ปตท.สผ.เปิด3แนวทางสร้างการเติบโตธุรกิจระบุจากสถานการณ์ความท้าทายในช่วงการเปลี่ยนผ่านทางพลังงาน พร้อมเร่งการลงทุนในแหล่งอื่น ๆให้มีศักยภาพเพิ่มขึ้น
นายมนตรี ลาวัลย์ชัยกุล ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. เปิดเผยว่า ปตท.สผ.ได้วางแนวทางการดำเนินธุรกิจ โดยเน้น 3 เรื่องหลัก ดังนี้ 1. สร้างความแข็งแกร่งให้กับธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมซึ่งเป็นธุรกิจหลัก เพื่อสร้างการเติบโตอย่างยั่งยืน เน้นการลงทุนในพื้นที่ยุทธศาสตร์ที่ ปตท.สผ. มีความชำนาญ ได้แก่ ภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ และตะวันออกกลาง โดยจะเพิ่มสัดส่วนก๊าซธรรมชาติเป็น 80% และน้ำมัน 20% ควบคู่ไปกับการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกผ่านเทคโนโลยีการดักจับ และการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture Storage หรือ CCS)
ลงทุนในธุรกิจใหม่ (Beyond E&P) 3 ด้าน ดังนี้ ธุรกิจด้านเทคโนโลยีหุ่นยนต์และปัญญาประดิษฐ์ โดยลงทุนผ่านบริษัท เอไอ แอนด์ โรโบติกส์ เวนเจอร์ส จำกัด หรือ เออาร์วี (AI and Robotics Ventures Company Limited)
ธุรกิจไฟฟ้าที่ต่อยอดจากก๊าซธรรมชาติ เช่น โครงการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ (Gas to Power) พลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy) จะมองหาโอกาสการลงทุนกับพันธมิตรที่มีศักยภาพ โดยล่าสุดได้จัดตั้งบริษัท ฟิวเจอร์เทค เอนเนอร์ยี่ เวนเจอร์ส จำกัด (FutureTech Energy Ventures Company Limited) และบริษัท ฟิวเจอร์เทค โซลาร์ (ประเทศไทย) จำกัด (FutureTech Solar (Thailand) Company Limited) จำกัด เพื่อรองรับการลงทุนในอนาคต ลงทุนในธุรกิจที่รองรับการเปลี่ยนผ่านทางพลังงาน ซึ่งมุ่งสู่พลังงานสะอาด และการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โดยมองโอกาสการลงทุน ดังนี้ เทคโนโลยีการดักจับ การใช้ประโยชน์ และ การกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture Utilization and Storage หรือ CCUS)พลังงานรูปแบบใหม่ในอนาคต (Future Energy) เช่น พลังงานไฮโดรเจน
สำหรับความคืบหน้าการดำเนินงานในโครงการสำคัญ ได้แก่ โครงการในประเทศไทย การเปลี่ยนผ่านสิทธิการดำเนินการของแปลง G1/61 (แหล่งเอราวัณ) ปตท.สผ. ยังคงไม่สามารถเข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นผลิตและท่อใต้ทะเลได้ตามแผน แม้บริษัทจะยอมรับเงื่อนไขการเข้าพื้นที่ของผู้รับสัมปทานปัจจุบันแล้วก็ตาม ซึ่งจะส่งผลกระทบกับการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) อย่างไรก็ตาม บริษัทได้ประสานงานกับผู้ซื้อและหน่วยงานรัฐอย่างต่อเนื่อง เพื่อวางแผนให้เกิดผลกระทบน้อยที่สุด และจะพยายามเร่งการลงทุนในแหล่งอื่น ๆ ที่มีศักยภาพเพียงพอ เพื่อชดเชยปริมาณการผลิตที่หายไปบางส่วน
การเปลี่ยนผ่านสิทธิการดำเนินการของแปลง G2/61 (แหล่งบงกช) ปตท.สผ. สามารถดำเนินการได้ตามแผนงานที่วางไว้ และพร้อมส่งก๊าซธรรมชาติได้ตามสัญญาแบ่งปันผลผลิต
โดยโครงการในประเทศเมียนมา ปตท.สผ. ยังคงดำเนินโครงการสำรวจและผลิตในประเทศเมียนมา เพื่อส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับใช้ผลิตไฟฟ้าให้กับภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรมของประเทศเมียนมาอย่างต่อเนื่อง อย่างไรก็ตาม บริษัทยังคงติดตามสถานการณ์ในประเทศเมียนมาอย่างใกล้ชิด เพื่อประเมินความเสี่ยงและพิจารณาแผนการดำเนินงาน และวางแผนรองรับตามความเหมาะสม โครงการในประเทศมาเลเซีย
นายมนตรี กล่าวว่า ปตท.สผ. ได้เริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติจากโครงการมาเลเซีย – แปลงเอช ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ ที่ผ่านมา โดยมีกำลังการผลิตสูงสุดอยู่ที่ 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตตามเป้าหมาย ส่งผลให้ปริมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ยเพิ่มขึ้นตั้งแต่ไตรมาส 1 ปีนี้
นอกจากนี้ ยังประสบความสำเร็จในการเจาะหลุมสำรวจ ค้นพบแหล่งปิโตรเลียมใน 4 โครงการ ได้แก่ โครงการซาราวัก เอสเค 410 บี (แหล่งลัง เลอบาห์) โครงการซาราวัก เอสเค 417 (หลุมโดกง-1) โครงการซาราวัก เอสเค 405 บี (หลุมซีรุง-1) และโครงการซาราวัก เอสเค 438 (หลุมกุลินตัง-1) และยังคงเดินหน้าสำรวจในแหล่งอื่น ๆ ในพื้นที่ใกล้เคียง โดยวางแผนพัฒนาโครงการในประเทศมาเลเซียในรูปแบบกลุ่มโครงการ (Cluster development) รวมถึง การใช้อุปกรณ์การผลิตและสิ่งอำนวยความสะดวกร่วมกัน เพื่อให้การดำเนินงานมีประสิทธิภาพมากขึ้น
ส่วนโครงการในภูมิภาคตะวันออกกลางโครงการโอมาน แปลง 61 ที่เสร็จสิ้นการเข้าซื้อสัดส่วนการลงทุน20% ในไตรมาส 1 และปัจจุบันสามารถผลิตก๊าซธรรมชาติเต็มกำลังการผลิตที่ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสทที่ 69,000 บาร์เรลต่อวัน สำหรับโครงการในระยะสำรวจที่สำคัญ คือ โครงการอาบูดาบี ออฟชอร์ 1, อาบูดาบี ออฟชอร์ 2 และอาบูดาบี ออฟชอร์ 3 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาทางธรณีวิทยา และวางแผนเจาะหลุมสำรวจ
โครงการในทวีปแอฟริกา มีความคืบหน้าที่สำคัญในโครงการแอลจีเรีย ฮาสสิ เบอร์ ราเคซ โดย ปตท.สผ. ได้เข้าซื้อสัดส่วนการลงทุนในโครงการเพิ่มอีก 24.5% จากบริษัท ซีนุค (CNOOC Limited) ทำให้มีสัดส่วนการลงทุน เพิ่มขึ้นจาก 24.5% เป็น 49% โดยมีโซนาแทรค (SONATRACH) ซึ่งเป็นบริษัทน้ำมันแห่งชาติของแอลจีเรีย เป็นผู้ร่วมลงทุนหลักในสัดส่วน 51% ปัจจุบัน ทั้งนี้ คาดว่าโครงการดังกล่าว จะเริ่มผลิตน้ำมันดิบได้ในปี 2565 ด้วยกำลังการผลิต ประมาณ 10,000 -13,000 บาร์เรลต่อวัน
อย่างไรก็ตามเป้าหมายการดำเนินงานในปี 2564 ปตท.สผ. ในไตรมาส 3 ได้ปรับเพิ่มเป้าหมายปริมาณขายปิโตรเลียมของปี 2564 เป็น 417,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน จากไตรมาส 2 ที่ตั้งไว้ 412,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ซึ่งปริมาณที่เพิ่มขึ้นส่วนใหญ่มาจากโครงการในต่างประเทศ โดยคาดการณ์ราคาขายก๊าซธรรมชาติที่ประมาณ 5.7 ดอลลาร์สหรัฐ (สรอ. ) ต่อล้านบีทียู และตั้งเป้ารักษาระดับต้นทุนต่อหน่วยที่ประมาณ 28-29 ดอลลาร์ สรอ. ต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ และอัตรากำไรก่อนดอกเบี้ย ภาษี และค่าเสื่อมราคาที่ประมาณ 70-75% ของรายได้จากการขาย
