บล.เอเซีย พลัส:
PTTEP ชูปันผล 2H66 เด่น 5.25 บาท/หุ้น…ภาพปี 67 ยังคงแข็งแรง
ทิศทางกลยุทธ์ของ PTTEP ยังคงแข็งแกร่ง เดินหน้าในหลายแผนการลงทุน เพื่อรับการเปลี่ยนแปลงด้านพลังงานที่จะเกิดขึ้นในอนาคคต ทั้งการรักษาโครงการที่มีอยู่ให้มีมูลค่าสูงสุด การเดินหน้าโครงการลดคาร์บอนฯ รวมถึงกระจายการลงทุนในธุรกิจใหม่ HYDROGEN, CCS และ OFFSHORE WQIND FARM เป็นต้น สำหรับ OUTLOOK กำไรปี 2567 แม้จะอ่อนตัวลง YOY แต่ถือว่ายังสามารถรักษาฐานกำไรระดับสูงไว้ได้ โดยคาดกำไรปกติ 1Q67 อาจจะอ่อนตัวลงเล็กน้อย QOQ ตามราคาและปริมาณขาย แต่คาดจะยังอยู่ในระดับใกล้เคียง 2.0 หมื่นล้านบาท ได้ ส่วนกำไรสุทธิ 4Q66 รายงานที่ 1.83 หมื่นล้านบาท เพิ่มขึ้น 1.0%QOQ ใกล้เคียงคาด ถึงแม้จะมีค่าใช้จ่ายพิเศษหลายรายการ แต่กำไรปกติดีขึ้น 6.6%QOQ ช่วยไว้
ประกาศจ่ายปันผล 2H66 สูงโดดเด่น หุ้นละ 5.25 บาท (ทั้งปี 66 อยู่ที่ 9.5 บาท) คิดเป็น DIVIDEND YIELD งวดครึ่งปีที่ 3.6% คงมูลค่าพื้นฐานสิ้นปี 2567 ที่ 180 บาทต่อหุ้น ภายใต้สมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบตั้งแต่ปี 2567 ที่ 80 เหรียญฯต่อบาร์เรล ยังคงแนะนำในลักษณะ TRADING ตามราคาน้ำมัน พร้อมรับปันผลสูง
เดินหน้ากลยุทธ์สอดรับ Energy Transition เพื่อความ มั่นคงในระยะยาว
จากการประชุมนักวิเคราะห์เช้านี้ ผู้บริหารให้น้ำหนักไปที่กลยุทธ์ของ PTTEP ที่เน้นใน 3 เรื่อง
1) Drive Value – ผ่านการเพิ่มกำลังการผลิต และควบคุมต้นทุนให้อยู่ในระดับที่แข่งขันได้ของโครงการที่ผลิตเชิงพาณิชย์อยู่แล้วในปัจจุบัน โดยในปี 2567 ยืนยันว่าจะเพิ่มกำลังการผลิตของโครงการ G1/61 (เอราวัณ) ได้ตามสัญญาที่ 800 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ในวันที่ 1 เม.ย.2567 รวมถึงอยู่ระหว่างการเจรจาการต่ออายุสัญญาของโครงการยาดานา และ contract 4 ที่จะหมดอายุลง และพยายามที่รักษาสินทรัพย์แหล่งต่างๆในพม่า เพราะถือเป็นแหล่งก๊าซฯที่สำคัญที่จะ supply ก๊าซฯให้ฝั่งตะวันตกของประเทศไทยคิดเป็นสัดส่วนราว 17% ของความต้องการใช้ก๊าซฯของไทย นอกจากนี้ยังเร่งโครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจ เพื่อให้สามารถผลิตปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์ให้เร็วที่สุด ทั้งแหล่ง Lang Labah ในมาเลเซีย ที่คาดจะ FID ในปี 2567 รวมถึงการพัฒนาโครงการ SK405B และ Mozambique Area1 เป็นต้น
2) Decarbonize – เดินหน้าตามเป้าหมาย Net Zero ภายในปี 2593 โดยตั้งเป้า CCS Hub (Carbon Capture and Storage) การนำคาร์บอนกลับไปกักเก็บใต้ดิน ซึ่งตามแผนจะดำเนินการ Pilot project ในแหล่ง Arthit ซึ่งมีความคืบหน้าอย่างมาก คาด FID ได้ในปี 2567 รวมถึงแหล่ง Lang Lebah ในมาเลเซีย ซึ่งอยู่ระหว่างดูเรื่องเทคโนโลยี และพูดคุยกับรัฐบาลมาเลเซีย นอกจากนี้ยังเดินหน้าโครงการปลูกป่าเพื่อลด และชดเชยก๊าซคาร์บอนที่ออกมา
3) Diversify – เดินหน้าโครงการพลังงานต้นน้ำในรูปแบบอื่นๆ เพื่อรองรับโลกที่เปลี่ยนแปลงไป ผ่านการลงทุน Green Hydrogen ในประเทศโอมาน ซึ่งมีแผนที่จะนำ Hydrogen ที่ผลิตได้ไปขายยังเกาหลีใต้ ซึ่งรัฐบาลมีแผนรับซื้อ Hydrogen เพื่อลดการพึ่งพา LNG เพียงอย่างเดียว ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาแผนการลงทุน รวมถึงโครงการลงทุน Offshore Wind Farm ในประเทศสก๊อตแลนด์ ซึ่งดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์แล้ว เป็นต้น
สำหรับในส่วนของประเด็นทับซ้อนกัมพูชานั้น ถือเป็นประเด็นที่ต้องติดตามถึงผลสรุปการเจรจาของรัฐบาลทั้ง 2 ประเทศ เพราะถือเป็นแหล่งที่มีศักยภาพ เนื่องจากเป็นพื้นที่ใกล้เคียงกับแหล่งเอราวัณ แต่ในส่วนของสัมปทานเดิมที่ทั้ง 2 ประเทศได้ให้ไว้กับผู้ประกอบการในอดีต จะเป็นเรื่องของภาครัฐ ไม่ใช่ประเด็นของ PTTEP ซึ่งเป็นผู้ดำเนินงาน ถือเป็น upside ที่คาดหวังได้หากการเจรจาสำเร็จ
กำไรสุทธิ 4Q66 ยังเพิ่มขึ้น 1.0%qoq จากกำไรปกติที่ดีขึ้น 6.6%qoq แม้ค่าใช้จ่ายพิเศษจะเพิ่มขึ้นก็ตาม
PTTEP รายงานกำไรสุทธิงวด 4Q66 เท่ากับ 1.81 หมื่นล้านบาท ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.0%qoq ดีกว่าคาดการณ์ไว้เล็กน้อย ซึ่งส่วนที่แตกต่างมาจากกำไรจากการดำเนินงานปกติที่มากกว่าคาด จากต้นทุนที่ต่ำกว่าที่ให้แนวทางไว้ โดยกำไรจากการดำเนินงานปกติงวด 4Q66 พบว่าปรับตัวเพิ่ม 6.6%qoq มาอยู่ที่ 2.14 หมื่นล้านบาท รับผลบวกจากทั้งปริมาณขายในงวด 4Q66 ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 4.75 จาก 4.67 แสนบาร์เรลต่อวัน หลักๆเนื่องจากโครงการ G2/61 กลับมาผลิตเป็นปกติ หลังจากงวด 3Q66 มีหยุดซ่อมบำรุงเป็นเวลา 32 วัน และโครงการ Contract 4 และ JDA มีจำนวนโหลดคอนเดนเสทเพิ่มขึ้น ถึงแม้โครงการ SABA-K และ SABA-H จะมีจำนวนโหลดน้ำมันดิบลดลง รวมถึงโครงการ PDO Block 6 และ Oman Block 61 กลับมาโหลดน้ำมันปกติ ไม่ได้ยกยอดมาจาก 2Q66 เช่นที่เกิดขึ้นใน 3Q66 ส่วนกำลังการผลิตโครงการ G1/61 ยังอยู่ที่ 400 ล้านลบ.ฟุตต่อ
วัน ใกล้เคียงกับในงวดที่ผ่านมา โดยจะค่อยเพิ่มกำลังการผลิตให้ได้ตามเป้าหมายที่ 800 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ในวันที่ 1 เม.ย. 2567 นอกจากนี้ได้รับผลบวกจากต้นทุนต่อหน่วยที่ลดลงเหลือ 28.87 จาก 29.12 เหรียญฯต่อบาร์เรล เนื่องจากโครงการ Contract 4 มีค่าใช้จ่ายในการรื้อถอนอุปกรณ์การผลิตต่ำกว่าประมาณการ รวมถึงโครงการในมาเลเซียที่มีต้นทุนสูงมีปริมาณขายลดลงในงวดนี้ ถึงแม้ราคาขายเฉลี่ยผลิตภัณฑ์ (น้ำมัน+ก๊าซฯ) ในงวด 4Q66 ปรับตัวลดลงเล็กน้อย 0.4%qoq มาอยู่ที่ 48.4 จาก 48.6 เหรียญฯต่อบาร์เรล (ภายใต้สัดส่วนการขายก๊าซฯและน้ำมันที่ 72% และ 28% ตามลำดับ) ภายใต้ราคาขายน้ำมันดิบที่ 81.9 เหรียญฯต่อบาร์เรล และราคาขายก๊าซฯที่ 5.86 เหรียญฯต่อล้านบีทียู
อย่างไรก็ตามหากมาพิจารณากำไรสุทธิงวด 4Q66 พบว่าถูกกดดันจากรายการพิเศษที่ในงวดนี้สุทธิเป็นค่าใช้จ่ายรวมเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 3.2 พันล้านบาท จากงวดก่อนหน้าที่เป็นค่าใช้จ่ายพิเศษสุทธิ 2.0 พันล้านบาท หลักๆเป็นผลมาจาก 1) การตั้งด้อยค่าสินทรัพย์ (impairment) ของโครงการ Mozambique LNG (PTTEP ถือหุ้น 8%) 4.3 พันล้านบาท เนื่องจากโครงการจะมีการเลื่อนการผลิตเชิงพาณิชย์ออกไปอีก 1 ปี จากล่าสุดที่กำหนดไว้ในปี 2570 ไปเป็นปี 2571 (ซึ่งในครั้งนี้จะเป็นการตั้งด้อยค่าสินทรัพย์ครั้งที่ 3 โดยครั้งที่ 1 เกิดขึ้นในปี 2564 ที่ 163 ล้านเหรียญฯ และครั้งที่ 2 เกิดขึ้นในปี 2565 ที่ 190 ล้านเหรียญฯ ส่งผลให้โครงการ Mozambique LNG จะมีมูลค่าสินทรัพย์ตามบัญชีเหลืออยู่ปัจจุบันราว 2.5-2.6 พันล้านเหรียญฯ จากมูลค่าตอนเข้าซื้อที่ราว 2.0 พันล้านเหรียญฯ และมีการใช้เงินลงทุนไประหว่างทางอีกประมาณ 600-700 ล้านเหรียญฯ รวมมูลค่าสุทธิก่อนหักด้อยค่าจะอยู่ราว 2.6-2.7 พันล้านเหรียญฯ หรือราว 7.8-8.3 หมื่นล้านบาท) 2) การตัดจำหน่าย (write-off) โครงการ Oliver ในออสเตรเลีย คิดเป็นมูลค่า 1.8 พันล้านบาท เนื่องจากหลังจาก PTTEP มีการขายโครงการ Cash&Maple ไป ทำให้คาดการพัฒนาโครงการ Oliver จะไกลออกไปอีก ซึ่งปัจจุบันยังอยู่ในขั้นตอน exploration phase (โดยมูลค่าทางบัญชีหลัง write-off จะเหลือราว 30 ล้านเหรียญฯ) แต่อย่างไรก็ตามได้รับอานิสงค์จากรายได้พิเศษ
ที่มาช่วยชดเชยค่าใช้จ่ายพิเศษที่เกิดขึ้นใน 4Q66 ไว้ได้บางส่วนจาก 1) บันทึกกำไรจากการขายโครงการ Cash&Maple 2.6 พันล้านบาท 2) บันทึกกลับเป็นกำไรจาก Fx 894 ล้านบาท จากงวดก่อนหน้าที่บันทึกขาดทุนจาก Fx 197 ล้านบาท 3) บันทึกกำไรจากค่าเงินริงกิตที่แข็งค่าขึ้น 178 ล้านบาท และ 4) บันทึกกำไรจาก Oil Price Hedging 462 ล้านบาท จากงวดก่อนหน้าที่บันทึกขาดทุนจาก Oil Price Hedging 665 ล้านบาท
โดยรวมแล้วกำไรปกติ และกำไรสุทธิ ปี 2566 อยู่ที่ 8.1 และ 7.7 หมื่นล้านบาท ลดลง 8.3%yoy จากราคาขายและปริมาณขายปิโตรเลียมที่ลดลง YoY และเพิ่มขึ้น 8.2%yoy จากค่าใช้จ่ายพิเศษขาดทุน hedging และตั้งด้อยค่าสินทรัพย์ที่ลดลง YoY ตามลำดับ ซึ่งโดยภาพรวมอยู่ในกรอบที่ฝ่ายวิจัยประเมินไว้
ทิศทางกำไรปกติ 2567 ลดลง YoY แต่ยังคงอยู่ในฐานสูง… Outlook 1Q67 กำไรปกติอาจอ่อนตัวลงเล็กน้อย QoQ
ฝ่ายวิจัยคาดประมาณการกำไรจากการดำเนินงานปกติปี 2567 ที่ 7.3 หมื่นล้านบาท ลดลง 10.7%yoy ภายใต้สมมติฐานราคาน้ำมันดิบอ้างอิงดูไบตั้งแต่ปี 2567 ที่ 80 เหรียญฯต่อบาร์เรล ลดลงจากปี 2566 ที่ 82 เหรียญฯต่อบาร์เรล (กรอบราคาที่ PTTEP ให้ไว้ใน 1H67 จะอยู่ราว 70-80 เหรียญฯต่อบาร์เรล และ 2H67 จะอยู่ราว 75-85 เหรียญฯต่อบาร์เรล) และราคาขายก๊าซธรรมชาติที่จะลดลงเหลือ 5.6 เหรียญฯต่อล้านบีทียู จาก 6.0 เหรียญฯต่อล้านบีทียู ในปี 2566 ซึ่งเป็นไปตามทิศทางราคาน้ำมันที่อ่อนตัวลงในช่วงปีที่ผ่านมา เพราะการปรับราคาก๊าซฯในแต่ละแหล่งจะมี lag-time ราว 3-12 เดือน รวมถึงคาดการณ์ต้นทุนต่อหน่วยจะเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 28.0-29.0 เหรียญฯต่อบาร์เรล จาก 27.6 เหรียญฯต่อบาร์เรล ในปี 2566 แต่อย่างไรก็ตามมีปัจจัยบวกช่วยหนุนกำไรโดยรวมจากสมมติฐานปริมาณขายในปี 2567 ที่เพิ่มขึ้นมาอยู่ราว 4.9 แสนบาร์เรลต่อวัน (ต่ำกว่าเป้าหมายของบริษัทที่ 5.0 แสนบาร์เรลต่อวัน) จาก 4.6 แสนบาร์เรลต่อวันภายใต้หลักความระมัดระวัง
สำหรับแนวโน้มกำไรปกติในงวด 1Q67 คาดจะปรับตัวลดลงเล็กน้อยจากงวด 4Q66 จากแนวทางที่ PTTEP ให้แนวทางไว้ที่เป้าหมายปริมาณการขายปิโตรเลียมงวด 1Q67 จะลดลงมาอยู่ราว 4.73 จาก 4.74 แสนบาร์เรลต่อวัน ตามปริมาณการโหลดน้ำมันของแหล่งในมาเลเซียที่ลดลงตามรอบ รวมถึงคาดแนวโน้มราคาขายก๊าซฯเฉลี่ยในงวด 1Q67 จะลดลงเล็กน้อยมาอยู่ราว 5.80 จาก 5.86 เหรียญฯต่อล้านบีทียู นอกจากนี้หากพิจารณาราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ย 1Q67TD พบว่าอยู่ราว 77.7 เหรียญฯต่อบาร์เรล ซึ่งต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในงวด 4Q66 ที่ 83.7 เหรียญฯ ต่อบาร์เรล ดังนั้นหากในช่วงที่เหลือของไตรมาสไม่สามารถขึ้นไปเฉลี่ยอยู่ที่ 85-87 เหรียญฯต่อบาร์เรล ได้ ก็จะส่งผลให้ราคาขาย liquid มีแนวโน้มปรับลดลง QoQ ขณะที่คาดแนวโน้มต้นทุนต่อหน่วยจะประคองตัวใกล้เคียวกับงวดที่ผ่านมาที่ราว 28 เหรียยฯต่อบาร์เรล จากนโยบายควบคุมต้นทุนของ PTTEP
การดำเนินการด้าน ESG ของ PTTEP
ด้านสิ่งแวดล้อม (Environmental): บริษัทฯ ได้ดำเนินการด้วยการเพิ่มสัดส่วนการลงทุนในแหล่งก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นพลังงานที่สะอาดขึ้น และแสวงหาวิธีในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก รวมถึงกำหนดเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero GHG Emissions) ภายในปี 2593 ในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ครอบคลุม Scope 1 และ Scope 2 ซึ่ง ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการ และได้กำหนดเป้าหมายระหว่างทางในการลดปริมาณความเข้มการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ภายในปี 2573 และร้อยละ 50 ภายในปี 2583 จากปีฐาน 2563 ทั้งนี้ บริษัทฯ ได้ดำเนินโครงการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ด้วยการนำก๊าซฯเหลือทิ้งกลับสู่กระบวนการผลิตหรือนำไปใช้ประโยชน์ เช่น การเปลี่ยนก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นวัสดุตั้งต้นในการผลิตท่อ
นาโนคาร์บอน การเปลี่ยนก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นผลิตภัณฑ์ประเภทไซคลิกคาร์บอเนต มองหาโอกาสลดการปล่อยคาร์บอนผ่านแนวทางต่าง ๆ เช่น การซื้อคาร์บอนเครดิตเพื่อสนับสนุนตลาดคาร์บอนเครดิตของ อบก. และนำไปชดเชยการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการจัดกิจกรรมภายในบริษัท การปลูกป่าเพื่อส่งเสริมการดูดซับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ เป็นต้น รวมถึงได้มีการจัดทำรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับกิจกรรมสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทุกโครงการ นอกจากนี้ยังมีการบริหารจัดการความเสี่ยงของการรั่วไหลตามข้อกำหนดทางกฎหมาย เพื่อให้มั่นใจว่าการรั่วไหลจากแต่ละกิจกรรมได้ถูกประเมิน และกำหนดมาตรการลดความเสี่ยงนั้น ๆ ให้อยู่ในระดับที่ยอมรับได้ปรับเปลี่ยนวิธีการบริหารจัดการของเสียให้มีมาตรฐานสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง รวมถึงศึกษาค้นคว้าเพื่อเปลี่ยนของเสียให้มีมูลค่าเพิ่ม และควบคุมการบริหารจัดการน้ำไม่ให้มีการปล่อยน้ำจากกระบวนการผลิตออกสู่สิ่งแวดล้อมมาอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2553
ด้านสังคม (Social): มีส่วนร่วมและสื่อสารกับผู้มีส่วนได้เสียในทุกระดับอย่างสม่ำเสมอ ผ่านการประชุมกิจกรรมและจัดทำโครงการพัฒนาสังคมต่าง ๆ ในพื้นที่ปฏิบัติการ โดยมีเป้าหมายที่เกี่ยวข้อง ดังนี้
อนุรักษ์และใช้ประโยชน์จากมหาสมุทร และทรัพยากรทางทะเลอย่างยั่งยืน: ปตท.สผ. ดำเนินโครงการพัฒนาสังคมเพื่อคืนความสมบูรณ์สู่ท้องทะเลไทย ภายใต้กลยุทธ์ทะเลเพื่อชีวิต (Ocean for Life) ผ่านโครงการศูนย์การเรียนรู้เพาะฟักสัตว์น้ำเศรษฐกิจและการจัดตั้งเครือข่ายอนุรักษ์ เพื่อปลูกจิตสำนึกด้านการใช้ทรัพยากรอย่างยั่งยืน รวมถึงแผนการจัดตั้งโรงพยาบาลเต่าทะเลในจังหวัดสงขลา อีกทั้งมีแผนสนับสนุนการปลูกและบำรุงป่าชายเลน และต่อยอดขยายผลความสำเร็จของโครงการไปยังพื้นที่ปฏิบัติการอื่น ๆ ของบริษัทฯ
การมีสุขภาพและความเป็นอยู่ที่ดี: ปตท.สผ. ดูแลสุขภาพและอนามัยของชุมชนด้อยโอกาสที่ไม่สามารถเข้าถึงบริการทางการแพทย์ เพื่อส่งเสริมให้คนทุกช่วงอายุมีสุขภาพและความเป็นอยู่ที่ดี จัดทำโครงการแพทย์เคลื่อนที่กับปตท.สผ. ในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา โครงการพัฒนาโรงพยาบาลในประเทศไทย และโครงการพยาบาลชุมชน เพื่อประโยชน์ของชุมชนและสาธารณชนทั่วไป
พลังงานสะอาดที่ทุกคนเข้าถึงได้: สนับสนุนการพัฒนาแหล่งพลังงานทางเลือก อาทิ โครงการขยะสู่พลังงาน ซึ่งนำของเสีในครัวเรือนมาผลิตเป็นก๊าซหุงต้ม ซึ่งจากผลสำเร็จของโครงการดังกล่าวในประเทศไทย บริษัทได้ขยายโครงการนี้ไปยังชุมชนในพื้นที่ปฏิบัติการแหล่งซอติก้า สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาด้วย
การศึกษาที่เท่าเทียม: ให้ทุนการศึกษาตั้งแต่ระดับประถมศึกษาถึงอุดมศึกษาในทุกพื้นที่ปฏิบัติการ ผ่านโครงการทุนการศึกษาประจำปี และทุนการศึกษาต่อเนื่องในระดับปริญญาตรี แก่นักเรียนในพื้นที่ปฏิบัติการของบริษัททั้งในและต่างประเทศ นอกจากนี้ บริษัทยังสนับสนุนโครงการศูนย์พัฒนาเด็กเล็กก่อนวัยเรียนในสาธารณรัฐอินโดนีเซีย โดยในประเทศไทยนั้น ปตท.สผ. ร่วมกับกลุ่ม ปตท. ก่อตั้งโรงเรียนกำเนิดวิทย์และสถาบันวิทยสิริเมธี เพื่อยกระดับการศึกษาและพัฒนางานวิจัยด้านวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี เสริมสร้างความสามารถในการแข่งขันเพื่อการพัฒนาอย่างยั่งยืนของประเทศ
ด้านการกำกับดูแลและเศรษฐกิจ (Governance): ปตท.สผ. มีเป้าหมายเป็นองค์กรต้นแบบด้าน GRC ให้กับบริษัทจดทะเบียนไทยภายในปี 2573 ผ่านกลยุทธ์การดำเนินงานระยะยาว 2 กลยุทธ์หลัก ได้แก่ 1) กลยุทธ์การกำกับดูแลอย่างมีประสิทธิภาพ (Smart Assurance) ซึ่งมุ่งเน้นการบริหารจัดการกระบวนการกำกับดูแลองค์กรแบบบูรณาการอย่างมีประสิทธิภาพ และ 2) กลยุทธ์การสร้างจิตสำนึกในการปฏิบัติงานตามหลัก GRC (Mindful GRC) ซึ่งมุ่งเน้นให้บุคลากรของ ปตท.สผ. ทั้งนี้ บริษัทฯ พร้อมที่จะขยายผลโดยเผยแพร่แนวปฏิบัติที่ดีด้าน GRC ไปยังผู้ที่เกี่ยวข้องทางธุรกิจของ ปตท.สผ. และองค์กรอื่น ๆ ที่สนใจ ผ่านหน่วยงานกลาง นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังได้กำหนดโครงสร้างการกำกับดูแลให้เป็นไปตามหลักการโมเดลสามด่าน ซึ่งประกอบด้วย
ด่านที่หนึ่ง คือ หน่วยงานต่าง ๆ ที่ต้องกำกับดูแลงานของตนให้มีการบริหารความเสี่ยงและการควบคุมภายในที่เหมาะสม ตลอดจนปฏิบัติตามกฎหมาย หรือกฎเกณฑ์ที่เกี่ยวข้องอย่างครบถ้วน
ด่านที่สอง คือ หน่วยงานที่รับผิดชอบในภาพรวมเกี่ยวกับกฎหมาย กฎเกณฑ์ และนโยบายต่าง ๆ ที่ใช้ในองค์กร และทำหน้าที่ในการกำหนดกฎเกณฑ์ รวมทั้งกำกับดูแลให้มีการปฏิบัติตามกฎเกณฑ์ดังกล่าว
ด่านที่สาม คือ หน่วยงานตรวจสอบและผู้ตรวจสอบภายนอก ทำหน้าที่ในการตรวจสอบการปฏิบัติงานในภาพรวมของระบบงานต่าง ๆ ทั้งในระดับแรกและระดับที่สองอย่างเป็นอิสระ
นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังให้ผู้เชี่ยวชาญอิสระจากภายนอกทำการประเมินผลการดำเนินงานด้าน GRC อย่างสม่ำเสมอ เช่น การประเมินระดับวุฒิภาวะด้าน GRC และการประเมินด้านการกำกับดูแลกิจการที่ดี เป็นต้น ซึ่งในปี 2564 บริษัทฯ ไม่พบรายการกิจกรรมที่ไม่ปฏิบัติตามกฎหมายหรือระเบียบข้อบังคับของบริษัทที่มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อการดำเนินธุรกิจของ ปตท.สผ.
ประเด็นความเสี่ยง
- การผลิตของแต่ละโครงการไม่ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ รวมถึงการหยุดผลิตฉุกเฉินของโครงการต่างๆ (UNPLANNED SHUTDOWN)
- ราคาน้ำมันดิบอ้างอิงดูไบที่ไม่เป็นไปตามสมมติฐาน ที่กำหนดไว้ ซึ่งอาจทำให้ประมาณการไม่เป็นไปตามที่คาดการณ์ไว้
- ความเสี่ยงจากการลงทุนในต่างประเทศ (COUNTRY RISK)
