกทั้ง QatarEnergy ได้ประกาศ เหตุสุดวิสัย (Force Majeure) ภายหลังเกิดความ เสียหายต่อโครงสร้างพื้นฐานที่ Ras Laffan ใน กาตาร์ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัว สูงขึ้น\nความต้องการใช้พลังงานในประเทศ ตามข้อมูลจากส านักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน การใช้พลังงานของประเทศไทยในเดือนมกราคมปี 2569 อยู่ที่ประมาณ 2.0 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี 2568 โดยมีปัจจัย หลักจากการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นร้อยละ 3 มาอยู่ที่ประมาณ 0.85 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบต่อวัน การน าเข้าไฟฟ้าพลังน้าที่พุ่งสูงถึงร้อยละ 20 สะท้อนถึงความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในทุก ภาคส่วน โดยเฉพาะในกลุ่มอุตสาหกรรมเทคโนโลยีขณะที่การใช้น้ามันส าเร็จรูปขยายตัวร้อยละ 1.5 ตามการฟื้นตัวต่อเนื่องของภาค การท่องเที่ยว อย่างไรก็ตาม ภาพรวมการเติบโตของเศรษฐกิจไทย ยังคงอยู่ในระดับจ ากัด ท่ามกลางความท้าทายจากการชะลอตัวของ การค้าโลกจากนโยบายก าแพงภาษีน าเข้าของสหรัฐอเมริกาที่ส่งผล กระทบต่อภาคการส่งออก รวมถึงความผันผวนของราคาน้ามันดิบ จากสถานการณ์ในตะวันออกกลาง\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nอัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สรอ. ณ สิ้นไตรมาส 1 ปี 2569 ค่าเงินบาทเมื่อเทียบกับ ดอลลาร์สรอ. อ่อนค่าลงอย่างมีนัยส าคัญมาปิดที่ระดับ 32.84 บาท ต่อดอลลาร์สรอ. จาก ณ สิ้นปี 2568 ที่ 31.58 บาทต่อดอลลาร์สรอ. (อ้างอิงตามอัตรากลางของธนาคารแห่งประเทศไทย) โดยผันผวน ตลอดทั้งไตรมาสในกรอบ 30.95 - 32.93 บาทต่อดอลลาร์สรอ. อันมีสาเหตุหลักจากสถานการณ์เศรษฐกิจโลกและปัจจัยทางภูมิรัฐศาสตร์โดยเฉพาะความขัดแย้งในตะวันออกกลางที่ท าให้ราคา พลังงานปรับตัวสูงขึ้น รวมไปถึงความกังวลต่อแรงกดดันด้านเงินเฟ้อ ทั่วโลกในระยะยาว ส่งผลให้เงินทุนไหลเข้าสู่สกุลเงินดอลลาร์สรอ. ที่ถูกมองว่าเป็นสินทรัพย์ปลอดภัย ประกอบกับทิศทางอัตราดอกเบี้ย นโยบายของธนาคารกลางสหรัฐอเมริกา (Fed) ที่ยังคงอยู่ในระดับสูง จึงท าให้สกุลเงินดอลลาร์สรอ. แข็งค่าขึ้น ส าหรับปัจจัย ภายในประเทศ ข้อจ ากัดเชิงโครงสร้างของเศรษฐกิจไทยเป็นอีกส่วน ที่กดดันให้เงินบาทอ่อนค่าเช่นกัน โดยภาคการผลิตและส่งออกต้อง เผชิญแรงกดดันจากเศรษฐกิจโลกและต้นทุนราคาพลังงานที่สูงขึ้น การชะลอตัวของเศรษฐกิจไทยในภาพรวม รวมถึงการที่ประเทศไทย เป็นประเทศผู้น าเข้าน้ามันดิบและก๊าซธรรมชาติสุทธิอาจสร้างความ เปราะบางต่อเสถียรภาพทางเศรษฐกิจผ่านการขาดดุลบัญชีเดินสะพัดในระยะข้างหน้า\nกลยุทธ์และ\nแนวโน้มธุรกิจ\nPage l 4\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nการบริหารจัดการ\n\n| บริษัท ปตท.สำ รวจแล | ะผลิตปิ โตรเลียม จำ กัด (มห | ำชน) |\n| --- | --- | --- |\n| การวิเคราะหแ์ ละคา อธิบายขอ | งฝ่ายจดั การ (MD&A) สา หรบั ผลการด | า เนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 |\n| ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว | | |\n| ในไตรมำส 1 ปี 2569 | รำคำก๊ำซธรรมชำติเหลว (Asian Spot LN | G) เฉลี่ยท ี่ 14.22 ดอลลำร ์ สรอ. ต่อล้ำนบีทยี ู เพิ่มขึน้ จาก 10.65 |\n| ดอลลาร ์ สรอ. ต่อลา้ นบีทียใู นไตรม | าสก่อนหนา้ ทงั้ น ี้ ในช่วงสองเดือนแรกของไตร | มาส ราคา LNG เคลื่อนไหวในระดบั ค่อนขา้ งทรงตวั โดยไดร้ บั แรงหนุน |\n| จากสภาพอากาศหนาวจดั และระ | ดบั ก๊าซสา รอง | |\n| ในยุโรปท่ีลดลง แม้ความต้องก | ารใช้ในเอเชีย | |\n| โดยเฉพาะจีนชะลอตัวลงบา้ ง | อย่างไรก็ตาม | |\n| ในเดือนมีนาคม ราคา LNG เ | พิ่มขึ้นอย่างมี | |\n| นัยสา คัญมาเฉลี่ยท่ี 20.67 ดอล | ลาร์ สรอ. ต่อ | |\n| ลา้ นบีทียู จากความตึงเครียดในต | ะวนั ออกกลาง | |\n| ซ่งึ ส่งผลกระทบต่อการขนส่งผ่านช | ่องแคบฮอรม์ ุซ | |\n| ทา ให้การส่งออก LNG จากผู้ผ | ลิตรายสา คัญ | |\n| ในภูมิภาค เช่น กาตาร ์และสหรฐั อ | าหรบั เอมิเรตส ์ | |\n| หยุดชะงักลง อีกทั้ง QatarEner | gy ได้ประกาศ | |\n| เหตสุ ดุ วิสยั (Force Majeure) ภาย | หลงั เกิดความ | |\n| เสียหายต่อโครงสรา้ งพืน้ ฐานท่ี | Ras Laffan ใน | |\n| กาตาร ์ ส่งผลใหร้ าคา Asian Spo | t LNG ปรบั ตวั | |\n| สงู ขนึ้ | | |\n| ความต้องการใช้พ | ลังงานในประเทศ | อัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์ สรอ. |\n| ตามข้อมูลจากส านัก | งานนโยบายและแผนพลังงาน | ณ สิน้ ไตรมาส 1 ปี 2569 ค่าเงินบาทเมื่อเทียบกับ |\n| กระทรวงพลังงาน การใชพ้ ลังงาน | ของประเทศไทยในเดือนมกราคมปี | ดอลลาร ์ สรอ. อ่อนค่าลงอย่างมีนยั สา คญั มาปิดท่ีระดบั 32.84 บาท |\n| 2569 อยู่ท่ีประมาณ 2.0 ล้านบ | าร์เรลเทียบเท่าน ้ามันดิบต่อวัน | ต่อดอลลาร ์ สรอ. จาก ณ สนิ้ ปี 2568 ท่ ี 31.58 บาทต่อดอลลาร ์ สรอ. |\n| เพิ่มขึน้ รอ้ ยละ 0.3 เม่ือเทียบกบั ช่ | วงเดียวกนั ของปี 2568 โดยมีปัจจยั | (อ้างอิงตามอัตรากลางของธนาคารแห่งประเทศไทย) โดยผันผวน |\n| หลกั จากการใช้ก๊าซธรรมชาติท่ีเ | พิ่มขึน้ รอ้ ยละ 3 มาอยู่ท่ีประมาณ | ตลอดทงั้ ไตรมาสในกรอบ 30.95 - 32.93 บาทต่อดอลลาร ์สรอ. อนั ม |\n| 0.85 ลา้ นบารเ์ รลเทียบเท่านา ้ มัน | ดิบต่อวัน การนา เขา้ ไฟฟ้าพลังนา ้ ท่ี | สาเหตุหลักจากสถานการณ์เศรษฐกิจโลกและปัจจัยทางภูมิ |\n| พุ่งสูงถึงรอ้ ยละ 20 สะทอ้ นถึงคว | ามตอ้ งการใชไ้ ฟฟ้าท่ีเพิ่มขึน้ ในทุก | รัฐศาสตรโ์ ดยเฉพาะความขัดแย้งในตะวันออกกลางท่ีทา ให้ราคา |\n| ภาคส่วน โดยเฉพาะในกลุ่มอุตส | าหกรรมเทคโนโลยี ขณะท่ีการใช้ | พลงั งานปรบั ตวั สงู ขนึ้ รวมไปถึงความกงั วลต่อแรงกดดนั ดา้ นเงินเฟ้อ |\n| นา ้ มนั สา เร็จรูปขยายตวั รอ้ ยละ 1 | .5 ตามการฟื้นตวั ต่อเน่ืองของภาค | ท่วั โลกในระยะยาว ส่งผลใหเ้ งินทนุ ไหลเขา้ ส่สู กลุ เงินดอลลาร ์ สรอ. ท่ี |\n| การท่องเท่ียว อย่างไรก็ตาม ภาพ | รวมการเติบโตของเศรษฐกิจไทย | ถูกมองว่าเป็นสินทรพั ยป์ ลอดภยั ประกอบกับทิศทางอตั ราดอกเบีย้ |\n| ยงั คงอยู่ในระดบั จา กัด ท่ามกลาง | ความทา้ ทายจากการชะลอตวั ของ | นโยบายของธนาคารกลางสหรฐั อเมรกิ า (Fed) ท่ยี งั คงอย่ใู นระดบั สงู |\n| การคา้ โลกจากนโยบายกา แพงภา | ษีนา เขา้ ของสหรฐั อเมริกาท่ีส่งผล | จึงท าให้สกุลเงินดอลลาร์ สรอ. แข็งค่าขึ้น ส าหรับปัจจัย |\n| กระทบต่อภาคการส่งออก รวมถึ | งความผันผวนของราคานา ้ มนั ดิบ | ภายในประเทศ ขอ้ จา กัดเชิงโครงสรา้ งของเศรษฐกิจไทยเป็นอีกส่วน |\n| จากสถานการณใ์ นตะวนั ออกกลา | ง | ท่ีกดดนั ใหเ้ งินบาทอ่อนค่าเช่นกัน โดยภาคการผลิตและส่งออกตอ้ ง |\n| | | เผชิญแรงกดดันจากเศรษฐกิจโลกและตน้ ทุนราคาพลังงานท่ีสงู ขึน้ |\n| | | การชะลอตวั ของเศรษฐกิจไทยในภาพรวม รวมถึงการท่ีประเทศไทย |\n| | | เป็นประเทศผนู้ า เขา้ นา ้ มนั ดิบและก๊าซธรรมชาติสทุ ธิ อาจสรา้ งความ |\n| | | เปราะบางต่อเสถียรภาพทางเศรษฐกิจผ่านการขาดดุลบัญชี |\n| | | เดินสะพดั ในระยะขา้ งหนา้ |\n| บทสรุปผู้บริหาร ภาพรวมเศ | กล รษฐกิจ ผลการดา เนินงาน | ยุทธแ์ ละ ความคืบหน้าที่ส าคัญ แนวโน้มธุรกิจ Page |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 4, "tags": [ "ดอลลาร์", "เศรษฐกิจ", "ไตรมาส", "พลังงาน", "ก๊าซธรรมชาติ", "ประเทศ", "เพิ่มขึ้น", "โดยเฉพาะ", "นโยบาย", "ปัจจัย" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 5, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p004_f1", "page": 4, "rel_path": "PTTEP/2569/Q1/p004_f1.png", "width": 1304, "height": 642, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q1/p004_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_c3a694e0fbd34abaa1665c609d96f2f6", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน) การวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 ผลการดำเนินงาน\nปริมาณขาย ราคาขาย และต้นทุนต่อหน่วย ปริมำณขำยเฉลี่ย\nหน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบต่อวัน\nหมายเหตุ: ปริมาณขายเฉลี่ยและราคาขายเฉลี่ยไม่รวมปริมาณและราคาขายส าหรับรายได้จากภาษีที่รัฐบาลโอมานน าส่งให้ปริมาณขายเฉลี่ยรวมรายการจากการลงทุนในกิจการที่รับรู้ตามวิธีส่วนได้เสีย ไตรมาส 1 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 ไตรมาส 1 ปี 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีปริมาณขายเฉลี่ย 553,369 บาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3 จากไตรมาส 4 ปี 2568 โดยหลักจากโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย บี 17-01 และโครงการอาทิตย์ที่ผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติมากขึ้น รวมทั้งจากการขยายการลงทุนไปในโครงการมาเลเซีย เอสเค408 เช่นเดียวกับราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 8 เนื่องจากราคาขาย น้ามันดิบและคอนเดนเสทเพิ่มขึ้นตามราคาตลาด ส าหรับต้นทุนต่อหน่วย อยู่ที่ 27.97 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล ลดลงร้อยละ 13 สาเหตุหลักจากค่าใช้จ่ายในการด าเนินงานและ ค่าเสื่อมราคาลดลง\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nกลยุทธ์และ\nการบริหารจัดการ\nไตรมาส 1 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2568 เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2568 ปริมาณขายเฉลี่ยต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 14 โดยหลักจากการขยายการลงทุนไปในโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ 18 โครงการแอลจีเรีย ทูอัท และ โครงการมาเลเซีย เอสเค408 รวมถึงปริมาณขายน้ามันดิบของ โครงการจี 1/61 ที่เพิ่มขึ้น เช่นเดียวกับราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 1 เนื่องจากราคาขายน้ามันดิบและคอนเดนเสทเพิ่มขึ้นตามราคาตลาด ต้นทุนต่อหน่วยลดลง 2.80 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล หรือร้อยละ 9 สาเหตุหลักจากค่าเสื่อมราคาและค่าใช้จ่ายในการด าเนินงานลดลง\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 5", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 5, "tags": [ "ไตรมาส", "เฉลี่ย", "ปริมาณ", "ราคาขาย", "เพิ่มขึ้น", "โครงการ", "ร้อยละ", "บาร์เรล", "มาเลเซีย", "ต้นทุน" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 3, "layout_bands": 4, "layout_tables": 0, "figures": [ { "id": "p005_f1", "page": 5, "rel_path": "PTTEP/2569/Q1/p005_f1.png", "width": 1738, "height": 676, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q1/p005_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_25ffd684cff24b6c9931e5cd0da0c2fb", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน) การวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 ผลการด าเนินงานรวม\nไตรมาส 1 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 ไตรมาส 1 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2568 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีก าไรสุทธิส าหรับไตรมาส 1 ปี 2569 ก าไรสุทธิส าหรับไตรมาส 1 ปี 2569 ลดลง 112 ล้านดอลลาร์สรอ. จ านวน 376 ล้านดอลลาร์สรอ. ลดลง 167 ล้านดอลลาร์สรอ. หรือ หรือร้อยละ 23 เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2568 ซึ่งเป็นไปใน ร้อยละ 31 เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 โดยไตรมาสนี้ทิศทางเดียวกับการเปรียบเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 โดยไตรมาสนี้ก าไรจากการด าเนินงานปกติปรับตัวดีขึ้น จากราคาขายเฉลี่ยและ ก าไรจากการด าเนินงานปกติปรับตัวดีขึ้น จากปริมาณการขาย ปริมาณขายเฉลี่ยต่อวันที่เพิ่มขึ้น รวมถึงค่าใช้จ่ายที่ลดลง อย่างไรก็ตาม เฉลี่ยต่อวันและราคาขายเฉลี่ยที่เพิ่มขึ้น รวมถึงค่าใช้จ่ายที่ลดลง การปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญของราคาซื้อขายน้ามันล่วงหน้า อย่างไรก็ตาม การปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยส าคัญของราคาซื้อขาย ส่งผลให้เกิดขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ามัน ซึ่งส่วนใหญ่น้ามันล่วงหน้า ส่งผลให้เกิดขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยง เป็นผลขาดทุนทางบัญชีจากการปรับมูลค่าตามราคาตลาด (Mark-toราคาน้ามัน ซึ่งส่วนใหญ่เป็นผลขาดทุนทางบัญชีจากการปรับมูลค่า market) โดยก าไรสุทธิส าหรับไตรมาส 1 ปี 2569 แบ่งเป็น ตามราคาตลาด (Mark-to-market)\nก าไรจากการด าเนินงานปกติส าหรับไตรมาส 1 ปี 2569 ก าไรจากการด าเนินงานปกติเพิ่มขึ้น 138 ล้านดอลลาร์สรอ. จ านวน 628 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 227 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2568 สาเหตุหลักมาจากปริมาณขายเฉลี่ย เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 สาเหตุหลักจากราคาขาย เพิ่มขึ้นร้อยละ 14 จากโครงการใหม่ที่เข้าร่วมลงทุนระหว่างปี 2568 ได้แก่เฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 8 และปริมาณขายเฉลี่ยต่อวันเพิ่มขึ้นร้อยละ 3 โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ 18 โครงการแอลจีเรีย ทูอัท และ โดยหลักจากโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย บี 17-01 และ โครงการมาเลเซีย เอสเค408 โครงการในอ่าวไทยที่ผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติโครงการอาทิตย์ที่ผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติมากขึ้น รวมทั้งจากโครงการ มากขึ้น รวมถึงโครงการจี 1/61 มีการขายน้ามันดิบเพิ่มขึ้น รวมทั้ง มาเลเซีย เอสเค408 ที่เข้าร่วมลงทุนตอนปลายปี 2568 ในขณะเดียวกัน ค่าใช้จ่ายในการด าเนินงานลดลงจากกิจกรรมซ่อมบ ารุงลดลงของ ค่าใช้จ่ายในการด าเนินงานลดลงมาจากกิจกรรมซ่อมบ ารุงลดลง โครงการในอ่าวไทย และค่าเสื่อมราคาลดลงจากการปรับลดประมาณ ของโครงการในอ่าวไทย ประกอบกับค่าเสื่อมราคาลดลงจากการปรับลด การค่าใช้จ่ายรื้อถอน\nประมาณการค่าใช้จ่ายรื้อถอน โดยมีปัจจัยหลักจากการต่ออายุขาดทุนจากรายการที่ไม่ใช่การด าเนินงานปกติเพิ่มขึ้น 250 ระยะเวลาการผลิตโครงการคอนแทร็ค 4 ไปอีก 10 ปีและการปรับเพิ่ม ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2568 สาเหตุหลัก ปริมาณส ารองช่วงปลายปี 2568\nมาจากขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ามันที่เพิ่มขึ้น ตาม ขาดทุนจากรายการที่ไม่ใช่การด าเนินงานปกติส าหรับไตรมาส 1 ราคาซื้อขายน้ามันล่วงหน้าที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ปี 2569 จ านวน 252 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 394 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 โดยสาเหตุหลักจากขาดทุน จากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ามัน ซึ่งส่วนใหญ่เป็นผลขาดทุน ทางบัญชีจากการปรับมูลค่าตามราคาตลาด (Mark-to-market) จากราคาน้ามันล่วงหน้าที่เพิ่มขึ้น และในไตรมาส 4 ปี 2568 มีการรับรู้ก าไรจากการซื้อธุรกิจส าหรับการลงทุนในโครงการแอลจีเรีย ทูอัท\nกลยุทธ์และ\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 6\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nการบริหารจัดการ", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 6, "tags": [ "ไตรมาส", "เพิ่มขึ้น", "โครงการ", "เปรียบเทียบ", "ดอลลาร์", "ขาดทุน", "เฉลี่ย", "ค่าใช้จ่าย", "ร้อยละ", "ปริมาณ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 1, "layout_bands": 3, "layout_tables": 0 } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_b2e8700a620d4f9b93b5e41eb9ac1dc4", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน) การวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 ผลการด าเนินงานจ าแนกตามส่วนงาน หน่วย : ล้านดอลลาร์สรอ.\nไตรมาส 1 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 ไตรมาส 1 ปี 2569 เปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2568 ไตรมาส 1 ปี 2569 มีก าไรสุทธิ 376 ล้านดอลลาร์สรอ. ลดลง ไตรมาส 1 ปี 2569 มีก าไรสุทธิ 376 ล้านดอลลาร์สรอ. ลดลง 167 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 4 ปี 2568 แบ่งเป็น 112 ล้านดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาส 1 ปี 2568 แบ่งเป็น ส่วนงานส ารวจและผลิตปิโตรเลียมมีก าไรสุทธิส าหรับ ส่วนงานส ารวจและผลิตปิโตรเลียมมีก าไรสุทธิส าหรับ ไตรมาส 1 ปี 2569 จ านวน 680 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 84 ล้าน ไตรมาส 1 ปี 2569 จ านวน 680 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 163 ล้าน ดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากประเทศไทยก าไรเพิ่มขึ้น 191 ล้าน ดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากประเทศไทยก าไรเพิ่มขึ้น 176 ล้าน ดอลลาร์สรอ. ส่วนใหญ่จากโครงการในอ่าวไทยที่ราคาขายเฉลี่ยของ ดอลลาร์สรอ. ส่วนใหญ่จากโครงการในอ่าวไทยและโครงการพื้นที่น้ามันดิบและคอนเดนเสทเพิ่มขึ้น รวมถึงปริมาณขายก๊าซธรรมชาติพัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย บี 17-01 มีปริมาณขายและราคาขายเฉลี่ย เพิ่มขึ้น โดยหลักจากโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย บี 17-01 เพิ่มขึ้น รวมถึงก าไรที่เพิ่มขึ้นจากการรับรู้ผลการด าเนินงานจาก และโครงการอาทิตย์ที่ผู้ซื้อรับก๊าซธรรมชาติมากขึ้น ในขณะเดียวกัน โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ 18 ที่เข้าร่วมลงทุนระหว่าง ค่าใช้จ่ายในการด าเนินงานลดลงจากกิจกรรมซ่อมบ ารุงของโครงการ ปี 2568 ในขณะเดียวกัน ค่าเสื่อมราคา ลดลงจากการปรับลด ในอ่าวไทยที่ลดลง ประกอบกับค่าเสื่อมราคาลดลงจากการปรับลด ประมาณการค่าใช้จ่ายรื้อถอน นอกจากนั้น ภูมิภาคอื่นๆ มีก าไร ประมาณการค่าใช้จ่ายรื้อถอน และการปรับเพิ่มปริมาณส ารอง เพิ่มขึ้น 25 ล้านดอลลาร์สรอ. สาเหตุหลักจากการรับรู้ส่วนแบ่งก าไร ช่วงปลายปี 2568 อย่างไรก็ตาม ภูมิภาคอื่นๆ มีก าไรลดลง 103 ล้าน จากการลงทุนในโครงการแอลจีเรีย ทูอัท ซึ่งเข้าร่วมลงทุนระหว่างปีดอลลาร์สรอ. เนื่องจากไตรมาสก่อน มีก าไรจากการซื้อธุรกิจส าหรับ 2568 อย่างไรก็ตาม เอเชียตะวันออกเฉียงใต้อื่นก าไรลดลง 38 ล้าน การลงทุนในโครงการแอลจีเรีย ทูอัท ดอลลาร์สรอ. ส่วนใหญ่จากโครงการมาเลเซียที่มีการปิดซ่อมบ ารุง ส่งผลให้ปริมาณขายลดลง\nส่วนงานธุรกิจอื่นและส านักงานใหญ่มีขาดทุนสุทธิส าหรับ ไตรมาส 1 ปี 2569 จ านวน 304 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 251 ล้าน ส่วนงานธุรกิจอื่นและส านักงานใหญ่มีขาดทุนสุทธิส าหรับ ดอลลาร์สรอ. สาเหตุหลักจากขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยง ไตรมาส 1 ปี 2569 จ านวน 304 ล้านดอลลาร์สรอ. ขาดทุนเพิ่มขึ้น 275 ล้าน ราคาน้ามัน ซึ่งส่วนใหญ่เป็นผลขาดทุนทางบัญชีจากการปรับมูลค่า ดอลลาร์สรอ. สาเหตุหลักจากขาดทุนจากสัญญาประกันความเสี่ยง (Mark-to-market) ตามราคาซื้อขายน้ามันล่วงหน้าที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ราคาน้ามัน ซึ่งส่วนใหญ่เป็นผลขาดทุนทางบัญชีจากการปรับมูลค่า (Mark-to-market) ตามราคาซื้อขายน้ามันล่วงหน้าที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น\nกลยุทธ์และ\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 7\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nการบริหารจัดการ\n\n| บริษัท ปตท.สำ รว | จและผ | ลิตปิ โตรเลีย | ม จำ กัด (ม | หำชน) | | | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| การวิเคราะหแ์ ละคา อธิบ | ายของฝ่า | ยจดั การ (MD&A) | สา หรบั ผลการ | ดา เนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 | | | |\n| | | ผลการด | าเนินงานจ าแน | กตามส่วนงาน | | | |\n| | | | หน่วย : ลา้ นดอลล | าร์ สรอ. | | | |\n| ไตรมาส 1 ปี 2569 เป | รียบเทยี | บกับไตรมาส 4 ปี | 2568 | ไตรมาส 1 ปี 2569 เปรียบเทยี บกั | บไตรมา | ส 1 ปี 25 | 68 |\n| ไตรมาส 1 ปี 2569 | มีกา ไรสทุ | ธิ 376 ลา้ นดอลลาร ์ | สรอ. ลดลง | ไตรมาส 1 ปี 2569 มีกา ไรสทุ ธิ 37 | 6 ลา้ นดอ | ลลาร ์ สรอ. | ลดลง |\n| 167 ลา้ นดอลลาร ์ สรอ. เม่ือเป | รียบเทียบ | กบั ไตรมาส 4 ปี 2568 | แบ่งเป็น | 112 ลา้ นดอลลาร ์ สรอ. เม่ือเปรียบเทียบกบั ไ | ตรมาส 1 | ปี 2568 แบ | ่งเป็น |\n| ส่วนงานส ารวจแ | ละผลิตปิ | โตรเลียมมีก าไรสุท | ธิส าหรับ | ส่วนงานส ารวจและผลิตปิโตร | เลียมมีก | าไรสุทธิส | าหรับ |\n| ไตรมาส 1 ปี 2569 จา นวน | 680 ลา้ นด | อลลาร ์ สรอ. เพิ่มขึ | น้ 84 ลา้ น | ไตรมาส 1 ปี 2569 จา นวน 680 ลา้ นดอลล | าร ์ สรอ. | เพิ่มขึน้ 16 | 3 ลา้ น |\n| ดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจ | ากประเท | ศไทยก าไรเพิ่มขึน้ | 191 ล้าน | ดอลลาร์ สรอ. โดยหลักจากประเทศไ | ทยก าไรเ | พิ่มขึน้ 17 | 6 ล้าน |\n| ดอลลาร ์ สรอ. ส่วนใหญ่จาก | โครงการใ | นอ่าวไทยท่ีราคาขา | ยเฉลี่ยของ | ดอลลาร ์ สรอ. ส่วนใหญ่จากโครงการใน | อ่าวไทยแ | ละโครงกา | รพืน้ ท่ี |\n| นา ้ มันดิบและคอนเดนเสทเ | พิ่มขึน้ รว | มถึงปริมาณขายก๊าซ | ธรรมชาติ | พฒั นาร่วมไทย-มาเลเซีย บี 17-01 มีปริมา | ณขายแล | ะราคาขาย | เฉลี่ย |\n| เพิ่มขึน้ โดยหลกั จากโครงกา | รพนื้ ท่ีพฒั | นาร่วมไทย-มาเลเซี | ย บี 17-01 | เพิ่มขึน้ รวมถึงก าไรท่ีเพิ่มขึน้ จากการรั | บรู้ผลการ | ด าเนินงา | นจาก |\n| และโครงการอาทิตยท์ ่ีผูซ้ ือ้ ร | บั ก๊าซธรร | มชาติมากขึน้ ในขณ | ะเดียวกัน | โครงการพืน้ ท่ีพฒั นาร่วมไทย-มาเลเซีย เอ | 18 ท่ีเขา้ ร | ่วมลงทุนร | ะหว่าง |\n| ค่าใชจ้ ่ายในการดา เนินงาน | ลดลงจาก | กิจกรรมซ่อมบา รุงขอ | งโครงการ | ปี 2568 ในขณะเดียวกัน ค่าเสื่อมราค | า ลดลงจ | ากการป | รับลด |\n| ในอ่าวไทยท่ีลดลง ประกอ | บกับค่าเสื่ | อมราคาลดลงจากก | ารปรบั ลด | ประมาณการค่าใช้จ่ายรือ้ ถอน นอกจา | กนั้น ภูมิภ | าคอื่นๆ ม | ีก าไร |\n| ประมาณการค่าใช้จ่ายรือ้ | ถอน และ | การปรับเพิ่มปริมา | ณสา รอง | เพิ่มขึน้ 25 ลา้ นดอลลาร ์ สรอ. สาเหตุหลกั | จากการรั | บรูส้ ่วนแบ่ | งกา ไร |\n| ช่วงปลายปี 2568 อย่างไรก็ | ตาม ภูมิภ | าคอื่นๆ มีกา ไรลดลง | 103 ลา้ น | จากการลงทุนในโครงการแอลจีเรีย ทูอัท | ซ่ึงเขา้ ร่ว | มลงทุนระห | ว่างปี |\n| ดอลลาร ์ สรอ. เน่ืองจากไตร | มาสก่อน | มีกา ไรจากการซือ้ ธุร | กิจสา หรบั | 2568 อย่างไรก็ตาม เอเชียตะวันออกเฉีย | งใต้อื่นก า | ไรลดลง 3 | 8 ล้าน |\n| การลงทนุ ในโครงการแอลจีเ | รีย ทอู ทั | | | ดอลลาร ์สรอ. ส่วนใหญ่จากโครงการมาเ | ลเซียท่ีมีก | ารปิดซ่อม | บา รุง |\n| ส่วนงานธุรกิจอื่นแ | ละสา นักง | านใหญ่มีขาดทุนสุ | ทธิสา หรับ | ส่งผลใหป้ รมิ าณขายลดลง | | | |\n| ไตรมาส 1 ปี 2569 จา นวน | 304 ลา้ นด | อลลาร ์ สรอ. เพิ่มขึน้ | 251 ลา้ น | ส่วนงานธุรกิจอื่นและสา นักงาน | ใหญ่มีขา | ดทุนสุทธิส | า หรับ |\n| ดอลลาร ์ สรอ. สาเหตุหลกั จ | ากขาดทุน | จากสญั ญาประกันค | วามเสี่ยง | ไตรมาส 1 ปี 2569 จา นวน 304 ลา้ นดอลลาร ์ส | รอ. ขาดทุ | นเพิ่มขนึ้ 27 | 5 ลา้ น |\n| ราคานา ้ มัน ซ่ึงส่วนใหญ่เป็ | นผลขาดทุ | นทางบัญชีจากการ | ปรบั มลู ค่า | ดอลลาร ์ สรอ. สาเหตุหลกั จากขาดทุนจาก | สญั ญาป | ระกันควา | มเสี่ยง |\n| (Mark-to-market) ตามราคา | ซือ้ ขายนา ้ | มนั ล่วงหนา้ ท่ปี รบั ตั | วเพิ่มขึน้ | ราคานา ้ มัน ซ่ึงส่วนใหญ่เป็นผลขาดทุนท | างบัญชีจา | กการปรบั | มลู ค่า |\n| | | | | (Mark-to-market) ตามราคาซือ้ ขายนา ้ มนั | ล่วงหนา้ ท่ี | ปรบั ตวั เพิ่ม | ขึน้ |\n| | | | ก | ลยุทธแ์ ละ | | | |\n| บทสรุปผู้บริหาร ภาพ | รวมเศรษฐกิจ | ผลการดา เนิ | นงาน การ | ความคืบหน้าที่ส าคัญ บริหารจัดการ | แนวโน้ม | ธุรกิจ | Page |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 7, "tags": [ "ไตรมาส", "ดอลลาร์", "โครงการ", "เพิ่มขึ้น", "ขาดทุน", "ธุรกิจ", "อ่าวไทย", "มาเลเซีย", "สาเหตุ", "เปรียบเทียบ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 1, "layout_bands": 3, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p007_f1", "page": 7, "rel_path": "PTTEP/2569/Q1/p007_f1.png", "width": 720, "height": 377, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q1/p007_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_4de3bd7ff3d04a7fb47b6c553130b90b", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน) การวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nสินทรัพย์ณ วันที่ 31 มีนาคม 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีสินทรัพย์รวมทั้งสิ้น 30,085 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 514 ล้านดอลลาร์สรอ. จากสินทรัพย์รวม ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 จ านวน 29,571 ล้านดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากที่ดิน อาคาร และอุปกรณ์เพิ่มขึ้นจากการลงทุนเพิ่มเติมใน โครงการสัมปทานกาชา โครงการจี 1/61 และ โครงการจี 2/61\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nฐานะการเงิน\nหน่วย : ล้านดอลลาร์สรอ.\nหนี้สิน\nณ วันที่ 31 มีนาคม 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีหนี้สินรวมทั้งสิ้น 13,859 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 739 ล้านดอลลาร์สรอ. จากหนี้สินรวม ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 จ านวน 13,120 ล้าน ดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากเงินปันผลค้างจ่าย ตามที่ได้รับอนุมัติจากที่ประชุมผู้ถือหุ้นสามัญ ประจ าปี 2569 ในเดือนมีนาคม 2569\nกลยุทธ์และ\nผลการด าเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nส่วนของผู้ถือหุ้น\nณ วันที่ 31 มีนาคม 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีส่วนของผู้ถือหุ้น 16,226 ล้านดอลลาร์สรอ. ลดลง 225 ล้านดอลลาร์สรอ. จากส่วนของ ผู้ถือหุ้น ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 จ านวน 16,451 ล้านดอลลาร์สรอ. โดยหลักจาก เงินปันผลจ่ายที่ได้รับอนุมัติสุทธิกับก าไร ส าหรับไตรมาส 1 ปี 2569 โดยส่วนของผู้ถือหุ้น ประกอบด้วยส่วนได้เสียที่ไม่มีอ านาจควบคุม จ านวน 8 ล้านดอลลาร์สรอ. จากเครือบริษัท เอไอ แอนด์โรโบติกส์เวนเจอร์ส จ ากัด\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ Page l 8\n\n| บริษัท ปตท. | สำ รวจและผลิตปิ โต | รเลียม | จำ กัด (มหำชน) | | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| การวิเคราะหแ์ ละ | คา อธิบายของฝ่ายจดั การ ( | MD&A) | สา หรบั ผลการดา เนินงานไตรมาส 1 | ปี 2569 | |\n| | | | ฐานะการเงิน | | |\n| | | ห | น่วย : ลา้ นดอลลาร์ สรอ. | | |\n| สิ | นทรัพย์ | | หนีส้ ิน | ส่วนของผู้ถือหุ้น | |\n| ณ วนั ท่ี 31 มีนาคม 2 | 569 กล่มุ บรษิ ัท ปตท.สผ. | ณ วันท่ี 3 | 1 มีนาคม 2569 กล่มุ บริษัท ปตท.สผ. | ณ วันท่ี 31 มีนาคม 2569 กล่มุ บร | ิษัท ปตท.สผ. |\n| มีสินทรพั ยร์ วมทงั้ สิน้ | 30,085 ลา้ นดอลลาร ์ สรอ. | มีหนี้สินร | วมทั้งสิน้ 13,859 ล้านดอลลาร ์ สรอ. | มีส่วนของผู้ถือหุ้น 16,226 ล้าน | ดอลลาร ์ สรอ. |\n| เพิ่มขนึ้ 514 ลา้ นดอล | ลาร ์สรอ. จากสินทรพั ยร์ วม | เพิ่มขึน้ 73 | 9 ลา้ นดอลลาร ์ สรอ. จากหนีส้ ินรวม | ลดลง 225 ลา้ นดอลลาร ์ สรอ. | จากส่วนของ |\n| ณ วันท่ี 31 ธันวาค | ม 2568 จ านวน 29,571 | ณ วนั ท่ี 31 | ธันวาคม 2568 จา นวน 13,120 ลา้ น | ผูถ้ ือหุน้ ณ วันท่ี 31 ธันวาคม | 2568 จ านวน |\n| ลา้ นดอลลาร ์ สรอ. | โดยหลักจากท่ีดิน อาคาร | ดอลลาร ์ ส | รอ. โดยหลักจากเงินปันผลคา้ งจ่าย | 16,451 ลา้ นดอลลาร ์ สรอ. โ | ดยหลักจาก |\n| และอุปกรณเ์ พิ่มขึน้ | จากการลงทุนเพิ่มเติมใน | ตามท่ีไดร้ | ับอนุมัติจากท่ีประชุมผู้ถือหุ้นสามัญ | เงินปันผลจ่ายท่ีได้รับอนุมัติ | สุทธิกับก าไร |\n| โครงการสมั ปทานก | าชา โครงการจี 1/61 และ | ประจา ปี 2 | 569 ในเดือนมีนาคม 2569 | สา หรบั ไตรมาส 1 ปี 2569 โดยส่ว | นของผูถ้ ือหุน้ |\n| โครงการจี 2/61 | | | | ประกอบดว้ ยส่วนได้เสียท่ีไม่มีอ | านาจควบคุม |\n| | | | | จา นวน 8 ลา้ นดอลลาร ์ สรอ. จา | กเครือบริษัท |\n| | | | | เอไอ แอนด ์ โรโบติกส ์ เวนเจอรส์ | จา กดั |\n| | | | กลยุทธแ์ ละ | | |\n| บทสรุปผู้บริหาร | ภาพรวมเศรษฐกิจ ผ | ลการดา เนินง | าน การบริหารจัดการ ความ | คืบหน้าที่ส าคัญ แนวโน้มธุรกิจ | Page |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 8, "tags": [ "ดอลลาร์", "บริษัท", "มีนาคม", "ผู้ถือหุ้น", "วันที่", "ธันวาคม", "โดยหลัก", "โครงการ", "ไตรมาส", "เงินปันผล" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 3, "layout_bands": 3, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_f8e42dc12812431c851e8f252ecbb3a0", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nกระแสเงินสด\nหน่วย : ล้านดอลลาร์สรอ.\n\nณ วันที่ 31 มีนาคม 2569 กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดจ านวน 2,460 ล้านดอลลาร์สรอ. เพิ่มขึ้น 146 ล้าน\nดอลลาร์สรอ. เมื่อเปรียบเทียบกับ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2568 ซึ่งมีเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดจ านวน 2,314 ล้านดอลลาร์สรอ.\nกิจกรรมดำเนินงาน\nเป็นเงินสดรับสุทธิจ านวน 1,406 ล้าน\nดอลลาร์สรอ. (สุทธิรายการปรับปรุงผลกระทบ\nจากอัตราแลกเปลี่ยน -15 ล้านดอลลาร์สรอ.)\nโดยหลักเป็นผลสุทธิจากเงินสดรับจาก\nรายได้จากการขายกับเงินสดจ่ายส าหรับ\nค่าใช้จ่ายจ านวน 1,613 ล้านดอลลาร์สรอ.\nและเงินสดจ่ายภาษีเงินได้จ านวน 207 ล้าน\nดอลลาร์สรอ.\n\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nกิจกรรมลงทุน\nกิจกรรมจัดหำเงิน\nเป็นเงินสดจ่ายสุทธิจ านวน 1,134 ล้าน\nเป็นเงินสดจ่ายสุทธิจ านวน 126 ล้าน\nดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากการลงทุนเพิ่มใน\nดอลลาร์สรอ. โดยหลักจากการจ่ายช าระ\nที่ดิน อาคารและอุปกรณ์ส่วนใหญ่จาก\nหนี้สินตามสัญญาเช่า และการจ่ายดอกเบี้ย\nโครงการสัมปทานกาชา โครงการจี 1/61 และ\nในระหว่างงวดสามเดือนปี 2569\nโครงการจี 2/61\n\nกลยุทธ์และ\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 9\nการบริหารจัดการ\n\n| บริษัท ปตท.สำ รวจและผล | ิตปิ โต | รเลียม จำ กัด (มหำ | ชน) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- |\n| การวิเคราะหแ์ ละคา อธิบายของฝ่าย | จดั การ ( | MD&A) สา หรบั ผลการดา เ | นินงานไตรมาส 1 | ปี 2569 |\n| | | กระแสเงินสด | | |\n| | | หน่วย : ลา้ นดอลลาร ์ | สรอ. | |\n| ณ วนั ท่ี 31 มีนาคม 2569 กล่มุ | บรษิ ัท ปต | ท.สผ. มีเงินสดและรายการเที | ยบเท่าเงนิ สดจา นวน | 2,460 ลา้ นดอลลาร ์สรอ. เ |\n| ดอลลาร ์สรอ. เม่ือเปรียบเทียบกบั ณ วนั | ท่ี 31 ธันว | าคม 2568 ซ่งึ มีเงินสดและรา | ยการเทียบเท่าเงินสด | จา นวน 2,314 ลา้ นดอลลา |\n| กิจกรรมดำ เนินงำน | | กิจกรรมลงทุ | น | กิจกรรมจัด |\n| เป็นเงินสดรบั สทุ ธิจ านวน 1,406 | ลา้ น | เป็นเงินสดจ่ายสุทธิจ านว | น 1,134 ล้าน | เป็นเงินสดจ่ายสุทธิจ |\n| ดอลลาร ์ สรอ. (สทุ ธิรายการปรบั ปรุงผลกร | ะทบ | ดอลลาร ์ สรอ. โดยหลกั จากก | ารลงทุนเพิ่มใน | ดอลลาร ์ สรอ. โดยหลัก |\n| จากอัตราแลกเปลี่ยน -15 ลา้ นดอลลาร ์ ส | รอ.) | ท่ีดิน อาคารและอุปกรณ์ | ส่วนใหญ่จาก | หนีส้ ินตามสัญญาเช่า แล |\n| โดยหลักเป็นผลสทุ ธิจากเงินสดรับ | จาก | โครงการสมั ปทานกาชา โครง | การจี 1/61 และ | ในระหว่างงวดสามเดือนปี |\n| รายได้จากการขายกับเงินสดจ่ายส า | หรับ | โครงการจี 2/61 | | |\n| ค่าใช้จ่ายจา นวน 1,613 ลา้ นดอลลาร ์ | สรอ. | | | |\n| และเงินสดจ่ายภาษีเงินไดจ้ า นวน 207 | ลา้ น | | | |\n| ดอลลาร ์สรอ. | | | | |\n| | | กลยุท | ธแ์ ละ | |\n| บทสรุปผู้บริหาร ภาพรวมเศรษฐกิจ | ผ | ลการดา เนินงาน การบริห | ความค ารจัดการ | ืบหน้าที่ส าคัญ แนวโน |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 9, "tags": [ "เงินสด", "ดอลลาร์", "กิจกรรม", "โดยหลัก", "รายการ", "โครงการ", "บริษัท", "เทียบเท่า", "อธิบาย", "ไตรมาส" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 5, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p009_f1", "page": 9, "rel_path": "PTTEP/2569/Q1/p009_f1.png", "width": 719, "height": 397, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q1/p009_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_9ad270e130724966af277afa4eb6c78d", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nอัตราส่วนทางการเงินที่ส าคัญ\nไตรมาส 4\nไตรมาส 1\nไตรมาส 1\nปี 2568\nปี 2569\nปี 2568\nอัตราส่วนความสามารถในการท าก าไร (ร้อยละ)\n65.02\n71.37\n72.08\nอัตราก าไรก่อนดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา (EBITDA Margin)\n11.37\n10.79\n14.24\nอัตราผลตอบแทนผู้ถือหุ้น\n20.40\n18.52\n23.54\nอัตราก าไรสุทธ\nอัตราส่วนวิเคราะห์นโยบายทางการเงิน (เท่า)\n0.24\n0.24\n0.25\nอัตราส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อส่วนของผู้ถือหุ้น\n0.65\n0.64\n0.59\nอัตราส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อ EBITDA\nการประเมินมูลค่าหลักทรัพย์ (ดอลลาร์สรอ.)\n0.14\n0.09\n0.12\nก าไรสุทธิต่อหุ้น\nEBITDA ไม่รวมขาดทุนจากการตัดจ าหน่ายโครงการเม็กซิโก แปลง 29 (2.4) ที่รับรู้ในระหว่างงวด\n\nหมายเหตุ :\n=\nอัตราก าไรก่อนดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา\nอัตราส่วนก าไรก่อนหักดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา ต่อรายได้จากการขาย\n(รวมรายได้จากภาษีที่รัฐบาลโอมานน าส่งให้) และรายได้จากการบริการค่าผ่านท่อ\nอัตราผลตอบแทนต่อผู้ถือหุ้น\nก าไรสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้นเฉลี่ย ย้อนหลัง 12 เดือน\n=\n=\nอัตราก าไรสุทธิก าไรสุทธิต่อรายได้รวม ย้อนหลัง 12 เดือน\n=\nอัตราส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อส่วนของผู้ถือหุ้น\nหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อส่วนของผู้ถือหุ้นรวม\nอัตราส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อ EBITDA\n=\nหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อก าไรย้อนหลัง 12 เดือนก่อนหักดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา\n=\nก าไรสุทธิต่อหุ้น\nก าไรที่เป็นของผู้ถือหุ้นสามัญของบริษัทใหญ่ต่อหุ้น\n\nกลยุทธ์และ\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 10\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nการบริหารจัดการ\n\n| | ไตรมาส 4 | ไตรมาส 1 | ไตรมาส 1 |\n| --- | --- | --- | --- |\n| | ป ี 2568 | ป ี 2569 | ป ี 2568 |\n| อ ัตราส่วนความสามารถในการท าก าไร (ร้อยละ) | | | |\n| ้ อ ัตราก าไรก่อนดอกเบี ย ภาษี และค่าเสื่อมราคา (EBITDA Margin) | 65.02 | 71.37 | 72.08 |\n| อ ้น ัตราผลตอบแทนผู้ถือหุ | 11.37 | 10.79 | 14.24 |\n| อ ัตราก าไรสุทธิ | 20.40 | 18.52 | 23.54 |\n| อ ัตราส่วนวิเคราะห์นโยบายทางการเงิน (เท่า) | | | |\n| ้ อ ัตราส่วนหนี ้สินที่มีภาระดอกเบี ้น ยต่อส่วนของผู้ถือหุ | 0.24 | 0.24 | 0.25 |\n| ้ อ ัตราส่วนหนี ้สินที่มีภาระดอกเบี ยต่อ EBITDA | 0.65 | 0.64 | 0.59 |\n| การประเมินมูลค่าหลักทรัพย์ (ดอลลาร์ สรอ.) | | | |\n\n| | EBITDA ไม่รวมขาดทุนจากการตัดจ าหน่ายโครงการเม็กซิโก แปลง 29 (2.4) ที | | ่ ในระหว่างงวด ้ รับรู |\n| --- | --- | --- | --- |\n| หมายเหตุ: | | | |\n| อัตราก าไรก่อนดอกเบี ้ | ย ภาษี และค่าเสื ่อมราคา | = | อัตราส่วนก าไรก่อนหักดอกเบี ย ภาษี และค่าเสื ้ ่อมราคา ต่อรายได้จากการขาย |\n| | | | (รวมรายได้จากภาษีที ่รัฐบาลโอมานน าส่งให้) และรายได้จากการบริการค่าผ่านท่อ |\n| อัตราผลตอบแทนต่อผู ถือหุ ้ ้ น | | = | ก าไรสุทธิต่อส่วนของผู ถือหุ ้ นเฉลี ้ ่ย ย้อนหลัง 12 เดือน |\n| อัตราก าไรสุทธิ | | = | ก าไรสุทธิต่อรายได้รวม ย้อนหลัง 12 เดือน |\n| อัตราส่วนหนี สินที ้ ่มีภาระดอกเบี | ยต่อส่วนของผู ้ ถ ้ ือหุ ้ น | = | หนี สินที ้ ่มีภาระดอกเบี ยต่อส่วนของผู ้ ถือหุ ้ ้ นรวม |\n| อัตราส่วนหนี สินที ้ ่มีภาระดอกเบี | ้ ยต่อ EBITDA | = | หนี สินที ้ ่มีภาระดอกเบี ยต่อก าไรย้อนหลัง 12 เดือนก่อนหักดอกเบี ้ ย ภาษี และค่าเสื ้ ่อมราคา |\n| ก าไรสุทธิต่อหุ น ้ | | = | ก าไรที ่เป็นของผู ถือหุ ้ นสามัญของบริษัทใหญ่ต่อหุ ้ น ้ |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 10, "tags": [ "อัตราส่วน", "ดอกเบี้ย", "รายได้", "ไตรมาส", "ผู้ถือหุ้น", "หนี้สิน", "EBITDA", "ย้อนหลัง", "เสื่อม", "ผลตอบแทน" ], "layout_method": "column_aware+camelot", "layout_columns": 1, "layout_bands": 3, "layout_tables": 2, "table_engine": "camelot" } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_6f9a9c7f01d848b1b6c3fbe53d89ae58", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน) การวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 กลยุทธ์และการบริหำรจัดการ กลยุทธ์ปตท.สผ. มีเป้าหมายส าคัญในการสร้างคุณค่าอย่างยั่งยืน จากภายในสู่ภายนอก (From We to World) และสนับสนุนเป้าหมาย ด้านการพัฒนาอย่างยั่งยืนขององค์การสหประชาชาติ (United Nations - Sustainable Development Goal: UN SDGs) ที่ค านึงถึง ผลประโยชน์ร่วมกันของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกกลุ่ม บริษัทจึงมุ่งเน้นด้านการสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานอย่างยั่งยืน เพื่อพร้อมรับมือกับ วิกฤตและการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน ผ่าน 3 กลยุทธ์หลัก ดังนี้การขับเคลื่อนและเพิ่มมูลค่าธุรกิจ ส ารวจและผลิตปิโตรเลียม (Drive Value)\n• สร้ำงควำมแข็งแกร่งในธุรกิจสำรวจ และผลิตปิโตรเลียม (E&P) เพื่อสร้าง ความมั่นคงทางพลังงานให้ประเทศไทย ควบคู่กับการเติบโตในต่างประเทศ เพื่อความยั่งยืนในระยะยาว โดยแสวงหา โอกาสเติบโตในภูมิภาคเอเชียตะวันออก เฉียงใต้ตะวันออกกลางและแอฟริกา เป็นหลัก\n• เร่งรัดการดำเนินงานโครงการที่อยู่ใน ระยะพัฒนำ และโครงการสำรวจที่มีการ ค้นพบปิโตรเลียมแล้ว\n• เพิ่มขีดควำมสำมำรถในการแข่งขันด้ำน ต้นทุนการดำเนินงาน\n• สร้ำงมูลค่ำก๊าซธรรมชำติเหลว (LNG) โดยมุ่งเน้นการลงทุนในส่วนของธุรกิจต้นน้า และกลางน้า\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Decarbonize)\n• บริหารจัดการโครงการในธุรกิจ E&P Portfolio เพื่อ มุ่งสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ในปีพ.ศ. 2593 (ค.ศ. 2050) ส าหรับโครงการที่ปตท.สผ. เป็นผู้ด าเนินการ (Operational Control) โดยครอบคลุม Scope 1 (การปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางตรง) และ Scope 2 (การปล่อยก๊าซเรือนกระจก ทางอ้อมจากการใช้พลังงานในธุรกิจส ารวจ และผลิตปิโตรเลียม) พร้อมเป้าหมาย ระหว่างทางในการลดปริมาณความเข้ม (Intensity) ของการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลง ให้ได้ไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ภายในปี 2573 และร้อยละ 50 ภายในปี 2583 (จากปีฐาน 2563)\n• เร่งพัฒนาโครงการดักจับและกักเก็บ คาร์บอนไดออกไซด์ (Carbon Capture and Storage: CCS)\n• ด าเนินงานลดก๊าซเรือนกระจกตามแผนงาน และหาโอกาสจากการพัฒนาเทคโนโลยีที่เกี่ยวข้อง เพิ่มการใช้พลังงานหมุนเวียน และพลังงานสะอาดรูปแบบใหม่ • เตรียมความพร้อมและด าเนินการด้าน การชดเชยการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Offsetting)\nกลยุทธ์และ\nผลการด าเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nการเติบโตในธุรกิจใหม่ (Diversify)\n• สนับสนุนและผลักดันการเปลี่ยนผ่านด้าน พลังงานในประเทศ และการสร้าง ผลตอบแทนลงทุนที่มั่นคงในระยะยาว • ศึกษำและแสวงหำโอกำสกำรลงทุนใน ธุรกิจใหม่เพื่อการต่อยอดพลังงาน อนาคต รวมถึงธุรกิจ CCS\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ Page l 11\n\n| บ | ริษัท ปตท.สำ รวจและผลิตปิ โต | | รเ | ลียม จำ กัด (มหำชน) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| ก | ารวิเคราะหแ์ ละคา อธิบายของฝ่ายจดั การ | ( | M | D&A) สา หรบั ผลการดา เนินงานไตรมาส 1 ปี | 2569 |\n| | กลยุทธแ์ ละกำรบ | | ริ | หำรจัดกำร | |\n| | | | | กลยุทธ์ | |\n| | ปตท.สผ. มีเป้าหมายสา คญั ในการสร | า้ | งค | ุณค่าอย่างย่ังยืน จากภายในสู่ภายนอก (From | We to World) และสนบั สนุนเป้าหมาย |\n| ด้ | านการพฒั นาอย่างยั่งยืนขององคก์ ารสห | ป | ร | ะชาชาติ (United Nations - Sustainable Deve | lopment Goal: UN SDGs) ที่ค านึงถึง |\n| ผล | ประโยชนร์ ่วมกนั ของผูม้ ีส่วนไดส้ ่วนเสียทุกกล | ่มุ | บ | ริษัทจึงม่งุ เนน้ ดา้ นการสรา้ งความม่นั คงทางดา้ น | พลงั งานอย่างย่งั ยืน เพื่อพรอ้ มรบั มือกบั |\n| วิก | ฤตและการเปลี่ยนผ่านดา้ นพลงั งาน ผ่าน 3 ก | ล | ยุท | ธห์ ลกั ดงั นี้ | |\n| | การขับเคลื่อนและเพ่ิมมูลค่าธุรกิจ | | | การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก | การเติบโตในธุรกิจใหม่ |\n| | ส ารวจและผลิตปิ โตรเลียม | | | (Decarbonize) | (Diversify) |\n| | (Drive Value) | | | | |\n| • | สร้ำงควำมแข็งแกร่งในธุรกิจส ำรวจ | • | | บรหิ ารจดั การโครงการในธุรกิจ E&P Portfolio • | สนับสนุนและผลักดนั การเปลี่ยนผ่านดา้ น |\n| | และผลิตปิ โตรเลียม (E&P) เพ่ือสรา้ ง | | | เพ่ือมุ่งสู่กำรปล่อยก๊ำซเรือนกระจกสุทธิ | พลังงานในประเทศ และการสร้าง |\n| | ความม่ันคงทางพลังงานให้ประเทศไทย | | | เป็ นศูนย์ในปี พ.ศ. 2593 (ค.ศ. 2050) | ผลตอบแทนลงทนุ ท่มี ่นั คงในระยะยาว |\n| | ควบคู่กับการเติบโตในต่างประเทศ | | | สา หรบั โครงการท่ ี ปตท.สผ. เป็นผดู้ า เนินการ • | ศึกษำและแสวงหำโอกำสกำรลงทุนใน |\n| | เพ่ือความย่งั ยืนในระยะยาว โดยแสวงหา | | | (Operational Control) โดยครอบคลุม Scope 1 | ธุรกิจใหม่เพื่อกำรต่อยอดพลังงำน |\n| | โอกาสเติบโตในภูมิภาคเอเชียตะวันออก | | | (การปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางตรง) และ | อนำคต รวมถึงธุรกิจ CCS |\n| | เฉียงใต้ ตะวันออกกลางและแอฟริกา | | | Scope 2 (การปล่อยก๊าซเรือนกระจก | |\n| | เป็นหลกั | | | ทางออ้ มจากการใชพ้ ลงั งานในธุรกิจสา รวจ | |\n| • | เร่งรัดกำรด ำเนินงำนโครงกำรที่อยู่ใน | | | และผลิตปิโตรเลียม) พร้อมเป้าหมาย | |\n| | ระยะพัฒนำ และโครงกำรส ำรวจที่มีกำร | | | ระหว่างทางในการลดปริมาณความเข้ม | |\n| | ค้นพบปิโตรเลียมแล้ว | | | (Intensity) ของการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลง | |\n| • | เพิ่มขีดควำมสำมำรถในกำรแข่งขันด้ำน | | | ใหไ้ ดไ้ ม่นอ้ ยกว่ารอ้ ยละ 30 ภายในปี 2573 | |\n| | ต้นทุนกำรดำ เนินงำน | | | และรอ้ ยละ 50 ภายในปี 2583 (จากปีฐาน | |\n| • | สร้ำงมูลค่ำก๊ำซธรรมชำติเหลว (LNG) | | | 2563) | |\n| | โดยม่งุ เนน้ การลงทุนในส่วนของธุรกิจตน้ นา ้ | • | | เร่งพัฒนาโครงการดักจับและกักเก็บ | |\n| | | | | คาร์บอนไดออกไซด์ (Carbon Capture | |\n| | และกลางนา ้ | | | | |\n| | | | | and Storage: CCS) | |\n| | | • | | ดา เนินงานลดก๊าซเรือนกระจกตามแผนงาน | |\n| | | | | และหาโอกาสจากการพัฒนาเทคโนโลยี | |\n| | | | | ท่ีเกี่ยวข้อง เพิ่มการใชพ้ ลังงานหมุนเวียน | |\n| | | | | และพลงั งานสะอาดรูปแบบใหม่ | |\n| | | • | | เตรียมความพรอ้ มและดา เนินการดา้ น | |\n| | | | | การชดเชยการปล่อยก๊าซเรือนกระจก | |\n| | | | | (Offsetting) | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 11, "tags": [ "ธุรกิจ", "เรือนกระจก", "พลังงาน", "ปิโตรเลียม", "โครงการ", "เป้าหมาย", "เติบโต", "กลยุทธ์", "ยั่งยืน", "ระยะยาว" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 3, "layout_bands": 6, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_073c6e97caba4bddb543322b7945ac5b", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 การบริหารจัดการและกิจกรรมสนับสนุนธุรกิจ\nปตท.สผ. มุ่งขับเคลื่อนการเติบโตบนรากฐานความยั่งยืน ครอบคลุมทั้งมิติสิ่งแวดล้อม สังคม และการก ากับดูแลกิจการ (ESG) สอดคล้องกับ ความคาดหวังของผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และสนับสนุนการด าเนินงานของบริษัท โดยมีความก้าวหน้าในการบริหารจัดการที่เกี่ยวข้อง ดังนี้การบริหำรจัดการตำมหลักธรรมำภิบำล\nปตท.สผ. มุ่งมั่นด าเนินธุรกิจอย่างโปร่งใส มีประสิทธิภาพ เพื่อสร้างเสถียรภาพและความยั่งยืน ให้แก่องค์กร โดยยึดหลักธรรมาภิบาล พร้อมก ากับดูแลให้มีการบริหารความเสี่ยง การควบคุม ภายในที่เหมาะสม รวมถึงปฏิบัติตามกฎหมายและข้อก าหนดที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด ทั้งนี้หน่วยงาน Governance, Risk Management and Compliance (GRC) ได้ผลักดันแนวปฏิบัติด้าน GRC อย่างต่อเนื่อง ผ่านกิจกรรมต่าง ๆ เพื่อส่งเสริมและกระตุ้นการมีส่วนร่วม โดยกิจกรรมหลักๆ ในไตรมาส 1 ปี 2569 อาทิการจัดบูธนิทรรศการและกิจกรรมสันทนาการในงานประชุมด้านความปลอดภัย มั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อมประจ าปี 2569 ส าหรับพื้นที่ปฏิบัติการบนชายฝั่งของประเทศไทย ณ โครงการสินภูฮ่อม และโครงการพีทีทีอีพี 1 เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจในหลักการ GRC ให้แก่พนักงานและผู้รับเหมาเพื่อน าไปประยุกต์ใช้ในการปฏิบัติงาน พร้อมทั้ง ส่งเสริมการสร้างพันธมิตรทางธุรกิจที่ยึดมั่นในจริยธรรม การบริหารความเสี่ยงอย่างมีประสิทธิภาพเพื่อให้สามารถด าเนินงานได้อย่างต่อเนื่อง ตลอดจนการปฏิบัติตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องอย่างครบถ้วน นอกจากนี้ยังได้มีการจัดประชุมเพื่อแลกเปลี่ยนความรู้แนวคิดและประสบการณ์ด้านการบริหารความเสี่ยง รวมถึงแนวทางการท างานร่วมกันของหน่วยงานต่าง ๆ ภายใต้ GRC ให้แก่บริษัท ไทยออยล์จ ากัด (มหาชน) เพื่อต่อยอดในการการด าเนินงานและพัฒนาแนวปฏิบัติที่ดี (Best Practices) ด้าน GRC ต่อไป การบริหำรจัดการด้ำนควำมปลอดภัย ควำมมั่นคง อำชีวอนำมัย และสิ่งแวดล้อม (SSHE MS) ในไตรมาส 1 ปี 2569 ไม่มีการเกิดอุบัติเหตุที่มีการบาดเจ็บจนถึงขั้นหยุดงาน (Lost Time Injury Frequency: LTIF) และมีอัตราการเกิด อุบัติเหตุที่มีการบาดเจ็บทั้งหมด (Total Recordable Injury Rate: TRIR) ที่ 0.44 ครั้งต่อหนึ่งล้านชั่วโมงการท างานซึ่งเป็น อัตราที่อยู่ในระดับต่ากว่าค่าเฉลี่ยของสมาคมผู้ผลิตน้ามันและก๊าซธรรมชาติ (International Association of Oil and Gas Producers: IOGP) นอกจากนี้บริษัทยังคงมุ่งมั่นเสริมสร้างความตระหนักด้านความปลอดภัยแก่ผู้ปฏิบัติงานผ่านการแก้ไข ปัญหาปัจจัยมนุษย์และองค์กร (Human and Organizational Performance) การบริหารจัดการผู้รับเหมา การเรียนรู้ถึงสาเหตุของอุบัติเหตุที่เกิดขึ้นในอดีต และการเรียนรู้จากการท างานปกติอีกด้วย การบริหำรจัดการเรื่องการอนุรักษ์ทรัพยำกรธรรมชำติการฟื้นฟูสิ่งแวดล้อม และการพัฒนำชุมชนและสังคม • การปรับใช้แนวคิดเศรษฐกิจหมุนเวียนสำหรับธุรกิจสำรวจและผลิต (Circular Model for E&P) โดยการออกแบบ กระบวนการท างานและการบริหารจัดการเพื่อเพิ่มการใช้ซ้า (Reuse) และท าให้เกิดการน าทรัพยากรกลับมาหมุนเวียนใช้ประโยชน์ใหม่ (Recycle) อีกทั้งยังเป็นการช่วยลดต้นทุนของบริษัทในการก่อสร้างแท่นหลุมผลิตใหม่ในปี 2569 บริษัทมีแผนน าโครงสร้างของแท่นหลุมผลิตกลับมาใช้ใหม่ทั้งโครงสร้างส่วนบน (Topside) และขาแท่น (Jacket) นอกจากนี้ยังได้น าขาแท่นมาใช้ประโยชน์ในการจัดสร้างปะการังเทียม (Rigs to Reefs) เพื่อส่งเสริมการจัดการการประมงและทรัพยากรสัตว์น้าอย่างยั่งยืน โดยด าเนินงานร่วมกับกรมประมง ซึ่งในไตรมาส 1 บริษัทได้รับใบอนุญาตใน การรื้อถอนจากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติทั้งนี้จะมีการลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือในการจัดวาง ส่งมอบและรับมอบขาแท่นหลุมผลิต ปิโตรเลียมร่วมกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและกรมประมงภายในไตรมาส 2 โดยมีแผนเคลื่อนย้ายและจัดวางขาแท่นในช่วงไตรมาส 3-4 ต่อไป • ทะเลเพื่อชีวิต (Ocean for Life) ปตท.สผ. มีพื้นที่ปฏิบัติการส่วนใหญ่อยู่ในทะเลและมีความมุ่งมั่นที่จะอนุรักษ์และฟื้นฟูดูแล ทรัพยากรธรรมชาติและระบบนิเวศทางทะเลอย่างยั่งยืน พร้อมทั้งสนับสนุนการมีคุณภาพชีวิตที่ดีของชุมชนบริเวณชายฝั่ง ดังนี้\n1) การฟื้นฟูดูแลความสมบูรณ์ทางทะเลและบลูคาร์บอน (Sustainable Ocean Health and Blue Carbon Solutions) มุ่งเน้นการอนุรักษ์และฟื้นฟูทรัพยากรทางทะเลอย่างเป็นรูปธรรมและการกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จากบลูคาร์บอน โดยหนึ่งใน ความก้าวหน้าส าคัญคือ การเผยแพร่ข้อมูลโครงการภายใต้กลยุทธ์ทะเลเพื่อชีวิตผ่านแพลตฟอร์มข้อมูลวิทยาศาสตร์ทางทะเล ของ ปตท.สผ. (PTTEP Ocean Data Platform) เพื่อช่วยส่งเสริมการบูรณาการองค์ความรู้ด้านวิทยาศาสตร์ทางทะเลสู่การอนุรักษ์ฟื้นฟูและการบริหารจัดการทรัพยากรทางทะเลและชายฝั่งอย่างยั่งยืน ในไตรมาส 1 บริษัทได้ปรับปรุงข้อมูลอุตุนิยมวิทยาและ สมุทรศาสตร์ให้มีความสมบูรณ์ยิ่งขึ้น พร้อมปรับปรุงข้อมูลการตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมจากโครงการผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย ให้เป็นปัจจุบัน\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nกลยุทธ์และ\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 12\nการบริหารจัดการ\n\n| บริษัท ปตท.สำ รวจแ | ละผลิตปิ โตรเ | ลียม จำ กัด (มห | ำชน) | |\n| --- | --- | --- | --- | --- |\n| การวิเคราะหแ์ ละคา อธิบายข | องฝ่ายจดั การ (MD | &A) สา หรบั ผลการดา | เนินงานไตรมาส 1 ปี | 2569 |\n| | การบริห | ารจัดการและกิจกรร | มสนับสนุนธุรกิจ | |\n| ปตท.สผ. ม่งุ ขบั เคลื่อนก | ารเติบโตบนรากฐานค | วามย่งั ยืน ครอบคลมุ ทงั้ ม | ิติสิ่งแวดลอ้ ม สงั คม และก | ารกา กบั ดแู ลกิจการ (ESG) สอดคลอ้ งกบั |\n| ความคาดหวงั ของผมู้ ีส่วนไดส้ ่วนเ | สีย และสนบั สนนุ การด | า เนินงานของบรษิ ัท โดย | มีความกา้ วหนา้ ในการบรหิ | ารจดั การท่เี กี่ยวขอ้ ง ดงั นี ้ |\n|  กำรบริหำรจัดกำ | รตำมหลักธรรมำภ | บิ ำล | | |\n| ปตท.สผ. ม่งุ ม่นั ดา เนินธุ | รกิจอย่างโปร่งใส มีประ | สิทธิภาพ เพ่ือสรา้ งเสถียร | ภาพและความย่งั ยืน | |\n| ให้แก่องคก์ ร โดยยึดหลักธรรมา | ภิบาล พรอ้ มกา กับดู | แลให้มีการบริหารความ | เสี่ยง การควบคุม | |\n| ภายในท่ีเหมาะสม รวมถึงปฏิบตั ิต | ามกฎหมายและขอ้ กา | หนดท่ีเกี่ยวขอ้ งอย่างเคร่ง | ครดั ทงั้ นีห้ น่วยงาน | |\n| Governance, Risk Manageme | nt and Compliance ( | GRC) ได้ผลักดันแนว | ปฏิบัติด้าน GRC | |\n| อย่างต่อเน่อื ง ผ่านกิจกรรมต่าง ๆ เ | พ่อื ส่งเสรมิ และกระตนุ้ | การมีส่วนรว่ ม โดยกิจกรร | มหลกั ๆ ในไตรมาส 1 | |\n| ปี 2569 อาทิ การจัดบูธนิทรรศ | การและกิจกรรมสันท | นาการในงานประชุมด้ | านความปลอดภัย | |\n| ม่นั คง อาชีวอนามยั และสิ่งแวดล้ | อมประจา ปี 2569 สา ห | รบั พืน้ ท่ีปฏิบตั ิการบนชา | ยฝ่ังของประเทศไทย ณ โค | รงการสินภูฮ่อม และโครงการพีทีทีอีพี 1 |\n| เพ่ือสรา้ งคว | ามรูค้ วามเขา้ ใจในหล | กั การ GRC ใหแ้ ก่พนกั ง | านและผรู้ บั เหมาเพ่อื นา ไ | ปประยุกตใ์ ชใ้ นการปฏิบตั ิงาน พรอ้ มทงั้ |\n| ส่งเสรมิ การส | รา้ งพนั ธมิตรทางธุรกิจ | ท่ยี ึดม่นั ในจรยิ ธรรม การ | บรหิ ารความเสี่ยงอย่างมีป | ระสิทธิภาพเพ่อื ใหส้ ามารถดา เนินงานได้ |\n| อย่างต่อเน่ือ | ง ตลอดจนการปฏิบตั ิต | ามกฎหมายท่ีเกี่ยวขอ้ งอ | ย่างครบถว้ น นอกจากนี ้ยงั | ไดม้ ีการจดั ประชมุ เพ่อื แลกเปลี่ยนความรู |\n| แนวคิดและ | ประสบการณด์ า้ นการ | บริหารความเสี่ยง รวมถึง | แนวทางการทา งานร่วมกัน | ของหน่วยงานต่าง ๆ ภายใต ้ GRC ใหแ้ ก่ |\n| บรษิ ัท ไทยอ | อยล ์ จา กดั (มหาชน) เ | พ่อื ต่อยอดในการการดา เน | ินงานและพฒั นาแนวปฏิบ | ตั ิท่ีดี (Best Practices) ดา้ น GRC ต่อไป |\n|  กำรบริหำรจัดกำ | รด้ำนควำมปลอดภั | ย ควำมม่ันคง อำชีวอน | ำมัย และสิ่งแวดล้อม ( | SSHE MS) |\n| ในไตรมาส 1 ปี 2569 ไ | ม่มีการเกิดอบุ ตั ิเหตทุ ่ี | มีการบาดเจ็บจนถึงขนั้ ห | ยดุ งาน (Lost Time Injury | Frequency: LTIF) และมีอตั ราการเกิด |\n| อบุ ตั ิเหตทุ ่มี ีการบาดเจ็บทงั้ หมด | (Total Recordable In | jury Rate: TRIR) ท่ ี 0.4 | 4 ครงั้ ต่อหนึ่งลา้ นช่วั โมงก | ารทา งานซ่งึ เป็น |\n| อัตราท่ีอยู่ในระดับต่า กว่าค่าเฉล | ี่ยของสมาคมผู้ผลิตน | ้ามันและก๊าซธรรมชาติ | (International Associatio | n of Oil and Gas |\n| Producers: IOGP) นอกจากนี ้ บริ | ษัทยังคงม่งุ ม่นั เสริมส | รา้ งความตระหนักดา้ นคว | ามปลอดภัยแก่ผู้ปฏิบัติง | านผ่านการแก้ไข |\n| ปัญหาปัจจยั มนุษยแ์ ละองคก์ ร (H | uman and Organizat | ional Performance) การบ | ริหารจดั การผูร้ บั เหมา กา | รเรียนรูถ้ ึงสาเหตุ |\n| ของอบุ ตั ิเหตทุ ่เี กิดขนึ้ ในอดีต และก | ารเรียนรูจ้ ากการทา งา | นปกติอีกดว้ ย | | |\n|  กำรบริหำรจัดกำ | รเรื่องกำรอนุรักษ์ | ทรัพยำกรธรรมชำติ | กำรฟื้นฟูสิ่งแวดล้อม | และกำรพัฒนำชุมชนและสังคม |\n| • กำรปรับใช้แนว | คิดเศรษฐกิจหมุนเ | วียนส ำหรับธุรกิจส | ำรวจและผลิต (Circul | ar Model for E&P) โดยการออกแบบ |\n| กระบวนการทา งานและการบรหิ า | รจดั การเพ่อื เพิ่มการใ | ชซ้ า ้ (Reuse) และทา ใหเ้ | กิดการนา ทรพั ยากรกลบั | มาหมนุ เวยี นใชป้ ระโยชนใ์ หม่ (Recycle) |\n| อีกทั้งยังเป็นการช่วยลดตน้ ทุนขอ | งบริษัทในการก่อสรา้ | งแท่นหลุมผลิตใหม่ ในป | ี 2569 บริษัทมีแผนนา โคร | งสรา้ งของแท่นหลุมผลิตกลับมาใชใ้ หม่ |\n| ทงั้ โครงสรา้ งส่วนบน (Topside) | และขาแท่น (Jacket) | นอกจากนี ้ ยงั ไดน้ า ขาแ | ท่นมาใชป้ ระโยชนใ์ นการ | จดั สรา้ งปะการงั เทียม (Rigs to Reefs) |\n| เพ่ือส่งเสริมการจดั การการประม | งและทรพั ยากรสตั วน์ ้ | าอย่างย่งั ยืน โดยดา เนิน | งานร่วมกับกรมประมง ซ่งึ | ในไตรมาส 1 บริษัทไดร้ บั ใบอนญุ าตใน |\n| การรือ้ ถอนจากกรมเชือ้ เพลิงธร | รมชาติ ทั้งนี ้ จะมีการ | ลงนามบันทึกขอ้ ตกลงค | วามร่วมมือในการจัดวา | ง ส่งมอบและรบั มอบขาแท่นหลุมผลิต |\n| ปิโตรเลียมรว่ มกบั กรมเชือ้ เพลิงธ | รรมชาติและกรมประม | งภายในไตรมาส 2 โดยม | ีแผนเคลื่อนยา้ ยและจดั ว | างขาแท่นในช่วงไตรมาส 3-4 ต่อไป |\n| • ทะเลเพื่อชีวิต (O | cean for Life) ปตท. | สผ. มีพืน้ ท่ีปฏิบัติการส่ | วนใหญ่อยู่ในทะเลและม | ีความม่งุ ม่นั ท่ีจะอนุรักษ์และฟื้นฟูดูแล |\n| ทรพั ยากรธรรมชาติและระบบนิเว | ศทางทะเลอย่างย่งั ยื | น พรอ้ มทงั้ สนบั สนนุ การ | มีคณุ ภาพชีวิตท่ีดีของชมุ ช | นบรเิ วณชายฝ่ัง ดงั นี้ |\n| 1) การฟื้นฟดู แู ลค | วามสมบูรณท์ างทะเลแ | ละบลคู ารบ์ อน (Sustaina | ble Ocean Health and Bl | ue Carbon Solutions) ม่งุ เนน้ การอนุรกั ษ์ |\n| และฟื้นฟูทรัพ | ยากรทางทะเลอย่า | งเป็นรูปธรรมและการ | กักเก็บก๊าซคาร์บอนไดอ | อกไซด์จากบลูคาร์บอน โดยหนึ่งใน |\n| ความกา้ วหนา้ | สา คญั คือ การเผยแพ | ร่ขอ้ มลู โครงการภายใตก้ | ลยุทธท์ ะเลเพ่ือชีวิตผ่านแ | พลตฟอรม์ ขอ้ มลู วิทยาศาสตรท์ างทะเล |\n| ของ ปตท.สผ. ( | PTTEP Ocean Data P | latform) เพ่ือช่วยส่งเสริม | การบูรณาการองคค์ วามรู | ด้ า้ นวิทยาศาสตรท์ างทะเลส่กู ารอนุรักษ์ |\n| ฟื้นฟู และการ | บรหิ ารจดั การทรพั ยาก | รทางทะเลและชายฝ่ังอ | ย่างย่งั ยืน ในไตรมาส 1 บ | ริษัทไดป้ รบั ปรุงขอ้ มลู อุตนุ ิยมวิทยาและ |\n| สมทุ รศาสตรใ์ ห | ม้ ีความสมบูรณย์ ิ่งขึน้ | พรอ้ มปรบั ปรุงขอ้ มลู การ | ตรวจวดั คณุ ภาพสิ่งแวดลอ้ | มจากโครงการผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย |\n| ใหเ้ ป็นปัจจบุ นั | | | | |\n| | | กลย | ุทธแ์ ละ | |\n| บทสรุปผู้บริหาร ภาพรวมเศ | รษฐกิจ ผลการ | ดา เนินงาน การบริ | ความคืบหน หารจัดการ | ้าที่ส าคัญ แนวโน้มธุรกิจ Pa |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 12, "tags": [ "ไตรมาส", "บริษัท", "การบริหาร", "ธุรกิจ", "ทางทะเล", "ฟื้นฟู", "กิจกรรม", "สิ่งแวดล้อม", "ส่งเสริม", "ความเสี่ยง" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 39, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber", "figures": [ { "id": "p012_f1", "page": 12, "rel_path": "PTTEP/2569/Q1/p012_f1.png", "width": 474, "height": 261, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q1/p012_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_2b62c1f7a14a4e5fab875a035ff8010e", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\n2) การพลิกฟื้นคืนทะเลเพื่อชีวิตที่ยั่งยืน (Sustainable Community around the Ocean) เป็นการด าเนินงานผ่านโครงการเพื่อสังคม กับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียรอบพื้นที่ปฏิบัติการทางทะเลของ ปตท.สผ. และขยายขอบเขตไปยังพื้นที่ 17 จังหวัดรอบอ่าวไทย เพื่อสนับสนุนความหลากหลายทางชีวภาพและบริการทางระบบนิเวศทางทะเล (Ocean Biodiversity & Ecosystem Services Value) โดยไตรมาส 1 บริษัทได้ด าเนินการก่อตั้งศูนย์การเรียนรู้เพาะฟักสัตว์น้าเศรษฐกิจแล้วเสร็จสะสมรวม 17 แห่ง พร้อมทั้งวางบ้านปลาในแนวเขตอนุรักษ์ชายฝั่งทะเลจ านวน 4 แห่ง ครอบคลุมพื้นที่อนุรักษ์ชายฝั่งรวม 2.5 ตารางกิโลเมตร และสามารถสร้างเครือข่ายอนุรักษ์ทรัพยากรทางทะเลและชายฝั่ง จนถึงปัจจุบัน มีสมาชิกสะสมรวม 10,341 คน นอกจากนี้บริษัทได้จัดพิธีวางประติมากรรมใต้ทะเล เพื่อสร้างจิตส านึก ด้านการอนุรักษ์ทรัพยากรทางทะเลและสนับสนุนการท่องเที่ยวที่ยั่งยืน การวิจัยและพัฒนำเทคโนโลยีปตท.สผ. ส่งเสริมการวิจัย พัฒนา ประยุกต์ใช้เทคโนโลยีและสร้างนวัตกรรม โดย ณ สิ้นไตรมาส 1 ปี 2569 ปตท.สผ. มีโครงการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีที่อยู่ระหว่างด าเนินการ 36 โครงการ โดยมีตัวอย่างโครงการส าคัญ ได้แก่โครงการพัฒนาระบบโดรนส าหรับการตรวจจับไฟป่าในระยะเริ่มต้น เป็นระบบโดรนอัตโนมัติเฝ้าระวังไฟป่ารอบฐานผลิตในโครงการ •\nสินภูฮ่อม สถานะปัจจุบันผ่านการทดสอบเสร็จสมบูรณ์และพร้อมใช้งานเต็มรูปแบบ (Ready to Deploy) โครงการพัฒนาเทคโนโลยีเพื่อยกระดับประสิทธิภาพวัสดุของชิ้นส่วนเครื่องจักร และการพัฒนาชิ้นส่วนทดแทน •\n(Advance Material Upgrading and Engineering Part Cloning: AMEC) เป้าหมายเพื่อยืดอายุการใช้งาน ลดค่าใช้จ่าย ในการซ่อมบ ารุง และสนับสนุนการด าเนินการผลิตให้เป็นไปอย่างต่อเนื่องอย่างมีประสิทธิภาพและปลอดภัย การบริหำรจัดการทางการเงิน\nปตท.สผ. ยังคงรักษาวินัยทางการเงินและโครงสร้างเงินทุนที่แข็งแกร่ง โดยมุ่งเน้นการจัดสรรเงินทุนอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อสร้าง ผลตอบแทนที่เหมาะสมแก่ผู้ถือหุ้นอย่างยั่งยืน ณ สิ้นไตรมาส 1 ปี 2569 บริษัทมีอัตราส่วนหนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยต่อส่วนของผู้ถือหุ้นอยู่ที่ 0.24 เท่า ซึ่งอยู่ในกรอบนโยบายการเงินของบริษัท\nบริษัทได้รับการจัดอันดับความน่าเชื่อถืออยู่ในระดับที่น่าลงทุน (Investment Grade) จากสถาบันจัดอันดับความน่าเชื่อถือระดับสากล ได้แก่ Moody’s Investor Service (Moody’s) ที่ระดับ Baa1 และ S&P Global Ratings (S&P) รวมถึง Fitch Ratings (Fitch) ที่ระดับ BBB+ นอกจากนี้บริษัทได้รับการจัดอันดับความน่าเชื่อถือภายในประเทศไทยจากบริษัท ทริสเรทติ้ง จ ากัด (TRIS) ที่ระดับ AAA ซึ่งเป็นอันดับ ความน่าเชื่อถือสูงสุด สะท้อนถึงสถานะทางการเงินที่แข็งแกร่งและความสามารถในการรองรับความผันผวนของราคาน้ามันและสภาวะเศรษฐกิจโลก ได้อย่างมีประสิทธิภาพ\nทั้งนี้บริษัทมีแผนการบริหารจัดการสภาพคล่องผ่านการออกและเสนอขายหุ้นกู้ประเภทไม่ด้อยสิทธิและไม่มีหลักประกัน เพื่อน าไปช าระคืนหุ้นกู้เดิมที่จะครบก าหนด (Refinancing) รวมถึงรองรับค่าใช้จ่ายในการด าเนินธุรกิจและโอกาส การเข้าลงทุนในอนาคต ซึ่งเป็นการรักษาระดับหนี้สินให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารโครงสร้างเงินทุน ตลอดจนเสริมสร้างความพร้อมทางการเงินเพื่อรองรับการเติบโตของบริษัทในระยะยาว จากความมุ่งมั่นและการด าเนินงานอย่างเป็นรูปธรรม ส่งผลให้ปตท.สผ. ได้รับรางวัลและการรับรองที่ส าคัญจากหน่วยงานต่าง ๆ ดังนี้ • รางวัลองค์กรยอดเยี่ยมด้านนวัตกรรมในงาน Future Trends Awards 2026 จากการที่บริษัท ได้ขับเคลื่อนองค์กรผ่านโครงการ DigitalX ซึ่งเป็นการพัฒนาและน านวัตกรรมดิจิทัลต่าง ๆ มาประยุกต์ใช้อย่างสร้างสรรค์อันเป็นประโยชน์ต่อการพัฒนาและการเติบโตอย่างยั่งยืน • รางวัล Global Most Innovative Knowledge Enterprise (Global MIKE Award 2025) และรางวัล Southeast Asia Most Innovative Knowledge Enterprise (SEA MIKE Award 2025) ระดับ Gold ซึ่งเป็นระดับสูงสุด ต่อเนื่องเป็นปีที่ 5 โดยเป็นรางวัลที่มอบให้แก่องค์กรที่มีความเป็นเลิศด้านการบริหาร จัดการองค์ความรู้และนวัตกรรม\nโดยรางวัลที่ได้รับนี้เป็นความภาคภูมิใจของบริษัทและจะเป็นแรงผลักดันให้ปตท.สผ. มุ่งมั่นด าเนินธุรกิจ อย่างมีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้โดยค านึงถึงผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกฝ่าย เพื่อให้บรรลุวิสัยทัศน์ในการเป็น Energy Partner of Choice ต่อไป\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nกลยุทธ์และ\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 13\nการบริหารจัดการ\n\n| การวิเคราะหแ์ ละ | คา อธิบายของฝ่ายจดั | การ (MD&A) ส | าหรบั ผลการดา เน | ินงานไตรมาส | 1 ปี 2569 | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| 2) | การพลิกฟื้นคืนทะเลเพ่อื ช | ีวิตท่ยี ่งั ยืน (Susta | inable Community | around the Oc | ean) เป็นการด | าเนินงานผ่านโครงการเพ่อื สงั คม |\n| | กับผูม้ ีส่วนไดส้ ่วนเสียรอ | บพืน้ ที่ปฏิบัติกา | รทางทะเลของ ปต | ท.สผ. และขยา | ยขอบเขตไปยั | งพืน้ ที่ 17 จังหวัดรอบอ่าวไทย |\n| | เพ่ือสนบั สนุนความหลาก | หลายทางชีวภาพแ | ละบริการทางระบบน | ิเวศทางทะเล (O | cean Biodivers | ity & Ecosystem Services Value) |\n| | โดยไตรมาส 1 บริษัทไดด้ | าเนินการก่อตงั้ ศนู | ยก์ ารเรียนรูเ้ พาะฟัก | สตั วน์ า ้ เศรษฐกิจ | แลว้ เสร็จสะสม | รวม 17 แห่ง |\n| | พรอ้ มทั้งวางบา้ นปลาใน | แนวเขตอนุรกั ษ์ช | ายฝ่ังทะเลจา นวน | 4 แห่ง ครอบค | ลุมพืน้ ท่ีอนุรกั ษ | ์ชายฝ่ังรวม |\n| | 2.5 ตารางกิโลเมตร และ | สามารถสรา้ งเครือ | ข่ายอนรุ กั ษ์ทรพั ยา | กรทางทะเลและ | ชายฝ่ัง จนถึงป | ัจจบุ นั |\n| | มีสมาชิกสะสมรวม 10,34 | 1 คน นอกจากนี ้ บ | ริษัทไดจ้ ดั พิธีวางปร | ะติมากรรมใตท้ | ะเล เพ่ือสรา้ งจิต | สา นึก |\n| | ดา้ นการอนรุ กั ษ์ทรพั ยาก | รทางทะเลและสนั | บสนนุ การท่องเท่ยี ว | ท่ยี ่งั ยืน | | |\n|  กำร | วิจัยและพัฒนำเทคโน | โลยี | | | | |\n| ปตท.สผ | . ส่งเสริมการวิจัย พัฒ | นา ประยุกต์ใช | ้เทคโนโลยี และส | ร้างนวัตกรรม | โดย ณ สิ้นไ | ตรมาส 1 ปี 2569 ปตท.สผ. |\n| มีโครงการวิจยั และ | พฒั นาเทคโนโลยีท่ีอย่รู ะห | ว่างดา เนินการ 3 | 6 โครงการ โดยมีตวั | อย่างโครงการส | าคญั ไดแ้ ก่ | |\n| โครงการ • | พฒั นาระบบโดรนสา หรบั | การตรวจจบั ไฟป่ | าในระยะเร่มิ ตน้ เป็ | นระบบโดรนอตั | โนมตั ิเฝ้าระวงั | ไฟป่ารอบฐานผลิตในโครงการ |\n| สินภูฮ่อม | สถานะปัจจบุ นั ผ่านการ | ทดสอบเสรจ็ สมบรู | ณแ์ ละพรอ้ มใชง้ านเ | ต็มรูปแบบ (Re | ady to Deploy | ) |\n| โครงการ • | พัฒนาเทคโนโลยีเพ่ือยก | ระดับประสิทธิภ | าพวัสดุของชิน้ ส่วน | เครื่องจักร และ | การพัฒนาชิน้ | ส่วนทดแทน |\n| (Advanc | e Material Upgrading an | d Engineering Pa | rt Cloning: AMEC) | เป้าหมายเพ่ือยื | ดอายุการใชง้ าน | ลดค่าใชจ้ ่าย |\n| ในการซ่อ | มบา รุง และสนบั สนนุ การ | ดา เนินการผลิตใหเ้ | ป็นไปอย่างต่อเน่อื ง | อย่างมีประสิทธิ | ภาพและปลอดภ | ยั |\n|  กำร | บริหำรจัดกำรทำงกำ | รเงนิ | | | | |\n| ปตท.สผ. | ยังคงรกั ษาวินัยทางกา | รเงินและโครงสรา้ | งเงินทุนท่ีแข็งแกร่ง | โดยม่งุ เนน้ การ | จัดสรรเงินทุน | อย่างมีประสิทธิภาพ เพ่ือสรา้ ง |\n| ผลตอบแทนท่ีเหมา | ะสมแก่ผถู้ ือหนุ้ อย่างย่งั ยื | น ณ สิน้ ไตรมาส 1 | ปี 2569 บริษัทมีอตั ร | าส่วนหนีส้ ินท่ีม | ีภาระดอกเบีย้ ต | ่อส่วนของผถู้ ือหนุ้ อย่ทู ่ ี 0.24 เท่า |\n| ซ่งึ อย่ใู นกรอบนโยบ | ายการเงินของบรษิ ัท | | | | | |\n| บริษัทได้ | รบั การจดั อนั ดบั ความน่าเ | ช่ือถืออย่ใู นระดบั | ท่ีน่าลงทนุ (Investm | ent Grade) จ | ากสถาบนั จดั อั | นดบั ความน่าเช่ือถือระดบั สากล |\n| ได้แก่ Moody’s In | vestor Service (Moody’ | s) ท่ีระดับ Baa1 | และ S&P Global | Ratings (S&P) | รวมถึง Fitch | Ratings (Fitch) ท่ีระดับ BBB+ |\n| นอกจากนี ้ บริษัท | ไดร้ ับการจัดอันดับควา | มน่าเช่ือถือภายใน | ประเทศไทยจากบ | ริษัท ทริสเรทต | ิง้ จา กัด (TRI | S) ที่ระดับ AAA ซึ่งเป็นอันดับ |\n| ความน่าเช่ือถือสงู ส | ดุ สะทอ้ นถึงสถานะทางก | ารเงินท่ีแข็งแกร่งแ | ละความสามารถใน | การรองรบั ความ | ผนั ผวนของราค | านา ้ มนั และสภาวะเศรษฐกิจโลก |\n| ไดอ้ ย่างมีประสิทธิ | ภาพ | | | | | |\n| ทั้งนี ้ บริ | ษัทมีแผนการบริหารจัดก | ารสภาพคล่องผ่า | นการออกและเสน | อขายหุ้นกู้ประ | เภทไม่ด้อยสิท | ธิและไม่มี |\n| หลกั ประกนั เพ่อื นา | ไปชา ระคืนหนุ้ กเู้ ดิมท่จี ะ | ครบกา หนด (Refin | ancing) รวมถึงรอง | รบั ค่าใชจ้ า่ ยใน | การดา เนินธุรกิจ | และโอกาส |\n| การเขา้ ลงทุนในอน | าคต ซ่งึ เป็นการรกั ษาระดบั | หนีส้ ินใหอ้ ย่ใู นระ | ดบั ท่ีเหมาะสมและเพ | ิ่มประสิทธิภาพ | การบริหารโครง | สรา้ งเงินทุน |\n| ตลอดจนเสรมิ สรา้ ง | ความพรอ้ มทางการเงินเ | พ่อื รองรบั การเติบโ | ตของบรษิ ัทในระยะ | ยาว | | |\n| จากความม่งุ | ม่นั และการดา เนินงานอย | ่างเป็นรูปธรรม ส่ | งผลให ้ ปตท.สผ. ได | ร้ บั รางวลั และก | ารรบั รองท่ีสา ค | ญั จากหน่วยงานต่าง ๆ ดงั นี ้ |\n| รางวัลอง • | ค์กรยอดเย่ียมด้านนวัต | กรรมในงาน Fut | ure Trends Awar | ds 2026 จาก | การท่ีบริษัท | |\n| ไดข้ บั เคลื่อ | นองคก์ รผ่านโครงการ Dig | italX ซ่งึ เป็นการพั | ฒนาและนา นวตั กรร | มดิจิทลั ต่าง ๆ ม | าประยุกตใ์ ช้ | |\n| อย่างสรา้ ง | สรรค ์ อนั เป็นประโยชนต์ ่อ | การพฒั นาและก | ารเติบโตอย่างย่งั ยืน | | | |\n| รางวัล G • | lobal Most Innovative K | nowledge Enter | prise (Global MIKE | Award 2025) | และรางวัล | |\n| Southeas | t Asia Most Innovative | Knowledge Ente | rprise (SEA MIKE | Award 2025) | ระดบั Gold | |\n| ซ่งึ เป็นระด | บั สงู สดุ ต่อเน่อื งเป็นปีท่ ี 5 | โดยเป็นรางวลั ท่มี | อบใหแ้ กอ่ งคก์ รท่มี ี | ความเป็นเลิศด้ | านการบรหิ าร | |\n| จดั การองค | ค์ วามรูแ้ ละนวตั กรรม | | | | | |\n| โดยรางวลั ท่ไี | ดร้ บั นี ้ เป็นความภาคภมู ิใ | จของบรษิ ัทและจ | ะเป็นแรงผลกั ดนั ให ้ | ปตท.สผ. ม่งุ ม่นั | ดา เนินธุรกิจ | |\n| อย่างมีประสิทธิภ | าพ โปร่งใส ตรวจสอบไ | ด ้ โดยคา นึงถึงผู้ | มีส่วนไดส้ ่วนเสียทุ | กฝ่าย เพื่อให้บ | รรลุวิสัยทัศน์ | |\n| ในการเป็น Energy | Partner of Choice ต่อไ | ป | | | | |\n| | | | กลยุทธแ์ | ละ | | |\n| บทสรุปผู้บริหาร | ภาพรวมเศรษฐกิจ | ผลการดา เนินงา | น การบริหาร | ค จัดการ | วามคืบหน้าที่ส าคัญ | แนวโน้มธุรกิจ Pa |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 13, "tags": [ "บริษัท", "โครงการ", "ทางทะเล", "รางวัล", "ไตรมาส", "เทคโนโลยี", "การพัฒนา", "เงินทุน", "การบริหาร", "ธุรกิจ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 34, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_7fa1b8969a7f4f8c9ad129fccaed1681", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nควำมคืบหน้ำในการดำเนินงานที่สำคัญ\nการขับเคลื่อนและการเพิ่มมูลค่าธุรกิจส ารวจและผลิตปิโตรเลียม ( Drive Value)\nกลุ่ม ปตท.สผ. มีโครงการและการด าเนินธุรกิจส ารวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในประเทศไทยและต่างประเทศกว่า 50 โครงการใน 10 ประเทศ *\nโดยฐานการด าเนินงานหลักของ ปตท.สผ. อยู่ในประเทศไทย และมีการด าเนินงานในภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ได้แก่สาธารณรัฐ\nแห่งสหภาพเมียนมา (เมียนมา) มาเลเซีย สาธารณรัฐสังคมนิยมเวียดนาม (เวียดนาม) และสาธารณรัฐอินโดนีเซีย (อินโดนีเซีย) และภูมิภาคตะวันออกกลาง\nและแอฟริกาและอื่น ๆ ได้แก่รัฐสุลต่านโอมาน (โอมาน) สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (ยูเออี) สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนแอลจีเรีย (แอลจีเรีย)\nสาธารณรัฐโมซัมบิก ( โมซัมบิก ) และสาธารณรัฐคาซัคสถาน\n* ไม่รวมประเทศเม็กซิโก ซึ่งได้มีการยื่นขอคืนพื้นที่/ถอนการลงทุน คือ โครงการเม็กซิโก แปลง 12 (2.4) ซึ่งอยู่ระหว่างรอการอนุมัติการคืนพื้นที่จากหน่วยงานภาครัฐ\n\n| แอฟริกำ เอเชียตะวันออกเฉียงใต้อื่น 1% | อื่นๆ | |\n| --- | --- | --- |\n| ตะวันออกกลำง | 3% | ตะวันออกกลำง |\n| 10% | 16% 1% | |\n\nมำเลเซีย\n9%\nปริมาณขาย\nไตรมาส 1/2569\n7%\nเมียนมำ\n553,369 BOED\n70%\nประเทศไทยและ\nพื้นที่พัฒนำร่วมไทย-มำเลเซีย\nสินทรัพย์รวม\n30,085\n16%\n46%\nแอฟริกำ\nประเทศไทย\nล้านดอลลาร์สรอ.\n\n21%\nเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ในไตรมาส 1 ปี 2569 ปตท.สผ. มีปริมาณขายเฉลี่ยจากโครงการในประเทศไทยรวมอยู่ที่ 385,519 บาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบต่อวัน หรือ\nคิดเป็นร้อยละ 70 ของปริมาณขายทั้งหมด ส าหรับในประเทศอื่น ๆ ในภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้มีปริมาณขายเฉลี่ยรวมอยู่ที่ 97,587\nบาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 17 ของปริมาณขายทั้งหมด และโครงการในภูมิภาคอื่น ๆ มีปริมาณขายเฉลี่ยรวมอยู่ที่\n70,263 บาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 13 ของปริมาณขายทั้งหมด โดยมีความคืบหน้าในโครงการหลักที่ส าคัญ ดังนี้ภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nผลการด าเนินงาน\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nกลยุทธ์และ\nการบริหารจัดการ\nแนวโน้มธุรกิจ\nPage l 14", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 14, "tags": [ "ปริมาณ", "โครงการ", "สาธารณรัฐ", "ในประเทศ", "ประเทศ", "ภูมิภาค", "เอเชียตะวันออกเฉียงใต้", "ปิโตรเลียม", "ไตรมาส", "ธุรกิจ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 4, "layout_bands": 13, "layout_tables": 1, "figures": [ { "id": "p014_f1", "page": 14, "rel_path": "PTTEP/2569/Q1/p014_f1.png", "width": 1402, "height": 805, "url": "/chat/rag-figure/PTTEP/2569/Q1/p014_f1.png" } ] } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_0e63bed250f44ae88c59d1f6ae7cf885", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nโครงการ\nโครงการในปร ะเทศ ไทย\nโครงการที่ด าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase)\n1. คอนแทร็ค 4\nควำมคืบหน้ำในไตรมาส 1 ปี 2569\n\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 1 โครงการสามารถเพิ่มปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสัดส่วนการลงทุน: 60%\nสูงกว่าปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุด (CDC) ตามสัญญา และยังคงด าเนินการเจาะหลุมผลิตอย่างต่อเนื่อง\nผู้ด าเนินการ: Chevron\nเพื่อรักษาระดับการผลิต ส่งผลให้โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 426 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน\nและคอนเดนเสท 16,176 บาร์เรลต่อวัน\n2. จี 1/61 (เอรำวัณ)\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติคอนเดนเสทและน้ามันดิบ โครงการมีการลงทุนในการสร้างและติดตั้งแท่นหลุม\nสัดส่วนการลงทุน: 100%\nผลิตใหม่รวมทั้งด าเนินการเจาะหลุมผลิตเพิ่มเติมอย่างต่อเนื่อง ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิต\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 769 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คอนเดนเสท 18,609 บาร์เรลต่อวัน และน้ามันดิบ 18,178\nบาร์เรลต่อวัน\n3. จี 2/61 (บงกช)\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 1 โครงการสามารถเพิ่มปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสัดส่วนการลงทุน: 100%\nสูงกว่าปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุด (CDC) ตามสัญญา และยังคงด าเนินการก่อสร้างและติดตั้งแท่น\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nหลุมผลิต รวมทั้งการเจาะหลุมพัฒนาอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับการผลิต ส่งผลให้โครงการมีปริมาณ\nการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 709 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 21,091 บาร์เรลต่อวัน\n4. จี 12/48\nเป็นโครงการผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของ\nสัดส่วนการลงทุน: 100%\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\n5. บี 8/32 และ 9 เอ\nก๊าซธรรมชาติ 5 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 445 บาร์เรลต่อวัน\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและน้ามันดิบ ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ามันดิบ\nสัดส่วนการลงทุน: 25%\n10,472 บาร์เรลต่อวัน และก๊าซธรรมชาติ 76 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้โครงการยังคงด าเนินการเจาะหลุม\nผู้ด าเนินการ: Chevron\nพัฒนาอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับการผลิต\n6. พื้นที่พัฒนำร่วมไทย-มำเลเซีย บี 17-01\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 1 โครงการสามารถเพิ่มปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสัดส่วนการลงทุน: 50%\nสูงกว่าปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุด (CDC) ตามสัญญา และยังคงด าเนินการเจาะหลุมผลิตอย่างต่อเนื่อง\nผู้ด าเนินการ: CPOC\nเพื่อรักษาระดับการผลิต ส่งผลให้โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 326 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน\nและคอนเดนเสท 11,260 บาร์เรลต่อวัน\n7. พื้นที่พัฒนำร่วมไทย-มำเลเซีย เอ 18\nเป็นโครงการผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของ\nสัดส่วนการลงทุน: 50%\nก๊าซธรรมชาติ 377 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยโครงการได้ปรับลดปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขาย\nผู้ด าเนินการ: PPJO\nก๊าซธรรมชาติ (GSA) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2569\n8. สินภูฮ่อม\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 1 โครงการได้ด าเนินการปิดซ่อมบ ารุงในช่วง\nสัดส่วนการลงทุน: 90%\nระยะเวลาสั้นเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพหลุมผลิต ส่งผลให้มีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 103 ล้าน\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 205 บาร์เรลต่อวัน\n9. เอส 1\nเป็นแหล่งผลิตน้ามันดิบ ก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปัจจุบัน โครงการด าเนินการเจาะหลุมพัฒนา\nและผลิตเพื่อรักษาปริมาณการผลิต ในไตรมาส 1 โครงการได้ด าเนินการปิดซ่อมบ ารุงตามแผน ส่งผลให้มีสัดส่วนการลงทุน: 100%\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ามันดิบ 21,728 บาร์เรลต่อวัน ก๊าซธรรมชาติ 3 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ\nก๊าซปิโตรเลียมเหลว 125 เมตริกตันต่อวัน\n10. อาทิตย์เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 1 โครงการสามารถเพิ่มปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงกว่าปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุด (CDC) ตามสัญญา และยังคงด าเนินการเจาะหลุมผลิตอย่างต่อเนื่อง\nสัดส่วนการลงทุน: 80%\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nเพื่อรักษาระดับการผลิต ส่งผลให้โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 360 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน\nและคอนเดนเสท 16,705 บาร์เรลต่อวัน\nโครงการที่อยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase)\n11. จี 1/65\nตั้งอยู่ทางตอนเหนือของอ่าวไทย ในไตรมาส 1 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการด าเนินงานประมวลผลข้อมูลคลื่นไหว\nสัดส่วนการลงทุน: 100%**\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\n\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nสะเทือน\n\nผลการด าเนินงาน\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nกลยุทธ์และ\nการบริหารจัดการ\nแนวโน้มธุรกิจ\nPage l 15\n\n| | โครงกำร | | | ควำมคืบหน้ำในไตรมำส 1 ปี 2569 | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | โครงกำรในประเทศไทย | | | | |\n| | โครงการทีด่ าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | | | |\n| 1. คอนแทร็ค 4 สดั สว่ นการลงทนุ : 60% ผูด้ า เนนิ การ: Chevron | 1. คอนแทร็ค 4 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 60% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: Chevron | | | | |\n| 2. จ ี 1/61 (เอรำวัณ) สดั สว่ นการลงทนุ : 100% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | | |\n| 3. จ ี 2/61 (บงกช) สดั สว่ นการลงทนุ : 100% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | | |\n| | 4. จ ี 12/48 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 100% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| | 5. บี 8/32 และ 9 เอ | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 25% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: Chevron | | | | |\n| 6. พืน้ ทพี่ ัฒนำร่วมไทย-มำเลเซีย บี 17-01 สดั สว่ นการลงทนุ : 50% ผูด้ า เนนิ การ: CPOC | 6. พืน้ ทพี่ ัฒนำร่วมไทย-มำเลเซีย บี 17-01 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 50% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: CPOC | | | | |\n| | 7. พืน้ ทพี่ ัฒนำร่วมไทย-มำเลเซีย เอ 18 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 50% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PPJO | | | | |\n| | 8. สินภูฮอ่ ม | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 90% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| 9. เอส 1 สดั สว่ นการลงทนุ : 100% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | 9. เอส 1 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 100% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| 10. อาทติ ย ์ สดั สว่ นการลงทนุ : 80% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | | |\n| | โครงการทีอ่ ยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase) | | | | |\n| | 11. จ ี 1/65 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 100%** | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 15, "tags": [ "ก๊าซธรรมชาติ", "โครงการ", "การผลิต", "ปริมาณ", "ไตรมาส", "การลงทุน", "สัดส่วน", "เฉลี่ย", "ลูกบาศก์", "บาร์เรล" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 29, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_e0f5fbe9373d4455bac79daf638a0767", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nโครงการ\nควำมคืบหน้ำในไตรมาส 1 ปี 2569\n12. จี 3/65\nตั้งอยู่ทางตอนเหนือของอ่าวไทย ในไตรมาส 1 โครงการได้รับอนุมัติการก าหนดพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมบุษบงจาก\nสัดส่วนการลงทุน: 100%**\nกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติปัจจุบันอยู่ระหว่างการด าเนินงานประมวลผลข้อมูลคลื่นไหวสะเทือน ตลอดจนเตรียม\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nความพร้อมเพื่อตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ในพื้นที่บุษบงต่อไป\n**บริษัทได้ลงนามในสัญญาการลดสัดส่วนเพื่อโอนสัดส่วนการลงทุนร้อยละ 40 ในโครงการจี 1/65 และโครงการจี 3/65\nให้แก่บริษัท แวลูร่า เอ็นเนอร์ยี่ (ชัยพฤกษ์) จ ากัด โดยจะมีผลสมบูรณ์เมื่อบรรลุเงื่อนไขตามสัญญาฯ และได้รับอนุมัติโครงการในเมีย นมำ\nโครงการที่ด าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase)\n13. ซอติก้ำ\nจากหน่วยงานภาครัฐ\n\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเล อ่าวเมาะตะมะ ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิต\nสัดส่วนการลงทุน: 80%\nเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 306 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และโครงการได้ด าเนินการตามแผนพัฒนาโครงการอย่าง\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nต่อเนื่อง ทั้งนี้การก่อสร้างและติดตั้งแท่นผลิตแล้วเสร็จในเดือนกุมภาพันธ์ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจาะหลุม\nผลิตในเฟส 1E เพื่อรักษาระดับการผลิตให้เป็นไปตามแผน\n14. ยำดำนำ\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเล อ่าวเมาะตะมะ ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิต\nสัดส่วนการลงทุน: 62.963%\nก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 305 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน อีกทั้ง โครงการอยู่ระหว่างการเตรียมการส ารวจเพิ่มเติม\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nโครงการที่อยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase)\n15. เมียนมำ เอ็ม 3\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเล อ่าวเมาะตะมะ โครงการอยู่ระหว่างการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ส าหรับการ\nสัดส่วนการลงทุน: 100%\nพัฒนาแหล่ง Aung Sinkha ปัจจุบันอยู่ระหว่างกระบวนการอนุมัติสัญญาที่เกี่ยวข้องจากหน่วยงานภาครัฐของ\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nโครงการในมำเลเซีย\nโครงการที่ด าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase)\n16. มำเลเซีย แปลง เค\nประเทศเมียนมา\n\nเป็นแหล่งผลิตน้ามันดิบและก๊าซธรรมชาติตั้งอยู่ในทะเลน้าลึกนอกชายฝั่งรัฐซาบาห์ประกอบไปด้วยแหล่ง\nKikeh แหล่ง Siakap North-Petai (SNP) และแหล่ง Gumusut-Kakap (GK) ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณ\nสัดส่วนการลงทุน: 7.2-56%\nการผลิตเฉลี่ยของน้ามันดิบ 8,939 บาร์เรลต่อวัน และก๊าซธรรมชาติ 4 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้โครงการได้ผู้ด าเนินการ: PTTEP\nมีการหยุดผลิตเพื่อปิดซ่อมบ ารุงบางส่วน\nปัจจุบันโครงการอยู่ระหว่างปรับปรุงข้อมูลคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติพร้อมทั้งด าเนินการศึกษาทางธรณีวิทยา\nเพื่อประเมินศักยภาพและเตรียมแผนเจาะหลุมส ารวจในอนาคตให้เป็นไปตามภ าระ ผูกพันภ ายในปี 2571\n17. มำเลเซีย แปลง เอช\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติซึ่งตั้งอยู่ในทะเลน้าลึกนอกชายฝั่งรัฐซาบาห์ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณ\nสัดส่วนการลงทุน: 42-56%\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\n18. มำเลเซีย เอสเค309 และ เอสเค311\nการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 261 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 224 บาร์เรลต่อวัน\nเป็นแหล่งผลิตน้ามันดิบ คอนเดนเสทและก๊าซธรรมชาติตั้งอยู่ในทะเลน้าตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก ในไตรมาส 1\nโครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ามันดิบและคอนเดนเสท 14,181 บาร์เรลต่อวัน และก๊าซธรรมชาติ 126\nสัดส่วนการลงทุน: 42-59.5%\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\n19. มำเลเซีย เอสเค408\nล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ตั้งอยู่ในทะเลน้าตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก ประกอบไปด้วย\nแหล่ง Gorek แหล่ง Larak แหล่ง Bakong และแหล่ง Jerun ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ย\nสัดส่วนการลงทุน: 9.998%\nผู้ด าเนินการ: TEPS, SSB\nโครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนา (Development Phase)\n20. มำเลเซีย เอสเค405บีของก๊าซธรรมชาติ 722 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 18,118 บาร์เรล ต่อ วัน\nตั้งอยู่ในทะเลน้าตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก โครงการได้ค้นพบศักยภาพทางปิโตรเลียมในแหล่ง Sirung-\nChenda และได้รับการอนุมัติแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม (FDP) ในปี 2568 และในไตรมาส 1 โครงการได้รับ\nสัดส่วนการลงทุน: 49.5%\nอนุมัติการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) จากผู้ร่วมทุน พร้อมทั้งได้ลงนามสัญญางานออกแบบทางวิศวกรรม\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nการจัดหา การก่อสร้าง การติดตั้ง และการทดสอบเดินระบบ (EPCIC) เป็นที่เรียบร้อยแล้ว และคาดว่าจะเริ่ม\nผลิตปิโตรเลียมได้ในปี 2571\nปัจจุบันโครงการอยู่ระหว่างศึกษาทางธรณีวิทยาเพื่อประเมินศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่ส ารวจเพิ่มเติม เพื่อ\nรองรับการวางแผนกิจกรรมการส ารวจในอนาคต ควบคู่กับการปรับปรุงคุณภาพข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบ\n\nบทสรุปผู้บริหาร\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nสามมิติคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในไตรมาส 3 ปี 2569\n\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nกลยุทธ์และ\nผลการด าเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nแนวโน้มธุรกิจ\nPage l 16\n\n| | โครงกำร | | | ควำมคืบหน้ำในไตรมำส 1 ปี 2569 | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| 12. จ ี 3/65 สดั สว่ นการลงทนุ : 100%** ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | 12. จ ี 3/65 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 100%** | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| | โครงกำรในเมียนมำ | | | | |\n| | โครงการทีด่ าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | | | |\n| 13. ซอตกิ ้ำ สดั สว่ นการลงทนุ : 80% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | 13. ซอตกิ ้ำ | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 80% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| | 14. ยำดำนำ | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 62.963% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| | โครงการทีอ่ ยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase) | | | | |\n| | 15. เมียนมำ เอ็ม 3 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 100% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| | โครงกำรในมำเลเซีย | | | | |\n| | โครงการทีด่ าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | | | |\n| 16. มำเลเซีย แปลง เค สดั สว่ นการลงทนุ : 7.2-56% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | 16. มำเลเซีย แปลง เค | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 7.2-56% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| | 17. มำเลเซีย แปลง เอช | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 42-56% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| | 18. มำเลเซีย เอสเค309 และ เอสเค311 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 42-59.5% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| | 19. มำเลเซีย เอสเค408 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 9.998% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: TEPS, SSB | | | | |\n| | โครงการทีอ่ ยู่ระหว่างการพัฒนา (Development Phase) | | | | |\n| 20. มำเลเซีย เอสเค405บ ี สดั สว่ นการลงทนุ : 49.5% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | 20. มำเลเซีย เอสเค405บ ี | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 49.5% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 16, "tags": [ "โครงการ", "มำเลเซีย", "ก๊าซธรรมชาติ", "ไตรมาส", "สัดส่วน", "การผลิต", "การลงทุน", "ตั้งอยู่", "ปิโตรเลียม", "แหล่งผลิต" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 4, "layout_bands": 30, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_eee32dd5ab304647939413d8e3fba9db", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nโครงการ\nโครงการที่อยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase)\n21. มำเลเซีย เอสเค410บีควำมคืบหน้ำในไตรมาส 1 ปี 2569\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะลของรัฐซาราวัก โครงการได้ค้นพบศักยภาพทางปิโตรเลียมในแหล่ง Lang Lebah และ\nสัดส่วนการลงทุน: 42.5%\nPaprika\nโดยในแหล่ง Lang Lebah โครงการอยู่ระหว่างด าเนินการปรับการออกแบบทางวิศวกรรม (Re-engineering)\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nรวมถึงการประเมินโอกาสในการร่วมพัฒนาแหล่งข้างเคียง เพื่อเพิ่มความคุ้มค่าเชิงเศรษฐศาสตร์ของโครงการ\nส่วนแหล่ง Paprika โครงการด าเนินการศึกษาทางวิศวกรรมเบื้องต้น (FEED) แล้วเสร็จ และคาดว่าจะได้รับ\nการอนุมัติแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม (FDP) ภายในไตรมาส 2 ปี 2569 เพื่อเตรียมการตัดสินใจลงทุนขั้น\nสุดท้าย (FID) และคาดว่าจะสามารถเริ่มผลิตปิโตรเลียมได้ในปี 2571\n22. มำเลเซีย เอสเค417\nตั้งอยู่ในทะเลน้าตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก โครงการได้ค้นพบศักยภาพปิโตรเลียมในแหล่ง Nangka และ Dokong\nสัดส่วนการลงทุน: 80%\nส าหรับแหล่ง Nangka โครงการได้รับอนุมัติแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม (FDP) ในไตรมาส 1 และอยู่ระหว่าง\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nการเตรียมการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ภายในปี 2569 โดยคาดว่าจะเริ่มผลิตปิโตรเลียมได้ในปี 2571\nส่วนแหล่ง Dokong ปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาทางวิศวกรรมเบื้องต้น (FEED) และคาดว่าจะสามารถ\nตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ภายในปี 2570 โดยคาดว่าจะเริ่มผลิตปิโตรเลีย ม ได้ในปี 2572\n23. มำเลเซีย เอสเค438\nตั้งอยู่ในทะเลน้าตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก โครงการได้ค้นพบศักยภาพทางปิโตรเลียมในแหล่ง Babadon และ\nได้รับการอนุมัติแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม (FDP) ในปี 2568 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการขออนุมัติการตัดสินใจ\nสัดส่วนการลงทุน: 80%\nลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในปี 2569 และคาดว่าจะสามารถเริ่มผลิตปิโตรเลียมในปี 2571\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nปัจจุบันโครงการอยู่ระหว่างศึกษาทางธรณีวิทยาเพื่อประเมินศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่ส ารวจเพิ่มเติม\nเพื่อรองรับการวางแผนกิจกรรมการส ารวจในอนาคต ควบคู่กับการเจาะหลุมส ารวจ คาดว่าจะแล้วเสร็จในไตรมาส 2\nปี 2569 และการปรับปรุงคุณภาพข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบสามมิติคาดว่าจะแล้ว เ ส ร็จใน ไตร มาส 3 ปี 2569\n24. มำเลเซีย เอสเค314เอ\nตั้งอยู่ในทะเลน้าตื้นนอกชายฝั่งรัฐซาราวัก ปัจจุบัน โครงการได้ด าเนินการศึกษาทางธรณีวิทยาและประเมิน\nศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่ส ารวจเพิ่มเติม เพื่อรองรับการวางแผนกิจกรรมการส ารวจในอนาคต ควบคู่กับ\nสัดส่วนการลงทุน: 59.5%\nการปรับปรุงคุณภาพข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบสามมิติซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จ ภ ายในไต รม าส 3 ปี 2569\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\n25. มำเลเซีย เอสเค325\nตั้งอยู่ในทะเลน้าตื้น นอกชายฝั่งของรัฐซาราวัก ในปี 2568 โครงการได้ด าเนินการประเมินศักยภาพทาง\nปิโตรเลียมในพื้นที่ตอนใต้ของแปลงส ารวจ และได้มีการก าหนดต าแหน่งเจาะหลุมส ารวจเบื้องต้น โดยคาดว่า\nสัดส่วนการลงทุน: 32.5%\nผู้ด าเนินการ: PCSB\nจะสามารถเริ่มด าเนินการเจาะหลุมส ารวจได้ตั้งแต่ช่วงกลางปี 2569\nในไตรมาส 1 โครงการได้ด าเนินการศึกษาทางธรณีวิทยาและประเมินศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่ส ารวจ\nเพิ่มเติมในพื้นที่ตอนเหนือของแปลงส ารวจ เพื่อรองรับการวางแผนก าหนดต าแหน่ง เจ าะ หลุม ส ารวจที่เหลืออยู่\n26. มำเลเซีย เอสบี412\nตั้งอยู่ในทะเลน้าตื้นและน้าลึก นอกชายฝั่งของรัฐซาบาห์ปัจจุบัน โครงการได้ด าเนินการศึกษาทางธรณีวิทยา\nและประเมินศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่ส ารวจเพิ่มเติม เพื่อรองรับการวางแผนก าหนดต าแหน่งเจาะหลุม\nสัดส่วนการลงทุน: 60%\nผู้ด าเนินการ: PTTEP\nโครงการในเวียดนำม\nโครงการที่ด าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase)\n27. เวียดนำม 9-2\nส ารวจที่เหลืออยู่เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและน้ามันดิบ ตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางตะวันออกเฉียงใต้ของเวียดนาม ในไตรมาส 1\nโครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 9 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และน้ามันดิบ 2,222 บาร์เรลต่อวัน\nสัดส่วนการลงทุน: 25%\nผู้ด าเนินการ: HV JOC\n28. เวียดนำม 16-1\nทั้งนี้โครงการอยู่ระหว่างการเจาะหลุมผลิตเพิ่มเติม โดยคาดว่าจะแล้วเสร็จในไตรมาส 3 ปี 2 569\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและน้ามันดิบ ตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศตะวันออกเฉียงใต้ของเวียดนาม ใน\nไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 5 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และน้ามันดิบ 10,153\nสัดส่วนการลงทุน: 28.5%\nผู้ด าเนินการ: HL JOC\nบาร์เรลต่อวัน ทั้งนี้โครงการได้ด าเนินการเจาะหลุมผลิตเพิ่มเติม 3 หลุม และหลุมประเมินผล 1 หลุม ซึ่งแล้ว\nเสร็จในไตรมาส 1 ปี 2569\nโครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนา (Development Phase)\n29. เวียดนำม บีและ 48/95\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศตะวันตกของเวียดนาม โครงการได้บรรลุการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ใน\nปี 2567 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพัฒนาโครงการระยะ 1A และคาดว่าจะเริ่มผลิตปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์ได้ในปีสัดส่วนการลงทุน: 8.5%\nเวียดนำม 52/97\n2570 ซึ่งเมื่อรวมโครงการเวียดนาม บีและ 48/95 และโครงการเวียดนาม 52/97 จะมีก าลังการผลิตที่ระดับ\nสัดส่วนการลงทุน: 7%\n490 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน\nผู้ด าเนินการ: Vietnam Oil and Gas Group\nกลยุทธ์และ\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nการบริหารจัดการ\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 17\n\n| | โครงกำร | | | ควำมคืบหน้ำในไตรมำส 1 ปี 2569 | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | โครงการทีอ่ ยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase) | | | | |\n| 21. มำเลเซีย เอสเค410บ ี สดั สว่ นการลงทนุ : 42.5% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | 21. มำเลเซีย เอสเค410บ ี | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 42.5% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| 22. มำเลเซีย เอสเค417 สดั สว่ นการลงทนุ : 80% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | | |\n| 23. มำเลเซีย เอสเค438 สดั สว่ นการลงทนุ : 80% ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | | |\n| | 24. มำเลเซีย เอสเค314เอ | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 59.5% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| 25. มำเลเซีย เอสเค325 สดั สว่ นการลงทนุ : 32.5% ผูด้ า เนนิ การ: PCSB | 25. มำเลเซีย เอสเค325 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 32.5% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PCSB | | | | |\n| | 26. มำเลเซีย เอสบ4ี 12 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 60% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PTTEP | | | | |\n| | โครงกำรในเวียดนำม | | | | |\n| | โครงการทีด่ าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | | | |\n| | 27. เวียดนำม 9-2 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 25% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: HV JOC | | | | |\n| 28. เวียดนำม 16-1 สดั สว่ นการลงทนุ : 28.5% ผูด้ า เนนิ การ: HL JOC | 28. เวียดนำม 16-1 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 28.5% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: HL JOC | | | | |\n| | โครงการทีอ่ ยู่ระหว่างการพัฒนา (Development Phase) | | | | |\n| | 29. เวียดนำม บี และ 48/95 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 8.5% | | | | |\n| | เวียดนำม 52/97 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 7% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: Vietnam Oil and Gas Group | | | | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 17, "tags": [ "โครงการ", "ปิโตรเลียม", "มำเลเซีย", "ไตรมาส", "สัดส่วน", "การลงทุน", "ตั้งอยู่", "ศักยภาพ", "ชายฝั่ง", "พื้นที่" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 35, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_52b9bb359dd94043b1c8030f0f696326", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nโครงการ\nควำมคืบหน้ำในไตรมาส 1 ปี 2569\nโครงการในรัฐ สุลต่ำน โอมำน (โอมำน)\nโครงการที่ด าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) และธุรกิจปิโตรเลียมขั้นกลาง (Midstream)\n30. โอมำน แปลง 6\nเป็นโครงการผลิตน้ามันขนาดใหญ่ที่สุดในโอมาน ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ามันดิบ\nสัดส่วนการลงทุน: 2%\nผู้ด าเนินการ: PDO\n31. โอมำน แปลง 53\n710,182 บาร์เรลต่อวัน\nเป็นแหล่งผลิตน้ามันบนบกขนาดใหญ่ตั้งอยู่ทางทิศใต้ของโอมาน ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิต\nสัดส่วนการลงทุน: 1%\nผู้ด าเนินการ: Occidental\n32. โอมำน แปลง 61\nน้ามันดิบเฉลี่ย 71,993 บาร์เรลต่อวัน\nเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติสัดส่วนการลงทุน: 20%\nผู้ด าเนินการ: BP\n33. โอมำน แอลเอ็นจี\n1,465 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 54,850 บาร์เรลต่อวัน\nเป็นโรงงานแปรรูปก๊าซธรรมชาติเหลว ตั้งอยู่ใกล้เมืองซูร์ประเทศโอมาน ปัจจุบันมีก าลังการผลิต 11.4 ล้านตัน\nสัดส่วนการลงทุน: 2%\nต่อปีโดยบริษัทได้รับซื้อก๊าซธรรมชาติเหลวจากโครงการเพื่อขายต่อที่ระดับประมาณ 0.8 ล้านตันต่อปีตั้งแต่ปีผู้ด าเนินการ: OLNG\nโครงการในสห รัฐอำหรับเอมิเรตส์ (ยูเออี )\nโครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนา (Development Phase)\n34. สัมปทำนกำชำ\n2569 อันเป็นส่วนหนึ่งของการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเหลวที่ผลิตได้จากโคร ง การ\n\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศตะวันตกเฉียงเหนือของรัฐอาบูดาบีซึ่งเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่สัดส่วนการลงทุน: 10%\nปัจจุบันโครงการค้นพบแหล่งปิโตรเลียมที่มีศักยภาพรวมทั้งสิ้น 9 แหล่ง โดยมี 3 แหล่งที่อยู่ระหว่างการพัฒนา\nผู้ด าเนินการ: ADNOC\nโครงการที่อยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase)\n35. อำบูดำบีออฟชอร์ 2\nได้แก่แหล่ง Dalma Gas แหล่ง Hail and Ghasha และแหล่ง SARB Deep Gas\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทางตะวันตกเฉียงเหนือของรัฐอาบูดาบีโดยแหล่ง Waset ซึ่งมี ADNOC เป็นผู้ด าเนินการ\nสัดส่วนการลงทุน: 12%\nและบริษัทเข้าร่วมลงทุนในสัดส่วนร้อยละ 12 ได้รับอนุมัติสัญญาสัมปทานผลิตปิโตรเลียมเรียบร้อยแล้ว ขณะที่ผู้ด าเนินการ: ADNOC\nพื้นที่อื่นนอกเหนือจากแหล่ง Waset ยังอยู่ระหว่างการส ารวจโดย Eni ซึ่งบริษัทถือการ ล ง ทุนสัดส่ว นร้อยละ 30\n36. อำบูดำบีออฟชอร์ 3\nตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศตะวันตกเฉียงเหนือของรัฐอาบูดาบีปัจจุบันโครงการอยู่ในระยะเวลาส ารวจช่วง\nสัดส่วนการลงทุน: 30%\nที่สอง และอยู่ระหว่างการเตรียมการเพื่อด าเนินการเจาะหลุมประเมินตามข้อผูกพันด้านการส ารวจที่คงเหลืออยู่ผู้ด าเนินการ: Eni\nโครงการในสำธำร ณ รัฐประชำธิปไตยประชำชนแอลจีเรีย (แอลจีเรีย)\nโครงการที่ด าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase)\n37. แอลจีเรีย ทูอัท\nตั้งอยู่ในแหล่งปิโตรเลียมบนบก Timimoun ในประเทศแอลจีเรีย ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิต\nสัดส่วนการลงทุน: 22.1%\nผู้ด าเนินการ: GTG\n38. แอลจีเรีย ฮำสสิเบอร์รำเคซ\nเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ 441 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 2,551 บาร์เรลต่อวัน\nตั้งอยู่บนบกทางทิศตะวันออกของแอลจีเรีย ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยของน้ามันดิบ\nสัดส่วนการลงทุน: 49%\n15,886 บาร์เรลต่อวัน ทั้งนี้โครงการอยู่ระหว่างด าเนินการพัฒนาโครงการระยะที่ 2 เพื่อเพิ่มก าลังการผลิตเป็น\nผู้ด าเนินการ: GHBR\n30,000 บาร์เรลต่อวันภายในปี 2572 และเป็น 60,000 บาร์เรลต่อวันภายในปี 2573 ต าม ล า ดับ\n39. แอลจีเรีย 433เอ และ 416บีเป็นแหล่งผลิตน้ามันดิบ ตั้งอยู่บนบกทางทิศตะวันออกของแอลจีเรีย ในไตรมาส 1 โครงการมีปริมาณการผลิต\nสัดส่วนการลงทุน: 35%\nผู้ด าเนินการ: GBRS\nโครงการที่อยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase)\n40. แอลจีเรีย เร็กเกนเน่ทูเฉลี่ยของน้ามันดิบ 16,915 บาร์เรลต่อวัน\nตั้งอยู่บนบกทางทิศตะวันตกเฉียงใต้ของแอลจีเรีย ครอบคลุมทั้งพื้นที่ที่ค้นพบแหล่งก๊าซธรรมชาติแล้วและพื้นที่ที่สัดส่วนการลงทุน: 34%\nมีศักยภาพในการส ารวจเพิ่มเติม โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ในการเร่งพัฒนาการผลิต\nผู้ด าเนินการ: Eni\nโครงการในสำธำร ณ รัฐโมซัมบิก (โมซัมบิก)\nโครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนา (Development Phase)\n41. โมซัมบิก แอเรีย 1\nโครงการพัฒนาก๊าซธรรมชาติเหลวขนาดใหญ่ตั้งอยู่นอกชายฝั่งของโมซัมบิก ปัจจุบันอยู่ในระหว่างด าเนินงาน\nสัดส่วนการลงทุน: 8.5%\nก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐานของโรงงาน LNG และติดตั้งอุปกรณ์ผลิตนอกชายฝั่ง โดยคาดว่าจะพร้อมน าส่งได้ผู้ด าเนินการ: TotalEnergies\nภายในปี 2571\n\nกลยุทธ์และ\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nการบริหารจัดการ\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 18\n\n| | โครงกำร | | | ควำมคืบหน้ำในไตรมำส 1 ปี 2569 | |\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- |\n| | โครงกำรในรัฐสุลต่ำนโอมำน (โอมำน) | | | | |\n| | โครงการทีด่ าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) และธุรกิจปิโตรเลียมขัน้ กลาง (Midstream) | | | | |\n| | 30. โอมำน แปลง 6 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 2% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: PDO | | | | |\n| | 31. โอมำน แปลง 53 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 1% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: Occidental | | | | |\n| | 32. โอมำน แปลง 61 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 20% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: BP | | | | |\n| | 33. โอมำน แอลเอน็ จ ี | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 2% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: OLNG | | | | |\n| | โครงกำรในสหรัฐอำหรับเอมิเรตส ์ (ยูเออี) | | | | |\n| | โครงการทีอ่ ยู่ระหว่างการพัฒนา (Development Phase) | | | | |\n| | 34. สัมปทำนกำชำ | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 10% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: ADNOC | | | | |\n| | โครงการทีอ่ ยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase) | | | | |\n| | 35. อำบูดำบี ออฟชอร ์2 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 12% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: ADNOC | | | | |\n| | 36. อำบูดำบี ออฟชอร ์3 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 30% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: Eni | | | | |\n| | โครงกำรในสำธำรณรัฐประชำธิปไตยประชำชนแอลจีเรีย (แอลจีเรีย) | | | | |\n| | โครงการทีด่ าเนินการผลิตแล้ว (Production Phase) | | | | |\n| | 37. แอลจีเรีย ทูอทั | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 22.1% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: GTG | | | | |\n| | 38. แอลจีเรีย ฮำสสิ เบอร ์รำเคซ | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 49% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: GHBR | | | | |\n| | 39. แอลจีเรีย 433เอ และ 416บ ี | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 35% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: GBRS | | | | |\n| | โครงการทีอ่ ยู่ระหว่างการส ารวจ (Exploration Phase) | | | | |\n| | 40. แอลจีเรีย เร็กเกนเน่ ท ู | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 34% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: Eni | | | | |\n| | โครงกำรในสำธำรณรัฐโมซัมบิก (โมซัมบิก) | | | | |\n| | โครงการทีอ่ ยู่ระหว่างการพัฒนา (Development Phase) | | | | |\n| | 41. โมซัมบิก แอเรีย 1 | | | | |\n| | สดั สว่ นการลงทนุ : 8.5% | | | | |\n| | ผูด้ า เนนิ การ: TotalEnergies | | | | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 18, "tags": [ "โครงการ", "แอลจีเรีย", "การผลิต", "สัดส่วน", "การลงทุน", "ตั้งอยู่", "ก๊าซธรรมชาติ", "ไตรมาส", "บาร์เรล", "การพัฒนา" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 2, "layout_bands": 24, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_b6746a89ce8245f2a5b162eaab2984a9", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Decarbonize)\nความคืบหน้าของการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในไตรมาส 1 ปี 2569 มีดังนี้ลดความเข้มข้น\nการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ร้อยละ\n19.6\nจากปีฐาน 2563\nพื้นที่การปลูก ฟื้นฟูและอนุรักษ์ป่าที่ได้รับ\nอนุมัติแล้วสะสม 156,130 ไร่แผนงานในการขออนุมัติพื้นที่ปลูก ฟื้นฟูและอนุรักษ์ป่า\nเพิ่มเติมจากหน่วยงานภาครัฐจ านวน\nไม่น้อยกว่า 21,000 ไร่ในปี 2569\nบริษัทด าเนินการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Reduce) ผ่านการด าเนินโครงการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกอย่างต่อเนื่องและ\nผลักดันโครงการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่าง ๆ ในไตรมาส 1 ปี 2569 มีความคืบหน้า ได้แก่ปตท.สผ. ได้ตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ในโครงการดักจับและกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ (CCS) ที่แหล่ง\nโครงการดักจับและกักเก็บ\nก๊าซธรรมชาติอาทิตย์ในไตรมาส 3 ปี 2568 ส่งผลให้โครงการเข้าสู่ระยะด าเนินการพัฒนาอย่างเป็นทางการ\nก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ภายหลังจากที่ได้ผ่านการศึกษาทางเทคนิคอย่างรอบด้าน เพื่อสร้างความมั่นใจในมาตรฐานความปลอดภัย\n(CCS)\nและความมั่นคงของการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ในระยะยาว การตัดสินใจลงทุนดังกล่าวนับเป็นก้าวส าคัญ\nในการขับเคลื่อนกลยุทธ์การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของบริษัท และการวางรากฐานสู่การพัฒนา\nโครงการ CCS แห่งแรกของประเทศไทย\nปัจจุบัน โครงการอยู่ระหว่างการจัดท ารายละเอียดแบบก่อสร้างทางวิศวกรรม (Detailed Engineering\nDesign) ส าหรับการติดตั้งอุปกรณ์และปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานที่เกี่ยวข้องกับการดักจับและกักเก็บ\nคาร์บอนไดออกไซด์ใต้ดินในพื้นที่แหล่งก๊าซธรรมชาติอาทิตย์โดยภาพรวมความคืบหน้ายังคงเป็นไปตาม\nแผนงานที่ก าหนดไว้เพื่อรองรับเป้าหมายการเริ่มด าเนินการโครงการในปี 2571 โดยมีแผนที่จะทยอยปรับเพิ่ม\nอัตราการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์อย่างต่อเนื่องจนถึงศักยภาพสูงสุดที่ประมาณ 1 ล้านตันต่อปีการด าเนินการลดการปล่อย\nปตท.สผ. ยังคงมุ่งมั่นในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการด าเนินงานของบริษัท โดยมีโครงการลดการ\nก๊าซเรือนกระจก\nปล่อยก๊าซเรือนกระจกเพิ่มเติม อาทิโครงการลดการปล่อยก๊าซส่วนเกินแรงดันต่าจากกระบวนการผลิต\nปิโตรเลียมที่โครงการจี 2/61 โครงการประหยัดพลังงานส าหรับโครงการผลิตต่าง ๆ ซึ่งประเมินว่าจะสามารถ\nลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเพิ่มเติมจากกิจกรรมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ด าเนินการอยู่เดิมได้ประมาณ 549,000 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าในปี 2569\nนอกจากนี้บริษัทมีแผนในการจัดการการปล่อยก๊าซมีเทนอย่างต่อเนื่อง โดยในปี 2568 ปตท.สผ. ได้ตั้งเป้าหมายการลดก๊าซมีเทนให้ความเข้มการปล่อยก๊าซมีเทนต่ากว่า 0.2% ภายในปี 2573 รวมถึงก าหนด\nแผนกลยุทธ์ในการจัดการก๊าซมีเทนส าหรับโครงการส ารวจและผลิตปิโตรเลียมที่บริษัทฯ เป็นผู้ด าเนินการ\nทั้งนี้บริษัทได้ปรับปรุงการรายงานการปล่อยก๊าซมีเทนตามแนวทางการตรวจวัด (Measurement-based\nApproach) และมีแผนการตรวจวัดการปล่อยก๊าซมีเทนจากแหล่งก าเนิดต่าง ๆ ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการ\nหลักเพื่อน าไปจัดท าแผนการลดการปล่อยก๊าซมีเทนต่อไป จากการตั้งเป้าหมายในการลดก๊าซมีเทนและการ\nยกระดับการรายงาน ท าให้บริษัทฯ ได้รับการประเมินระดับ “Gold Standard Pathway” ตามแนวทางการ\nรายงานของ Oil and Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP 2.0)\n\nกลยุทธ์และ\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nผลการด าเนินงาน\nบทสรุปผู้บริหาร\nการบริหารจัดการ\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nPage l 19", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 19, "tags": [ "เรือนกระจก", "โครงการ", "บริษัท", "กักเก็บ", "คาร์บอนไดออกไซด์", "ไตรมาส", "ความคืบหน้า", "พื้นที่", "ปิโตรเลียม", "ต่อเนื่อง" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 2, "layout_bands": 26, "layout_tables": 0 } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_ba57d13bf19041f29edc9d402d9a1917", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน) การวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 การเติบโตในธุรกิจใหม่ (Diversify)\nเป็นโครงการริเริ่มศึกษา และพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการบริหารจัด กา รค า ร์บ อ นไดออกไซด์จาก โครงการดักจับและกักเก็บคาร์บอนใน\nภาคอุตสาหกรรมในพื้นที่เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก ซึ่งเป็นพื้นที่ยุทธศาสตร์ทางเศรษฐกิจที่ส าคัญ พื้นที่ภาคตะวันออก (Eastern CCS\nของประเทศ โดยช่วยสนับสนุน และขับเคลื่อนเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ Hub)\nในไตรมาส 1 ปี 2569 มีควำมคืบหน้ำสำคัญคือ คณะรัฐมนตรีเห็นชอบแนวทางการดำเนินงาน ภำยใต้กรอบควำมร่วมมือระหว่ำงประเทศไทยและประเทศญี่ปุ่น เพื่อศึกษำและประเมิน ศักยภำพการกักเก็บคำร์บอนไดออกไซด์ในชั้นหินทางธรณีวิทยำในพื้นที่อ่ำวไทยตอนบน ประกอบด้วย 1) มอบหมายให้กรมการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศและสิ่งแวดล้อมท าหน้าที่เป็นหน่วย ประสานงานหลักในการบูรณาการและสนับสนุนให้หน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง พัฒนาและปรับปรุง กฎหมาย กฎระเบียบ นโยบาย ตลอดจนมาตรการและกลไกด าเนินงานเพื่อขับเคลื่อนให้เกิดโครงการการ ประยุกต์ใช้เทคโนโลยี CCS และ 2) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้รับผิดชอบหลักในการก ากับ ดูแลและประสานหน่วยงานอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้องในการศึกษาและประเมินศักยภาพการกักเก็บ คาร์บอนไดออกไซด์ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน โดย ปตท.สผ. ได้รับมอบหมายให้เป็นผู้ด าเนินการฝ่ายไทย ร่วมกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติองค์การเพื่อความมั่นคงด้านโลหะและพลังงานแห่งประเทศญี่ปุ่น (JOGMEC) และบริษัท อินเปกซ์คอร์ปอเรชั่น (INPEX) โดยมีแผนจะเข้าพื้นที่เพื่อส ารวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Acquisition) ในปี 2569 นี้เพื่อประเมินศักยภาพการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์รองรับการพัฒนาโครงการ ดักจับและกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ (CCS Hub) ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออกในอนาคตต่อไป นอกจากนี้ปตท.สผ. ยังได้ร่วมกับภาครัฐ ในการศึกษาและผลักดันให้เกิดการพัฒนากฎหมายเพื่อรองรับ การด าเนินงานที่เกี่ยวข้องและการพัฒนาโครงการดักจับและกักเก็บคาร์บ อนไ ด ออกไ ซ ด์ในระยะยาว ปตท.สผ. ถือสัดส่วนการลงทุนทางอ้อมร้อยละ 25.5 ในโครงการซีกรีน อ อ ฟ ช อ ร์วิน ด์ฟ า ร์ม ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้า โครงการซีกรีน ออฟชอร์วินด์ฟาร์ม\nพลังงานลมที่ใหญ่ที่สุดในสกอตแลนด์มีก าลังการผลิตประมาณ 1.1 กิกะวัตต์ (กังหันลม 114 ต้น) ตั้งอยู่ใน ทะเลเหนือ นอกชายฝั่งประเทศสกอตแลนด์การดำเนินงานของโครงการเป็นไปตำมแผนที่กำหนด สำหรับไตรมาส 1 ปี 2569 โครงการสำมำรถผลิตไฟฟ้ำได้รวมทั้งสิ้น 1,546 กิกะวัตต์ชั่วโมง (GWh) ซึ่งสะท้อนถึงความสามารถในการผลิตไฟฟ้าได้อย่างมีประสิทธิภาพและต่อเนื่อง นับตั้งแต่เริ่มผลิตไฟฟ้า เชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD) นอกจากนี้ปตท.สผ. ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding) กับ TotalEnergies SE เพื่อขยายความร่วมมือในการลงทุนและ แลกเปลี่ยนประสบการณ์และความรู้ในอุตสาหกรรมเพื่อประโยชน์ในการ ด า เนิน ก า ร ต่อไป ตั้งอยู่ในพื้นที่อ าเภอลานกระบือ จังหวัดก าแพงเพชร โดยมีพื้นที่ประม าณ 1 1 0 ไร่แล ะมีก าลังการผลิต โครงการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ประมาณ 9.98 เมกะวัตต์มีวัตถุประสงค์เพื่อช่วยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ด้วยการผลิตไฟฟ้า (ลานแสงอรุณ)\nจากพลังงานหมุนเวียนส าหรับใช้ในโครงการเอส 1 โดยโครงการได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 29 มิถุนายน 2566 สำหรับไตรมาส 1 ปี 2569 โครงกำรได้จ่ำยไฟฟ้ำทั้งหมด 4. 14 ล้ำ น ห น่วย การลงทุนในพลังงานแห่งอนาคตผ่าน\nบริษัท เอ็กซ์พลอร์เวนเจอร์ส จ ากัด เป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นเพื่อลงทุนในรูป แ บ บ Co rporate Venture Corporate Venture Capital\nCapital หรือ CVC เพื่อลงทุนในเทคโนโลยีที่จะเป็นแหล่งพลังงานแห่งอนาคต (Future Energy) เทคโนโลยีลดคาร์บอน (Decarbonization) และเทคโนโลยีที่ใช้ต่อยอดการด าเนินธุรกิจส ารวจและ ผลิตปิโตรเลียม (E&P Deep Tech) ณ สิ้นไตรมาส 1 ปี 2569 บริษัทได้ทำกำรลงทุนในธุรกิจที่พัฒนำเทคโนโลยีพลังงานฟิวชัน เทคโนโลยีเตำปฏิกรณ์นิวเคลียร์ขนำดเล็กรูปแบบใหม่เทคโนโลยีสำหรับการดักจับก๊าซคำร์บอนไดออกไซด์บริเวณจุดปล่อยก๊าซฯ และเทคโนโลยีพลังงานควำมร้อนใต้พิภพรูปแบบใหม่โดยการลงทุนเหล่านี้มีวัตถุประสงค์เพื่อสร้างความร่วมมือ ในการศึกษาแหล่งพลังงานรูปแบบใหม่และสนับสนุนการเปลี่ยนผ่านสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน เพื่อสร้างความสามารถในการแข่งขันของ ปตท.สผ. อย่างยั่งยืนในอนาคต กลุ่มบริษัท ARV มุ่งพัฒนาเทคโนโลยีด้านหุ่นยนต์และปัญญาประดิษฐ์เพื่อ ขับเคลื่อน กา รเติบโต และสร้าง เอไอ แอนด์โรโบติกส์เวนเจอร์ส\nโอกาสทางธุรกิจใหม่ ๆ อาทิธุรกิจให้บริการตรวจสอบท่อขนส่งปิโตรเลียมใต้ทะเลด้วยหุ่นยนต์ส ารวจใต้น้า (ARV)\nอัตโนมัติ “XPLORER” ธุรกิจให้บริการตรวจสอบโครงสร้างพื้นฐานด้วยเทคโนโลยีอากาศยานไร้คนขับ (UAV) ทั้งในและนอกชายฝั่ง ธุรกิจผลิตภัณฑ์ AI ด้านการแพทย์รวมทั้งธุรกิจเทคโนโลยีและโซลูชัน ครอบคลุมการบริหารจัดการพื้นที่ป่าแบบครบวงจร ตลอดจนโซลูชัน Smart City Digital Data Platform ส าหรับบริหารจัดการเมืองอัจฉริยะที่เชื่อมโยงข้อมูลและเพิ่มประสิทธิภาพการท างานของหน่วยงานภาครัฐ\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nผลการด าเนินงาน\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\nกลยุทธ์และ\nการบริหารจัดการ\nแนวโน้มธุรกิจ\nPage l 20", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 20, "tags": [ "โครงการ", "เทคโนโลยี", "ธุรกิจ", "พื้นที่", "บริษัท", "กักเก็บ", "ประเทศ", "ไตรมาส", "การผลิต", "ดักจับ" ], "layout_method": "column_aware", "layout_columns": 4, "layout_bands": 45, "layout_tables": 0 } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_aa6fbd4396ba450a8291beb17be3df63", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน) การวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 แนวโน้มภำพรวมธุรกิจในอนาคต\nราคาน้ามันดิบ\nรำคำน้ำมันดิบในไตรมาส 2 ปี 2569 ยังคงอยู่ในระดับสูง โดยคำดว่ำรำคำน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในไตรมาส 2 ปี 2569 จะอยู่ในช่วง 90-110 ดอลลำร์สรอ. ต่อบำร์เรล โดยมีปัจจัยหลักจากสถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลางที่ส่งผลกระทบต่อโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและ จ ากัดอุปทานในตลาดโลก แม้จะมีสัญญาณของการหยุดยิงซึ่งช่วยสะท้อนเสถียรภาพทางภูมิรัฐศาสตร์ในบางส่วน แต่อุปทานยังคงตึงตัวจาก ข้อจ ากัดเชิงโครงสร้างดังกล่าว นอกจากนี้ความไม่แน่นอนเกี่ยวกับการเปิดช่องแคบฮอร์มุซยังเป็นปัจจัยส าคัญที่ต้องติดตาม โดยแม้เส้นทางขนส่ง น้ามันหลักจะกลับมาเปิดใช้งานได้แต่ความเสี่ยงต่อการหยุดชะงักของอุปทานยังคงมีอยู่จึงท าให้แนวโน้มราคาในช่วงครึ่งหลังของปีมีความผันผวนสูง และยังต้องติดตามอย่างใกล้ชิด ทั้งนี้ปตท.สผ. คำดการณ์ว่ำรำคำน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปี 2569 จะอยู่ในช่วง 80-90 ดอลลำร์สรอ. ต่อบำร์เรล โดยมีปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ามันดิบ ดังนี้ด้ำนอุปทำน: อุปทานน้ามันโลกในไตรมาส 2 ปี 2569 มีแนวโน้มตึงตัวต่อเนื่อง โดยได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ความขัดแย้งในตะวันออกกลาง ซึ่งส่งผลต่อโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและเพิ่มความเสี่ยงต่อการหยุดชะงักของอุปทาน โดยเฉพาะความไม่แน่นอนเกี่ยวกับการเปิดช่องแคบฮอร์มุซ ซึ่งเป็นเส้นทางขนส่งน้ามันส าคัญของโลก ขณะเดียวกัน การฟื้นฟูโครงสร้างพื้นฐานที่ได้รับความเสียหายคาดว่าจะใช้ระยะเวลานาน และอุปทาน จากแหล่งอื่นรวมถึงการระบายคลังส ารองอาจไม่เพียงพอที่จะชดเชยได้ทั้งหมด ส่งผลให้ตลาดยังคงอยู่ในภาวะอุปทานตึงตัวและเป็นแรงสนับสนุน ต่อราคาน้ามันดิบในช่วงดังกล่าว\nด้ำนอุปสงค์: อุปสงค์น้ามันโลกในไตรมาส 2 ปี 2569 ยังคงอยู่ในภาวะซบเซา แม้ความตึงเครียดทางการค้าจะเริ่มคลี่คลายลง แต่มีปัจจัยกดดันหลักจากระดับราคาน้ามันที่ยังอยู่ในระดับสูง ซึ่งส่งผลต่อก าลังซื้อและพฤติกรรมการใช้จ่ายของผู้บริโภคให้มีความระมัดระวังมากขึ้น ประกอบกับการด าเนินมาตรการประหยัดพลังงานในหลายประเทศ ส่งผลให้อุปสงค์น้ามันโลกถูกกดดัน ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)\nแนวโน้มสถานการณ์ตลาด LNG ในปี 2569 คาดว่าจะอยู่ในภาวะตึงตัว โดยความต้องการใช้ LNG มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 5 เมื่อ เทียบกับปีก่อนหน้า ส่งผลให้ปริมาณความต้องการรวมอยู่ที่ 453 ล้าน ตันต่อปี (ที่มา: FGE, มีนาคม 2569) จากการใช้พลังงานที่เพิ่มขึ้นใน ภูมิภาคเอเชีย และความต้องการที่ยังคงแข็งแกร่งในยุโรปภายหลังการ สิ้นสุดข้อตกลงการขนส่งก๊าซระหว่างรัสเซีย–ยูเครน ขณะที่ความ ต้องการใช้ในช่วงฤดูหนาวยังคงเป็นปัจจัยส าคัญที่ส่งผลต่อความผันผวน ของราคา ในด้านอุปทาน คาดว่าก าลังการผลิต LNG จะเพิ่มขึ้น ประมาณร้อยละ 4 ท าให้ปริมาณการผลิตรวมอยู่ที่ 436 ล้านตันต่อปี (ที่มา: FGE, มีนาคม 2569) โดยส่วนใหญ่มาจากโครงการใน สหรัฐอเมริกาและแคนาดา อย่างไรก็ตาม อุปทานยังคงมีความเสี่ยง จากสถานการณ์ความตึงเครียดในตะวันออกกลาง ซึ่งอาจส่งผลกระทบ ต่อโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและการขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบ ฮอร์มุซ\nทั้งนี้ปัจจัยส าคัญที่ต้องติดตาม ได้แก่ (1) ความยืดเยื้อของสถานการณ์ทางภูมิรัฐศาสตร์ในตะวันออกกลางและผลกระทบต่อการส่งออก LNG จากผู้ผลิตหลัก (2) ระยะเวลาในการฟื้นฟูโครงสร้างพื้นฐานที่ได้รับ ความเสียหาย (3) ความขัดแย้งระหว่างรัสเซีย–ยูเครน และ (4) นโยบาย พลังงานของสหภาพยุโรป ซึ่งอาจส่งผลต่อทิศทางการค้า LNG ใน ระยะยาว โดยในไตรมาส 2 ปี 2569 คำดว่ำรำคำ Asian Spot LNG จะเคลื่อนไหวอยู่ในช่วง 17-23 ดอลลำร์สรอ. ต่อ ล้านบีทียูขณะที่แนวโน้มราคาในช่วงครึ่งหลังของปีมีความผันผวนสูงและยังต้องติดตามอย่างใกล้ชิด\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nกลยุทธ์และ\nผลการด าเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nเศรษฐกิจไทยและอัตราแลกเปลี่ยน\nธนาคารแห่งประเทศไทย (ธปท.) ประมาณการการขยายตัวของ เศรษฐกิจไทยในปี 2569 อยู่ที่ร้อยละ 1.5 โดยในช่วงปลายไตรมาสได้มีการปรับลดประมาณการภายหลังสถานการณ์ความตึงเครียดใน ตะวันออกกลาง ซึ่งส่งผลให้เศรษฐกิจมีแนวโน้มชะลอตัวจากทั้งด้าน อุปสงค์และอุปทาน จากผลกระทบของราคาพลังงานที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลต่อต้นทุนการผลิตและค่าขนส่งอย่างมีนัยส าคัญ ขณะที่ภาคการ ท่องเที่ยวมีแนวโน้มชะลอตัวลงจากการสิ้นสุดฤดูกาลท่องเที่ยวและความ กังวลต่อสถานการณ์ภูมิรัฐศาสตร์ส าหรับนโยบายการเงิน ธปท. ได้ปรับ ลดอัตราดอกเบี้ยนโยบายลงร้อยละ 0.25 มาอยู่ที่ร้อยละ 1.00 ต่อปีซึ่ง เป็นการปรับลดที่เร็วกว่าที่ตลาดคาดการณ์เพื่อสนับสนุนการฟื้นตัวของ เศรษฐกิจและยังช่วยบรรเทาภาระหนี้ของภาคครัวเรือนและวิสาหกิจ ขนาดกลางและขนาดย่อม (SMEs) ทั้งนี้ธปท. เห็นว่าการขยายตัวของ เศรษฐกิจในระดับต่าจ าเป็นต้องอาศัยนโยบายแบบผสมผสาน ควบคู่กับ มาตรการทางการเงินแบบเฉพาะจุด เพื่อเพิ่มขีดความสามารถทางการ แข่งขันของภาคธุรกิจและสนับสนุนเศรษฐกิจไทยในระยะยาว ส าหรับแนวโน้มอัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สรอ. ในปี 2569 คาดว่ายังมีแนวโน้มอ่อนค่า โดยมีแรงกดดันจากสถานการณ์ความ ขัดแย้งในตะวันออกกลางที่ส่งผลให้ราคาพลังงานอยู่ในระดับสูง ซึ่ง กระทบต่อประเทศที่พึ่งพาการน าเข้าพลังงานรวมถึงประเทศไทย ประกอบ กับปัจจัยฤดูกาลในช่วงไตรมาส 2 ของทุกปีซึ่งเป็นช่วงที่บริษัทต่างชาติส่งเงินปันผลกลับประเทศ อย่างไรก็ตาม ค่าเงินบาทมีโอกาสแข็งค่าขึ้นได้บ้างในช่วงครึ่งหลังของปีจากการฟื้นตัวของ อุปสงค์และอุปทานภายในประเทศ รวมถึงภาค การท่องเที่ยวที่คาดว่าจะฟื้นตัวในช่วงปลายปี\nPage l 21\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\n\n| บริษัท ปตท.สำ รวจและ | ผลิตปิ โตรเลียม จำ กัด (มห | ำชน) | |\n| --- | --- | --- | --- |\n| การวิเคราะหแ์ ละคา อธิบายของฝ | ่ายจดั การ (MD&A) สา หรบั ผลการด | า เนินงานไตรมาส 1 ปี 2569 | |\n| แนวโน้มภำพร | วมธุรกิจในอนำคต | | |\n| ราคาน ้ามันดิบ | | | |\n| รำคำน ้ำมันดิบในไตรมำส 2 ปี 256 | 9 ยังคงอยู่ในระดับสูง โดยคำดว่ำรำค | ำน ้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในไตรมำส 2 ปี 2569 จะอยู่ใน | ช่วง 90-110 |\n| ดอลลำร ์ สรอ. ต่อบำรเ์ รล โดยมีปั | จจยั หลกั จากสถานการณค์ วามขดั แยง้ ในต | ะวนั ออกกลางท่ีส่งผลกระทบต่อโครงสรา้ งพนื้ ฐานดา้ น | พลงั งานและ |\n| จา กัดอุปทานในตลาดโลก แมจ้ ะมีส | ัญญาณของการหยุดยิงซ่ึงช่วยสะทอ้ นเส | ถียรภาพทางภูมิรฐั ศาสตรใ์ นบางส่วน แต่อุปทานยังค | งตึงตัวจาก |\n| ขอ้ จา กัดเชิงโครงสรา้ งดงั กล่าว นอกจ | ากน ี้ความไม่แน่นอนเกี่ยวกับการเปิดช่อ | งแคบฮอรม์ ซุ ยงั เป็นปัจจยั สา คญั ท่ีตอ้ งติดตาม โดยแมเ้ | สน้ ทางขนส่ง |\n| นา ้ มนั หลกั จะกลบั มาเปิดใชง้ านได ้แต | ่ความเสี่ยงต่อการหยุดชะงกั ของอปุ ทานยั | งคงมีอย่ ู จึงทา ใหแ้ นวโนม้ ราคาในช่วงคร่งึ หลงั ของปีมีคว | ามผนั ผวนสงู |\n| และยงั ตอ้ งติดตามอย่างใกลช้ ิด ทงั้ น ี้ | ปตท.สผ. คำดกำรณว์ ่ำรำคำน ้ำมันดิบด | ูไบเฉลี่ยปี 2569 จะอยู่ในช่วง 80-90 ดอลลำร ์ สรอ. | ต่อบำรเ์ รล |\n| โดยมีปัจจยั หลกั ท่สี ่งผลต่อการเปลี่ยน | แปลงของราคานา ้ มนั ดิบ ดงั น ี้ | | |\n| ด้ำนอุปทำน: อปุ ทานนา ้ มนั โลกในไต | รมาส 2 ปี 2569 มีแนวโนม้ ตงึ ตวั ต่อเน่อื ง | โดยไดร้ บั ผลกระทบจากสถานการณค์ วามขดั แยง้ ในตะ | วนั ออกกลาง |\n| ซ่งึ ส่งผลต่อโครงสรา้ งพืน้ ฐานดา้ นพลงั | งานและเพิ่มความเสี่ยงต่อการหยดุ ชะงกั ข | องอุปทาน โดยเฉพาะความไม่แน่นอนเกี่ยวกบั การเปิดช่อ | งแคบฮอรม์ ซุ |\n| ซ่งึ เป็นเสน้ ทางขนส่งนา ้ มนั สา คญั ขอ | งโลก ขณะเดียวกัน การฟื้นฟูโครงสรา้ งพื้ | นฐานท่ีไดร้ บั ความเสียหายคาดว่าจะใชร้ ะยะเวลานาน | และอุปทาน |\n| จากแหล่งอื่นรวมถึงการระบายคลงั ส | ารองอาจไม่เพียงพอท่ีจะชดเชยไดท้ งั้ หมด | ส่งผลใหต้ ลาดยงั คงอย่ใู นภาวะอปุ ทานตึงตวั และเป็นแ | รงสนบั สนนุ |\n| ต่อราคานา ้ มนั ดิบในช่วงดงั กล่าว | | | |\n| ด้ำนอุปสงค:์ อุปสงคน์ า ้ มนั โลกในไ | ตรมาส 2 ปี 2569 ยงั คงอย่ใู นภาวะซบเซา | แมค้ วามตงึ เครียดทางการคา้ จะเร่มิ คลี่คลายลง | |\n| แต่มีปัจจยั กดดนั หลกั จากระดบั ราคา | นา ้ มนั ท่ียงั อย่ใู นระดบั สงู ซ่งึ ส่งผลต่อกา | ลงั ซือ้ และพฤติกรรมการใชจ้ ่ายของผบู้ ริโภคใหม้ ี | |\n| ความระมดั ระวงั มากขนึ้ ประกอบกบั ก | ารดา เนินมาตรการประหยดั พลงั งานในห | ลายประเทศ ส่งผลใหอ้ ปุ สงคน์ า ้ มนั โลกถกู กดดนั | |\n| ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) | | เศรษฐกิจไทยและอัตราแลกเปลี่ยน | |\n| แนวโนม้ สถานการณต์ ลาด LNG ในปี | 2569 คาดว่าจะอย่ใู นภาวะตงึ ตวั | ธนาคารแห่งประเทศไทย (ธปท.) ประมาณการการ | ขยายตัวของ |\n| โดยความตอ้ งการใช ้ LNG มีแนวโน้ | มเพิ่มขึน้ ประมาณรอ้ ยละ 5 เม่ือ | เศรษฐกิจไทยในปี 2569 อยู่ท่ีรอ้ ยละ 1.5 โดยในช่วงปล | ายไตรมาสไดม้ |\n| เทียบกับปีก่อนหนา้ ส่งผลใหป้ ริมาณ | ความตอ้ งการรวมอย่ทู ่ี 453 ลา้ น | การปรับลดประมาณการภายหลังสถานการณ์ควา | มตึงเครียดใน |\n| ตันต่อปี (ท่ีมา: FGE, มีนาคม 2569) | จากการใชพ้ ลังงานท่ีเพิ่มขึน้ ใน | ตะวันออกกลาง ซ่ึงส่งผลใหเ้ ศรษฐกิจมีแนวโนม้ ชะลอ | ตวั จากทงั้ ดา้ น |\n| ภูมิภาคเอเชีย และความตอ้ งการท่ียงั | คงแข็งแกร่งในยโุ รปภายหลงั การ | อุปสงค์และอุปทาน จากผลกระทบของราคาพลังงาน | ท่ีปรับตัวสูงขึน้ |\n| สิน้ สุดข้อตกลงการขนส่งก๊าซระหว | ่างรัสเซีย–ยูเครน ขณะท่ีความ | ส่งผลต่อตน้ ทุนการผลิตและค่าขนส่งอย่างมีนัยสา คัญ | ขณะท่ีภาคการ |\n| ตอ้ งการใชใ้ นช่วงฤดูหนาวยงั คงเป็นปัจ | จยั สา คญั ท่สี ่งผลต่อความผันผวน | ท่องเท่ียวมีแนวโนม้ ชะลอตวั ลงจากการสนิ้ สดุ ฤดกู าลท่อง | เท่ยี วและความ |\n| ของราคา ในด้านอุปทาน คาดว่า | ก าลังการผลิต LNG จะเพิ่มขึน้ | กังวลต่อสถานการณภ์ ูมิรฐั ศาสตร ์ สา หรบั นโยบายการเงิ | น ธปท. ไดป้ รบั |\n| ประมาณรอ้ ยละ 4 ทา ใหป้ ริมาณกา | รผลิตรวมอยู่ท่ี 436 ลา้ นตันต่อปี | ลดอัตราดอกเบีย้ นโยบายลงรอ้ ยละ 0.25 มาอยู่ท่ีรอ้ ยละ | 1.00 ต่อปี ซ่ึง |\n| (ท่ีมา: FGE, มีนาคม 2569) โดย | ส่วนใหญ่มาจากโครงการใน | เป็นการปรบั ลดท่ีเร็วกว่าท่ีตลาดคาดการณ ์ เพ่ือสนบั สนุน | การฟื้นตัวของ |\n| สหรัฐอเมริกาและแคนาดา อย่างไร | ก็ตาม อุปทานยังคงมีความเสี่ยง | เศรษฐกิจและยังช่วยบรรเทาภาระหนีข้ องภาคครัวเรือ | นและวิสาหกิจ |\n| จากสถานการณค์ วามตงึ เครียดในตะ | วนั ออกกลาง ซ่งึ อาจส่งผลกระทบ | ขนาดกลางและขนาดย่อม (SMEs) ทั้งนี ้ ธปท. เห็นว่าก | ารขยายตัวของ |\n| ต่อโครงสรา้ งพืน้ ฐานดา้ นพลังงานแ | ละการขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบ | เศรษฐกิจในระดบั ต่า จา เป็นตอ้ งอาศยั นโยบายแบบผสมผ | สาน ควบค่กู ับ |\n| ฮอรม์ ซุ | | มาตรการทางการเงินแบบเฉพาะจุด เพ่ือเพิ่มขีดความส | ามารถทางการ |\n| ทงั้ น ี้ ปัจจยั สา คญั ท่ตี อ้ งติดตาม ไดแ้ ก | ่ (1) ความยืดเยือ้ ของสถานการณ์ | แข่งขนั ของภาคธุรกิจและสนบั สนุนเศรษฐกิจไทยในระยะย | าว |\n| ทางภูมิรฐั ศาสตรใ์ นตะวนั ออกกลางแ | ละผลกระทบต่อการส่งออก LNG | สา หรบั แนวโนม้ อตั ราแลกเปลี่ยนเงินบาทเม่ือเทียบกับดอล | ลาร ์ สรอ. ในปี |\n| จากผู้ผลิตหลัก (2) ระยะเวลาในกา | รฟื้นฟูโครงสรา้ งพืน้ ฐานท่ีได้รับ | 2569 คาดว่ายงั มีแนวโนม้ อ่อนค่า โดยมีแรงกดดนั จากสถ | านการณค์ วาม |\n| ความเสียหาย (3) ความขดั แยง้ ระหว่า | งรสั เซีย–ยเู ครน และ (4) นโยบาย | ขัดแย้งในตะวันออกกลางท่ีส่งผลให้ราคาพลังงานอยู่ใ | นระดับสูง ซ่ึง |\n| พลังงานของสหภาพยุโรป ซ่ึงอาจส | ่งผลต่อทิศทางการคา้ LNG ใน | กระทบต่อประเทศท่ีพึ่งพาการนา เขา้ พลงั งานรวมถึงประเท | ศไทย ประกอบ |\n| ระยะยาว โดยในไตรมำส 2 ปี 2569 | คำดว่ำรำคำ Asian Spot LNG | กับปัจจัยฤดูกาลในช่วงไตรมาส 2 ของทุกปี ซ่ึงเป็นช่วงท | ่ี |\n| จะเคลื่อนไหวอยู่ในช่วง 17-23 ดอ | ลลำร ์ สรอ. ต่อ | บริษัทต่างชาติส่งเงินปันผลกลับประเทศ | |\n| ล้ำนบีทียู ขณะท่ีแนวโนม้ ราคาในช่ว | งคร่งึ หลงั ของปี | อย่างไรก็ตาม ค่าเงินบาทมีโอกาสแข็งค่าขึน้ ได้ | |\n| มีความผนั ผวนสงู และยงั ตอ้ งติดตามอ | ย่างใกลช้ ิด | บา้ งในช่วงครึ่งหลงั ของปี จากการฟื้นตวั ของ | |\n| | | อุปสงคแ์ ละอุปทานภายในประเทศ รวมถึงภาค | |\n| | | การท่องเท่ยี วท่คี าดว่าจะฟื้นตวั ในช่วงปลายปี | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 21, "tags": [ "อุปทาน", "เศรษฐกิจ", "ไตรมาส", "พลังงาน", "สถานการณ์", "ผลกระทบ", "ตะวันออกกลาง", "นโยบาย", "แนวโน้ม", "ประเทศ" ], "layout_method": "column_aware+pdfplumber", "layout_columns": 3, "layout_bands": 16, "layout_tables": 1, "table_engine": "pdfplumber" } }, { "id": "PTTEP_2569_1_financial_explanation_25e3e647c83345e2afaa72a912459a1d", "content": "บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหำชน)\nการวิเคราะห์และค าอธิบายของฝ่ายจัดการ (MD&A) ส าหรับผลการด าเนินงานไตรมาส 1 ปี 2569\nแนวโน้มผลการด าเนินงานของ ปตท.สผ. ส าหรับไตรมาส 2 ปี 2569 และปี 2569\nปริมาณขาย ราคาขาย และต้นทุน เป็นปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อผลการด าเนินงานของบริษัท ทั้งนี้เพื่อให้แนวโน้มผลการด าเนินงาน\nสอดคล้องกับแผนการด าเนินงานและภาวะอุตสาหกรรมที่เปลี่ยนแปลงไป บริษัทจึงได้ด าเนินการติดตามและปรับสมมติฐานให้สะท้อนสถานการณ์ปัจจุบัน ส่งผลให้ประมาณการแนวโน้มผลการด าเนินงานเป็นดังนี้ปริมำณขำย\nรำคำก๊าซธรรมชำติ\n(บาร์เรลเทียบเท่า\n(ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียู)\nน้ามันดิบต่อวัน)\n\nไตรมาส 2 ปี 2569 และ ปี 2569\nไตรมาส 2 ปี 2569 และ ปี 2569\n~6.0\n~560,000\nหมายเหตุ: 1. ปริมาณขายรวมการลงทุนในกิจการที่รับรู้ตามวิธีส่วนได้เสีย\n2. สมมติฐานราคาน้ามันดิบดูไบเฉลี่ยปี 2569 อยู่ที่ 80-90 ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล\nต้นทุนต่อหน่วย\n(ดอลลาร์สรอ. ต่อบาร์เรล\nเทียบเท่าน้ามันดิบ)\n\nไตรมาส 2 ปี 2569 และ ปี 2569\n~30\nEBITDA Margin\n(ร้อยละของรายได้จากการขาย)\n\nไตรมาส 2 ปี 2569 และ ปี 2569\n~70%\n\n3. EBITDA Margin: อัตราส่วนก าไรก่อนหักดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา ต่อรายได้จากการขายรวมรายได้จากการบริการค่าผ่านท่อ\n\nปริมำณขำย\nคาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยส าหรับ\nไตรมาส 2 ปี 2569 และส าหรับปี 2569 อยู่ที่ประมาณ 560,000 บาร์เรลเทียบเท่า\nน้ามันดิบต่อวัน\n• คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยส าหรับ\nไตรมาส 2 ปี 2569 เพิ่มขึ้นจากไตรมาส 1\nปี 2569 โดยหลักจากการเพิ่มขึ้นของ\nปริมาณขายน้ามันดิบในภูมิภาค\nแอฟริกาและการเร่งผลิตก๊าซธรรมชาติของโครงการในอ่าวไทย\n• คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี่ยส าหรับปี\n2569 เพิ่มขึ้นจากปี 2568 โดยหลักจาก\nการรับรู้ปริมาณขายเต็มปีส าหรับ\nโครงการที่ได้เข้าซื้อระหว่างปี 2568\nได้แก่โครงการมาเลเซีย เอสเค408\nโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย–มาเลเซีย\nเอ 18 และโครงการแอลจีเรีย ทูอัท\nนอกจากนี้โครงการจี 1/61 คาดว่าจะมีปริมาณการขายน้ามันดิบเพิ่มขึ้น\n\nภาพรวมเศรษฐกิจ\nบทสรุปผู้บริหาร\nรำคำขำย\nราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์หลักของบริษัทนั้นมีโครงสร้างราคาส่วนหนึ่ง\nผูกกับราคาน้ามันย้อนหลัง 3-21 เดือน บริษัท\nคาดว่าราคาขายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยส าหรับ\nไตรมาส 2 ปี 2569 และส าหรับปี 2569 จะอยู่ที่ประมาณ 6.0 ดอลลาร์สรอ. ต่อล้านบีทียูเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 1 ปี 2569 และจากปีก่อนหน้าเล็กน้อยจากการปรับตัวขึ้นของ\nราคาน้ามันในตลาดโลก\nในส่วนของราคาผลิตภัณฑ์น้ามันดิบ\nและคอนเดนเสทของบริษัทจะผันแปรตาม\nราคาน้ามันดิบในตลาดโลก\nบริษัทมีการท าสัญญาประกันความเสี่ยง\nราคาน้ามัน โดย ณ สิ้นไตรมาส 1 ปี 2569 มีปริมาณน้ามันภายใต้การประกันความเสี่ยง\nคงเหลือจ านวน 21 ล้านบาร์เรล ทั้งนี้บริษัทมีความยืดหยุ่นในการปรับแผนการประกัน\nความเสี่ยงราคาน้ามันตามความเหมาะสม\n\nกลยุทธ์และ\nผลการด าเนินงาน\nการบริหารจัดการ\nต้นทุนต่อหน่วย\nส าหรับไตรมาส 2 ปี 2569 และส าหรับปี\n2569 ปตท.สผ. คาดว่าต้นทุนต่อหน่วยจะอยู่ในระดับประมาณ 30 ดอลลาร์สรอ. ต่อ\nบาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบ ลดลงเมื่อเทียบ\nกับปี 2568 โดยหลักจากค่าเสื่อมราคาและ\nค่าใช้จ่ายในการด าเนินงาน\n\nPage l 22\nแนวโน้มธุรกิจ\nความคืบหน้าที่ส าคัญ\n\n| | ปริมำณขำย | รำคำขำย | ต้นทุนต่อหน่วย | |\n| --- | --- | --- | --- | --- |\n| | คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี ่ยส าหรับ | ราคาก๊าซธรรมชาติซึ ่งเป็นผลิตภัณฑ์ | | ส าหรับไตรมาส 2 ปี 2569 และส าหรับปี |\n| ไตรมาส 2 ปี 2569 และส าหรับปี 2569 อยู | ่ที ่ | หลักของบริษัทนั นมีโครงสร้างราคาส่วนหนึ ้ ่ง | 2569 ปตท.สผ. คาดว่าต้นทุนต่อหน่วยจะอยู | ่ |\n| ป ร ะ ม า ณ 560,000 บ า ร์เ ร ล เ ที ย บ เ ท่ า | | ผูกกับราคาน ามันย้อนหลัง 3-21 เดือน บริษัท ้ | ในระดับประมาณ 30 ดอลลาร์ สรอ. ต่อ | |\n| น ามันดิบต่อวัน ้ | | คาดว่าราคาขายก๊าซธรรมชาติเฉลี ่ยส าหรับ | บาร์เรลเทียบเท่าน ามันดิบ ลดลงเมื ้ | ่อเทียบ |\n| | | ไตรมาส 2 ปี 2569 และส าหรับปี 2569 จะอยู ่ | กับปี 2568 โดยหลักจากค่าเสื | ่อมราคาและ |\n| • | คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี ่ยส าหรับ | | | |\n| | | ที ่ประมาณ 6.0 ดอลลาร์ สรอ. ต่อล้านบีทียู | ค่าใช้จ่ายในการด าเนินงาน | |\n| | ไตรมาส 2 ปี 2569 เพิ ่มขึ นจากไตรมาส 1 ้ | | | |\n| | | เพิ ่มขึ นจากไตรมาส 1 ปี 2569 และจากปี ้ | | |\n| | ป ี 2569 โดยหลักจากการเพิ ่มขึ ้นของ | | | |\n| | | ก่อนหน้าเล็กน้อยจากการปรับตัวขึ ้นของ | | |\n| | ป ริ ม า ณ ข า ย น ้า มัน ดิ บ ใ นภู มิ ภา ค | | | |\n| | | ราคาน ามันในตลาดโลก ้ | | |\n| | แอฟริกาและการเร่งผลิตก๊าซธรรมชาติ | | | |\n| | ของโครงการในอ่าวไทย | ในส่วนของราคาผลิตภัณฑ์น ้ามันดิบ | | |\n| | | และคอนเดนเสทของบริษัทจะผันแปรตาม | | |\n| • | คาดการณ์ปริมาณขายเฉลี ่ยส าหรับปี | | | |\n| | | ราคาน ามันดิบในตลาดโลก ้ | | |\n| | 2569 เพิ ่มขึ นจากปี 2568 โดยหลักจาก ้ | | | |\n| | การรับรู ้ปริมาณขายเต็มปี ส าหรับ | บริษัทมีการท าสัญญาประกันความเสี ่ยง | | |\n| | โครงการที ่ได้เข้าซื ้อระหว่างปี 2568 | ราคาน ามัน โดย ณ สิ ้ นไตรมาส 1 ปี 2569 มี ้ | | |\n| | ได้แก่ โครงการมาเลเซีย เอสเค408 | ปริมาณน ามันภายใต้การประกันความเสี ้ ่ยง | | |\n| | โครงการพื นที ้ ่พัฒนาร่วมไทย–มาเลเซีย | คงเหลือจ านวน 21 ล้านบาร์เรล ทั งนี ้ บริษัทมี ้ | | |\n| | เอ 18 และโครงการแอลจีเรีย ทูอัท | ความยืดหยุ ่นในการปรับแผนการประกัน | | |\n| | นอกจากนี โครงการจี 1/61 คาดว่าจะมี ้ | ความเสี ่ยงราคาน ามันตามความเหมาะสม ้ | | |\n| | ปริมาณการขายน ามันดิบเพิ ้ ่มขึ น ้ | | | |", "metadata": { "company": "PTTEP", "year": 2569, "quarter": 1, "category": "financial_explanation", "source": "PDF", "document_type": "คำอธิบายงบการเงิน", "page_number": 22, "tags": [ "ไตรมาส", "ปริมาณ", "บริษัท", "โครงการ", "บาร์เรล", "ดอลลาร์", "ต้นทุน", "คาดการณ์", "โดยหลัก", "ก๊าซธรรมชาติ" ], "layout_method": "column_aware+camelot", "layout_columns": 3, "layout_bands": 7, "layout_tables": 1, "table_engine": "camelot" } } ] }