Brent Crude
ราคาน้ำมันดิบอ้างอิง
Dubai Crude
อ้างอิง netback เอเชีย
Lifting cost
ต้นทุนการผลิตต่อ BOE
Production volume
ปริมาณผลิตรวม equity
สถานการณ์เป็นลบต่อ Upstream — ราคาอ้างอิงอ่อนตัวเร็วกว่าต้นทุน กดส่วนต่างกำไรต่อบาร์เรล
ราคาน้ำมันดิบอ้างอิง
45% · ลบBrent -2.7% ใน 30 วัน หนุน netback ต่อบาร์เรลของทุกแหล่งผลิตโดยตรง
ต้นทุนการผลิต
21% · บวกLifting cost -1.2% ตามราคาบริการ oilfield ที่ขยับตามวัฏจักรราคาน้ำมัน
ค่าเงินบาท
21% · บวกTHB/USD +3.3% — รายได้เป็น USD จึงได้ประโยชน์เมื่อบาทอ่อน
ความผันผวนตลาด
14% · ลบOVX -1.4% เพิ่มความไม่แน่นอนของแผนลงทุนและการตัดสินใจ FID
วิเคราะห์เชิงลึกด้วย Skill Library
ให้ AI ขยายความว่าเหตุการณ์ตลาดรอบนี้กระทบ Upstream / E&P อย่างไร และควรทำอะไรต่อ
ล็อกราคาขายบางส่วนที่ระดับปัจจุบัน
ทำ hedge 30–40% ของปริมาณผลิตน้ำมันใน 6 เดือนข้างหน้า ขณะที่ curve ยังให้ราคาเหนือ breakeven ของทุกแหล่งหลัก
0–3 เดือนเร่งงาน infill drilling ที่แหล่ง breakeven ต่ำ
Arthit และ Oman Block 61 มีส่วนเผื่อเหนือ breakeven มากที่สุด ควรดันปริมาณช่วงราคาสูง
3–9 เดือนทบทวนสมมติฐานราคาน้ำมันในแผนลงทุน
ใช้กรอบ Bear ที่ราคาต่ำกว่า breakeven ของ Mozambique Area 1 เพื่อทดสอบความทนทานของพอร์ต
รอบงบประมาณถัดไป
| แหล่งผลิต | ประเภท | สัดส่วนถือหุ้น | Breakeven (USD/bbl) | Netback ปัจจุบัน | ส่วนเผื่อ |
|---|---|---|---|---|---|
| Bongkot (G2/61) | Gas | 60% | 32.4 | 41.8 | 9.4 |
| Erawan (G1/61) | Gas | 60% | 34.9 | 40.2 | 5.3 |
| Arthit | Gas / Condensate | 80% | 29.6 | 44.5 | 14.9 |
| Zawtika (Myanmar) | Gas | 80% | 36.2 | 39.4 | 3.2 |
| Malaysia Block K | Oil | 40% | 41.5 | 52.1 | 10.6 |
| Oman Block 61 | Gas | 20% | 27.8 | 43.9 | 16.1 |
| Mozambique Area 1 (LNG) | LNG upstream | 8.5% | 48.6 | 55.3 | 6.7 |
| ปี | RRR (%) | สำรอง 1P (MMBOE) | R/P (ปี) |
|---|---|---|---|
| 2566 | 88 | 1,412 | 8.1 |
| 2567 | 104 | 1,448 | 8.4 |
| 2568 | 117 | 1,509 | 8.8 |
| 2569 (YTD) | 121 | 1,546 | 9 |