สวัสดีครับท่านนักลงทุนทุกท่านครับ ก็กลับเข้าสู่ Earnings Call หรือ Operating Day สำหรับปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียมจำกัด มหาชน หรือ ปตท.สมอ อีกครั้งหนึ่งนะครับ ครั้งนี้ก็จะเป็นสำหรับผลการดำเนินงานไตรมาสที่ 2 ปี 2026 นะครับ ซึ่งก่อนอื่นเลยจะขออนุญาตแนะนำท่านผู้บริหารที่ให้เกียรติมาบรรยายในวันนี้ด้วยนะครับ คุณสมศักดิ์ สัจวรรณกุลนะครับ ผู้ช่วยกรรมการผู้จัดการใหญ่สายงานการเงินครับ สวัสดีครับ แล้วก็สำหรับผม นนทพล เตชาวรพอนนะครับ ก็เป็นผู้จัดการแผนกนักลงทุนสัมพันธ์ครับ สำหรับ Agenda ในวันนี้นะครับ ก็จะเริ่มด้วยเป็น Business Update นะครับ แล้วก็ตามด้วย Market and Operation Update แล้วก็ Financials นะครับ แล้วก็ตอนท้ายก็จะมีการอัปเดตความคืบหน้าโครงการ Jump Plus ของบริษัทนะครับ ก็สำหรับ Session แรกก็จะขออนุญาตคุณสมศักดิ์ค่ะ ครับ สวัสดีครับเพื่อนนักลงทุนนะครับ ก็บริษัทได้แจ้งผลการดำเนินงานนะครับ แล้วก็ประกาศจ่ายเงินปันผลไปเมื่อวันศุกร์ที่ผ่านมา ก็จ่ายเงินปันผลที่ 4 บาท 50 นะครับ ก็จะจ่ายในวันที่ 28 สิงหาคมนะครับ แล้วก็ XD วันที่ 14 ครับ ในส่วนหลัก ๆ ถ้ากลับมาที่สไลด์นะครับ ของการดำเนินงานนะครับ อัปเดตทิศทางธุรกิจนะครับ ก็จะเห็นว่าใน 40 ปีที่ผ่านมานะครับ ปตท.สมอ ก็มีพันธกิจที่สำคัญในการเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานให้กับประเทศครับ ถ้าดูทางไพชาร์ตฝั่งซ้ายมือนะครับ ก็จะเห็นว่าความต้องการก๊าซธรรมชาติในประเทศเนี่ยก็ประมาณที่ 5 พันล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งส่วนนี้ก็คือจะเป็นการนำเข้า LNG กว่า 30% ที่เหลือก็ 70% ก็จะเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศ ซึ่งบริษัทเองนะครับ ก็รักษาการผลิตนะครับ ปัจจุบันก็อยู่ที่ 60 กว่าเปอร์เซ็นต์นะครับ ของความต้องการการใช้ก๊าซในประเทศนะครับ ซึ่งถ้ามองย้อนกลับไป ก็จะเห็นว่าใน 10 ปีที่ผ่านมานะครับ เราก็เพิ่มจาก 30% ขึ้นมาเป็น 60% ในปัจจุบันนะครับ ก็การเติบโตในฝั่งของปริมาณการผลิตและปริมาณการขายนะครับ ก็จะเห็นว่าในไตรมาส 2 นี้ ก็จะเป็นเบรกเรกคอร์ดนะครับ ของปริมาณการขายสูงสุดของบริษัทนะครับ ที่ผลิตประมาณ 5 แสน 72,000 บาร์เรลต่อวันนะครับ ก็เป็นการผลิตเต็มที่นะครับ ทั้งแหล่งทุกแหล่งในอ่าวไทยนะครับ เพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ในช่วงของวิกฤตพลังงานในตะวันออกกลางนะครับ ซึ่งถ้ามองไปในอนาคตข้างหน้านะครับ จากกราฟด้านล่างนะครับ ที่พื้นที่ที่จะเห็นว่า ปตท.สมอ ก็มีการเติบโตอย่างต่อเนื่องนะครับ พื้นที่สีเขียวนะครับ ก็จะเป็นพื้นที่ที่บริษัทมีแผนนะครับ ตามการเพิ่มปริมาณการผลิตและปริมาณการขายนะครับ นี่ก็คือตามแผนยุทธศาสตร์ 5 ปีนะครับ ของโครงการที่เรียกว่าเรามีอยู่นะครับ มีโครงการพัฒนาหลายโครงการ ซึ่งจะมีแผนในการเพิ่มกำลังการผลิตต่อไปนะครับ ก็เรียกว่าเป็น Organic Growth นะครับ ก็เป็นผลจากการเข้าซื้อกิจการ แล้วก็แหล่งปิโตรเลียมหลาย ๆ แหล่งที่ผ่านมานะครับ ใน 2-3 ปีนะครับ และที่สำคัญนะครับ ในเรื่องของต้นทุน บริษัทยังคงที่รักษาการต้นทุนผลิตต่อหน่วยอยู่ที่ 30 เหรียญต่อบาร์เรล เป็นระดับต้นทุนที่แข่งขันได้ โดยเป็นต้นทุนที่เรียกว่า Cash Cost นะครับ ก็ครึ่งหนึ่งหรือ 15 เหรียญนะครับ นี่ก็คือเป็นส่วนหนึ่งที่เสริมสร้างความมั่นคง Energy Security ให้กับประเทศนะครับ ถัดไปนะครับ ก็มาตรการในการรับมือกับสิ่งแวดล้อมทางธุรกิจที่ทุกท่านก็คงทราบนะครับ ผันผวนมาก ๆ นะครับ ไม่ว่าจะเป็นในเรื่องของภูมิรัฐศาสตร์นะครับ เหตุการณ์ในตะวันออกกลางที่เกิดขึ้นนะครับ ทำให้หลาย ๆ ประเทศหันกลับมาพิจารณาถึงความมั่นคงทางพลังงานเนี่ยเป็น Priority นะครับ คือไม่ว่าเป็นบริษัทน้ำมันใหญ่ ๆ นะครับ อย่างเช่น British Petroleum หรือว่า Shell นะครับ ก็กลับมามุ่งเน้นในการให้ความสำคัญเรื่องของความมั่นคงทางพลังงาน ซึ่งความท้าทายในเรื่องของพลังงาน 3 ด้านด้วยกันนะครับ หรือที่เรียกว่า Energy Trilemma นะครับ ก็ในเรื่องของความมั่นคงพลังงาน ในเรื่องของความเท่าเทียมความพลังงาน และก็ความยั่งยืนนะครับ ก็ ปตท.สมอ ก็ยังให้ความสำคัญนะครับ แล้วก็ยังมุ่งเน้นในเรื่องของความมั่นคงพลังงานนะครับ โดยที่มี 4 มาตรการสำคัญนะครับ ก็คือพันธกิจหลักเลยนะครับแรกในเรื่องของความมั่นคงพลังงานนะครับ เราก็พยายามที่จะให้มีการผลิตสูงสุดนะครับ เท่าที่บริษัทจะทำได้นะครับ เพื่อทดแทนการนำเข้าพลังงานนะครับ ในเรื่องที่ 2 เองนะครับ ก็พยายามที่จะรักษาการเติบโตระดับการลงทุนไปในต่างประเทศ โดยก็ยังมองพื้นที่ยุทธศาสตร์หลักในปัจจุบัน ไม่ว่าจะเป็นเอเชียตะวันออกเฉียงใต้นะครับ ตะวันออกกลาง แล้วก็อัลจีเรียนะครับ ข้อที่ 3 นี่ก็คือเป็นการรักษาวินัยในการเติบโตนะครับ โดยที่เราก็คงจะต้องมีการตัดสินใจการลงทุนที่ต่อเนื่องนะครับ โดยเฉพาะในตะวันออกกลางนะครับ ก็จะเห็นว่าแหล่งผลิตปัจจุบันซึ่งอยู่ในประเทศโอมาน จริง ๆ ประเทศโอมานเนี่ยก็เป็นประเทศที่เป็นกลางในตะวันออกกลาง ก็จะมีเสถียรภาพ แล้วก็มีการผลิตซึ่งต่อเนื่องนะครับ ไม่ได้รับผลกระทบจากวิกฤตที่เกิดขึ้น ในส่วนของ UAE นะครับ ซึ่งบริษัทก็เป็นผู้ร่วมทุนนะครับ ซึ่งโครงการใหญ่ก็อยู่ในช่วงพัฒนาการก่อสร้าง ซึ่งทาง UAE เองนะครับ ก็ได้ถอนตัวออกจากกลุ่มโอเปกนะครับ เพื่อที่จะเพิ่มขีดการผลิตของประเทศตัวเองนะครับ ก็จะเห็นว่าก็ยังเป็นประเทศซึ่งมีการผลิตต่อเนื่องนะครับ ดังนั้น ปตท.

สมอ ก็ยังคงยึดมั่นในกลยุทธ์การเติบโตจากแหล่งปิโตรเลียมในพื้นที่ตะวันออกกลางนะครับ แล้วก็ข้อสุดท้าย แน่นอนนะครับ ว่าการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกนะครับ Net Zero เป็นศูนย์ในอีก 25 ปีข้างหน้านะครับ ก็ยังคงเป็นเป้าหมายเดิม แต่ในระหว่างทางเองก็คงจะต้องปรับเปลี่ยนให้สอดคล้องและก็เหมาะสมกับทิศทางของโลกธุรกิจในพลังงานที่เปลี่ยนไปนะครับ ก็จะเป็นสิ่งที่บริษัทตอบสนองต่อโลก การลดการปลดปล่อยก๊าซเหลวจะจบนะครับ Net Zero เป็นศูนย์ในอีก 25 ปีข้างหน้านะครับ ก็ยังคงเป็นเป้าหมายเดิม แต่ในระหว่างทางเองก็คงจะต้องปรับเปลี่ยนให้สอดคล้องและก็เหมาะสมกับทิศทางของโลกธุรกิจในพลังงานที่เปลี่ยนไปนะครับ ก็จะเป็นสิ่งที่บริษัทตอบสนองต่อโลกพลังงานที่ผันผวนมากนะครับ ก็เป็นภาพสำคัญนะครับที่บริษัทได้ปรับกลยุทธ์ใหม่ จากเดิมที่เป็น 3D นะครับ ก็คือในเรื่องของกลยุทธ์ 3D นะครับ ก็ปรับมาเป็น 2 เรื่องหลักนะครับ ก็คือเรื่องของการเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานนะครับ แล้วก็การสร้างความมั่นคงในการเติบโตในต่างประเทศนะครับ โดยที่หลัก ๆ เองนะครับก็ในเรื่องของความมั่นคงทางพลังงานในประเทศ เราก็พยายามที่จะรักษาระดับการผลิตให้ได้ 60% ของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศนะครับ แล้วก็ในส่วนของการเติบโตเพื่อความมั่นคงในต่างประเทศเนี่ย ก็มีเป้าหมายที่ให้มีกำไรมากกว่า 50% ของกำไรสุทธิในปัจจุบันในอีก 10 ปีข้างหน้า คือถ้ามองการผลิตในแผนงานปัจจุบันนี้ ก็คือในอีก 10 ปีข้างหน้า เนี่ยบริษัทก็สามารถที่จะเติบโตได้ด้วยอัตราอยู่ที่ 1-3% ก็เป็นกลยุทธ์ใหม่ที่บริษัทจะดำเนินการต่อไปนะครับ ถัดไปนะครับ ก็จะเป็นยุทธศาสตร์ที่สอดคล้องกับกลยุทธ์ที่เรียนให้ท่านนักลงทุนทราบนะครับ ในส่วนของการเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานในประเทศไทย เราก็จะมี 2 ยุทธศาสตร์หลักนะครับ ก็คือการรักษาการผลิตในปัจจุบันนะครับ หลัก ๆ ก็คือการรักษาและก็เพิ่มประสิทธิภาพในต้นทุนของการผลิตนะครับ หรือที่เราเรียกว่า Gulf of Thailand Savings ซึ่งก็คือใน 4 เสาหลักนะครับ ไม่ว่าเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพในการขุดเจาะ ในการนำแท่นหลุมผลิตกลับมาใช้งาน ซึ่งในไตรมาสที่ 2 เองเนี่ย ก็บริษัทประสบความสำเร็จในการนำแท่นหลุมผลิตกลับมาใช้ที่แหล่ง G1 ก็เป็นแท่นหลุมผลิตแรกหลังจากที่เราศึกษามากว่า 10 ปี ซึ่งการนำกลับมาใช้เนี่ย ก็สามารถที่จะลดต้นทุนในการเมื่อเปรียบเทียบกับการก่อสร้างได้กว่า 50% ในส่วนที่ 3 ก็แน่นอนครับ เป็นส่วนของการรักษาต้นทุนในการผลิตให้มีประสิทธิภาพมากที่สุด ไม่ว่าจะเป็นเรื่องของการขนส่ง หรือว่าพวกการบำรุงทั้งหลายก็เป็น OPEX Optimization นะครับ และส่วนสุดท้ายนะครับ ก็คือเป็นภารกิจในการรื้อถอนครับ ซึ่งตรงนี้ก็คือจะเป็น 4 เสาหลักในการที่จะรักษาต้นทุน แล้วก็เพิ่มการผลิตในอ่าวไทยนะครับ ส่วนที่ 2 เนี่ยก็คือเป็นการเพิ่มศักยภาพของแหล่งก๊าซใหม่ ๆ โดยเฉพาะในแหล่งก๊าซบนบก หรือเป็นแหล่งก๊าซใหม่ ๆ ที่อยู่ในอ่าวไทย ซึ่งอาจจะมีต้นทุนในการพัฒนาที่สูงขึ้นนะครับ เพราะว่าเป็นแหล่งก๊าซที่อยู่ลึกลงไปจากแหล่งก๊าซปัจจุบันนะครับ ก็คือคำที่เราเรียกว่า New Reserve นะครับ New Price แน่นอนที่สุดว่าเราก็จะต้องมีต้นทุนที่สูงขึ้นนะครับ แล้วก็เราก็ต้องอาจจะมีราคาพลังงาน ราคาก๊าซในราคาใหม่ ซึ่งแข่งขันได้กับราคาของการนำเข้า LNG ในปัจจุบันนะครับ นั่นก็คือเป็นการ unlock gas supply นะครับ ไม่ว่าในพื้นที่ในอ่าวไทยนะครับ แล้วก็โอกาสในการขยายการเติบโตของแหล่งก๊าซในพม่านะครับ รวมถึงการแปลงสำรวจใหม่ ๆ ในอันดามันนะครับ นั่นก็คือเป็นภาพของการเพิ่มศักยภาพของแหล่งก๊าซในประเทศนะครับ ในส่วนขวามือนะครับ ก็คือจะเป็นการเติบโตในต่างประเทศนะครับ ก็อย่างที่เรียนนะครับ เราเน้นย้ำการเพิ่มมูลค่าในพื้นที่ที่เป็นยุทธศาสตร์หลัก ๆ ใน 3 ภูมิภาคด้วยกันนะครับ ในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้เองนะครับ โดยเฉพาะแหล่งก๊าซใหญ่ที่เราได้ค้นพบ แล้วก็อยู่ในประเทศมาเลเซียนะครับ ก็คือแหล่งรงลาบา ซึ่งก็จะเป็นโครงการซึ่งอยู่ในขั้นตอนสุดท้ายแล้วของการพิจารณาแผนการลงทุนนะครับ ซึ่งน่าจะเห็นภาพที่ชัดเจนขึ้นในครึ่งปีหลังของปีนี้ แล้วก็ในส่วนของคลัสเตอร์ที่เราสำรวจเจอนะครับ ที่เรียกว่า Malaysia Greenfield เนี่ย ก็จะเร่งรัดการผลิตให้ได้ตามแผนงาน ในส่วนของตะวันออกกลางนะครับ ก็แน่นอนที่สุดครับ ก็อย่างที่เรียนก่อนหน้านี้นะครับ ไม่ว่า UAE ซึ่งแหล่งก๊าซชาตินะครับ ซึ่งอยู่ในช่วงที่กำลังพัฒนาตามแผนงาน ในโอมาน ซึ่งก็เป็นแหล่งที่มีปิโตรเลียมศักยภาพสูง แล้วก็มีต้นทุนต่ำ เราก็ยังเติบโตต่อเนื่องในตะวันออกกลาง ในส่วนของประเทศแอลจีเรียเองนะครับ ก็ไปตามแผนการลงทุน ซึ่งก็ขยายสามารถที่จะเพิ่มการผลิตได้ตามแผนนะครับ ซึ่งก็เรียกว่าแหล่ง Hassi Bir Rekaiz Phase 2 นะครับ ตรงนี้ก็อยู่ในช่วงพัฒนานะครับ ก็ทั้งหมดทั้งปวงนะครับ ก็จะเป็นยุทธศาสตร์ที่สนับสนุนกลยุทธ์ใหม่ของบริษัทนะครับ ที่เรียกว่า Energy Security แล้วก็การเติบโตใน International Growth นะครับ ขอบคุณมากครับ ก็ถัดไปก็จะเป็นเซ็กชันของ Market Update นะครับ ก็สำหรับราคาน้ำมันดิบนะครับ ถ้าทุกท่านได้ติดตามก็ราคาดูไบสำหรับไตรมาสที่ 2 ก็ปรับตัวขึ้นมาค่อนข้างเยอะ มาอยู่ที่ประมาณ 96 เหรียญต่อบาร์เรลนะครับ ซึ่งเพิ่มขึ้นจาก 88 เหรียญต่อบาร์เรลในไตรมาสที่ 1 นะครับ โดยตั้งแต่ปลายไตรมาสที่ 1 เดือนมีนาคมก็มี crisis เกิดขึ้นนะครับ ก็เลยทำให้น้ำมันพุ่งขึ้นไปนะครับ ในขณะที่ไตรมาส 2 ก็ทรง ๆ ในระดับสูงจนกระทั่งมามี MOU ระหว่าง US กับอิหร่านในช่วงปลายเดือน 6 ก็เลยทำให้ราคาดรอปลงมานะครับ อย่างไรก็ตามในปลายเดือน 6 เดียวกันก็เริ่มมีการจวกตีเรือพาณิชย์นะครับ ก็เลยทำให้ MOU ล้มไปนะครับ ก็เลยทำให้ราคาก็กลับขึ้นมาเด้งขึ้นมานะครับ ในช่วงต้นไตรมาสที่ 3 นี้นะครับ แล้วก็ในระดับปัจจุบันก็ยังอ่อน ๆ off-off ในเรื่องของการจู่โจมในช่องแคบ ทั้งช่องแคบที่เป็น Strait of Hormuz แล้วก็รวมถึง Red Sea ที่เป็นทางกลุ่มฮูตีกับทางเยเมนนะครับ แล้วก็ทางที่จะสกัดน้ำมันจากซาอุดิอาระเบีย ก็เลยทำให้มีเรื่องของปัจจัยที่กลับเข้ามาในช่วงต้นไตรมาส 3 ที่ทำให้ราคาก็กลับขึ้นมานะครับ แต่อย่างไรก็ตามก็ยังต้องจับตาดูต่อไปนะครับ ถ้าดูกราฟด้านล่างก็จะเห็นว่า tanker ที่ออกจาก Strait of Hormuz ในปกติในช่วงปี 2024-2025 ก็จะเฉลี่ยประมาณ 56 ลำต่อวันนะครับ ในขณะที่ไตรมาส 1 เนี่ยก็ ทางกลุ่มฮูตีกับทางเยเมนนะครับ แล้วก็ทางที่จะสกัดน้ำมันจากซาอุดิอาระเบีย ก็เลยทำให้มีเรื่องของปัจจัยที่กลับเข้ามาในช่วงต้นไตรมาส 3 ที่ทำให้ราคาก็กลับขึ้นมานะครับ แต่อย่างไรก็ตามก็ยังต้องจับตาดูต่อไปนะครับ ถ้าดูกราฟด้านล่างก็จะเห็นว่าแทงเกอร์ที่ออกจาก Strait of Hormuz ในปกติในช่วงปี 2024-2025 ก็จะเฉลี่ยประมาณ 50-60 ลำต่อวันนะครับ ในนาทีไตรมาส 1 เนี่ยก็ในช่วงปลายไตรมาสก็ดรอปลงมา ทำให้เฉลี่ยเนี่ยอยู่ที่ประมาณ 29 ลำต่อวันนะครับ แล้วก็ไตรมาส 2 ก็มีเรือบางส่วนที่ออกมาได้ในช่วงที่มี MOU กันนะครับ ก็เลยทำให้ในช่วงปลายไตรมาส 2 เนี่ยมีเรือที่ออกมาจากช่องแคบ Hormuz ได้อยู่นะครับ แต่ว่าอย่างไรก็ตามเฉลี่ยก็ยังอยู่ที่ระดับประมาณแค่ 4 ลำต่อวันเท่านั้นเองสำหรับไตรมาสที่ 2 นะครับ โดยปัจจัยที่ยังคงมีผลกับราคาน้ำมันดิบในช่วงถัดไปนะครับ ก็คือเป็นเรื่องของทิศทางการบริหารคลังน้ำมันสำรองทั่วโลกนะครับ ซึ่งโรงการต่าง ๆ ก็มีนโยบายในการจัดซื้อน้ำมันดิบลดลงในช่วงที่ราคาน้ำมันสูงนะครับ แล้วก็หันมาใช้สต็อกที่มีอยู่เพื่อลดต้นทุนนะครับ แล้วก็ระดับราคาน้ำมันดิบที่ตกลง ก็อาจจะมีเฉลี่ยกลับเข้าซื้อเข้าไปนะครับ รวมถึงมาตรการเผยัดพลังงานในหลายประเทศนะครับ ซึ่งหลังจากที่ราคาน้ำมันหรือราคาพลังงานปรับตัวสูงขึ้น ก็มีนโยบายออกมาอย่างต่อเนื่องนะครับ รวมถึงภาวะเงินเฟ้อในตลาดนะครับ ก็จะกดดันภาคอุตสาหกรรมและภาคการผลิตในหลายประเทศนะครับ ในด้านของซัพพลายก็แน่นอนครับ ความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ก็ยังเป็นปัจจัยที่สำคัญนะครับ ทั้ง US อิสราเอล อิหร่าน กลุ่มฮูตีกับซาอุดิอาระเบีย แล้วก็ทางรัสเซีย-ยูเครนนะครับ ซึ่งก็เป็นปัจจัยที่ยังคงต้องติดตามอย่างใกล้ชิดนะครับ นอกจากนั้นก็ยังเป็นนโยบายการบริหารการผลิตของกลุ่ม OPEC+ ว่าจะมีการควบคุมราคาอย่างไรนะครับ ในเรื่องของ LNG นะครับ ก็ทิศทางก็ใกล้เคียงกันนะครับ ในไตรมาส 2 ก็ราคาก็ปรับเพิ่มขึ้นมาเป็น 17 เหรียญต่อ MMBTU จากไตรมาสที่ 1 ที่ 14 เหรียญต่อ MMBTU ก็เช่นเดียวกันเนื่องจากความไม่สงบแล้วก็เรื่องช่องแคบ Hormuz ที่ถูกปิดไปนะครับ นอกจากนั้นก็ยังมีแรงหนุนของปริมาณก๊าซสำรองยุโรปนะครับ ที่ลดต่ำลง รวมถึงความต้องการใช้ก๊าซในเอเชียที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูร้อนนะครับ อย่างไรก็ตามในทั้งปีเนี่ยก็ยังคงต้องติดตามในเรื่องของสถานการณ์ปัจจัยทางภูมิรัฐศาสตร์อย่างต่อเนื่องนะครับ แล้วก็มองว่าทั้งปีเนี่ยสำหรับน้ำมันดิบจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 80-90 เหรียญต่อบาร์เรลนะครับ สำหรับดูไบ แล้วก็สำหรับ LNG เนี่ยก็จะเฉลี่ยประมาณ 16-17 เหรียญต่อ MMBTU นะครับ สำหรับหน้าถัดไปก็ตามที่คุณสุนสักได้พูดถึง Total Wellhead Platform Reuse นะครับ ก็ตัวแท่นผลิตนะครับ ทั้งแท่นเนี่ยเราได้มีการทำ reuse นะครับ ถ้าสังเกตดูในรูปขวาเนี่ย ก็คือด้านบนจะเป็น topside นะครับ ด้านล่างจะเป็น jacket ซึ่งจริง ๆ ทั้งหมดเนี่ยถ้าความสูงอยู่ที่ประมาณ 70-80 ขึ้นอยู่กับเมตรนะครับ ขึ้นอยู่กับ wellhead แต่ละอันนะครับ ซึ่งก็แสดงว่าใหญ่กว่าตัวคนค่อนข้างเยอะ เพราะคนจะไปอยู่บน topside ได้นะครับ ก็แสดงว่าภาพอาจจะดูเล็ก แต่ว่าจริง ๆ แล้วมันขนาดมันค่อนข้างใหญ่มาก ๆ นะครับ ก็เป็นความสำเร็จในการตัดแล้วก็เคลื่อนย้าย แล้วก็นำไปใช้ใหม่นะครับ ในบริเวณที่มีลักษณะทางโครงสร้างเนี่ยคล้าย ๆ กัน ระดับความลึกคล้าย ๆ กันนะครับ ก็มีการตัดแล้วก็ย้ายด้วยเรือนะครับ แล้วก็ไปเชื่อมใหม่ทางใต้อีก area หนึ่ง ซึ่ง wellhead platform เนี่ยถือเป็นต้นทุนใหญ่ ๆ ระดับประมาณ 20% ของต้นทุนเฉลี่ยทั้งหมดของการ E&P ใน Gulf Thailand นะครับ ก็จะทำให้ต้นทุนส่วนนี้ลดลงนะครับ โดยต้นทุนต่อ wellhead เนี่ยก็จะลดลงประมาณ 50% จากการสร้างใหม่ใช้ประมาณ 30 ล้านเหรียญ ก็จะลดลงมาเลยประมาณ 15 ล้านเหรียญสำหรับการ reuse นะครับ ใช้เวลาสั้นลง 70% แทนที่จะต้องสร้างใหม่จากเหล็กใหม่นะครับ ก็ใช้เวลาลดลงเพียงเหลือ 6 เดือนนะครับ จาก 20 เดือน ต้นทุนในการรื้อถอนก็ลดลงนะครับ เพราะว่ามีการนำไปใช้ใหม่ แล้วก็จะมีการรื้อถอนเพียงลำเดียวตอนท้ายอีกทีหนึ่งนะครับ ลดลงไปประมาณ 5 ล้านเหรียญ ในขณะที่ CO2 ที่ปล่อยก็สามารถลดลงได้ 3 พันกว่าตันนะครับ เนื่องจากว่าลดการใช้เหล็กใหม่ที่จะมาก่อสร้างตัว topside แล้วก็ jacket นะครับ ในขณะเดียวกันก็คือ Total Wellhead Platform Reuse เนี่ยก็เป็นครั้งแรกในปีนี้นะครับ แล้วก็มองว่าในปี 2027-2029 เนี่ยก็จะมีประมาณ 10 platform ที่สามารถนำ Total Wellhead Platform เนี่ยไปใช้ได้ รวมถึงในส่วน topside เฉพาะด้านบนเนี่ยก็อีกประมาณ 10-15 อันที่สามารถนำไป reuse ได้นะครับ ในหน้าถัดไปก็จะเป็น E&P Project Update นะครับ ก็สำหรับไตรมาสที่ 2 เนี่ย Sale Volume ก็จะเป็น record high อยู่ที่ 5,573,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวันนะครับ จะเป็นเพื่อความมั่นคงพลังงานให้กับประเทศไทย ก็คือจาก 3 แหล่งการผลิตก๊าซหลัก ทั้งด้านประเทศไทยอ่าวไทยนะครับ ดอนออก ทางด้านใต้ก็จะเป็นพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย หรือ MTJDA นะครับ แล้วก็ทางด้านตะวันตกก็คือทางฝั่งพม่าที่มีการส่งก๊าซบางส่วนเข้าประเทศไทยนะครับ ก็จะเรียกได้ว่าเป็น 3 area ที่สร้างความมั่นคงพลังงานให้กับประเทศนะครับ โดยจากประเทศไทยและ MTJDA เนี่ยก็ contribute ประมาณ 69% โดยมีการเร่งการผลิตเหนือกว่าระดับประมาณที่อยู่ในสัญญากับผู้ซื้อนะครับ รวมถึงมากกว่าปริมาณ commitment นะครับ อย่างต่อเนื่องทั้งไตรมาสที่ 2 โดยมีการเลื่อนแผนการปิดซ่อมบำรุงเนี่ยก็เลื่อนไปไตรมาสที่ 3 นะครับ หลัก ๆ ก็เพื่อ ensure ความมั่นคงพลังงาน แล้วก็ลดบรรเทาผลกระทบในช่วงที่ยังมีเรื่องของความขัดแย้งในตะวันออกกลางอยู่นะครับ ในขณะที่ MTJDA A18 นะครับ ก็มีกำหนดที่จะใกล้หมดอายุนะครับ ซึ่งทางรัฐบาลเนี่ยก็ได้อนุมัติการมี PSC ฉบับใหม่เพื่อมาแทน A18 นี้ เพื่อรองรับการผลิตในระยะยาวนะครับ ซึ่งก็คาดว่าจะมีการลงน้ำในลำดับถัดไปนะครับ สำหรับ G3/65 นะครับ ซึ่งก็อยู่ระหว่างการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย ภายหลังจากที่พื้นที่บุศวงที่มีการค้นพบแล้วก็ได้มีการได้รับอนุมัติพื้นที่ผลิตนะครับ ซึ่งก็เราก็ตั้งเป้าที่จะตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายในลำดับถัดไปภายในปีนี้นะครับ เพื่อที่จะเริ่มผลิตภายในปี 2028 โดยการต่อเชื่อมกับแท่นผลิตของโครงการ G2/61 หรือบงกชนะครับ สำหรับประเทศพม่า ปัจจุบันก็อยู่ที่ประมาณ 8% ของ Sale Volume ทั้งหมดนะครับ ซาวอิการาและยาดานาก็มีการเร่งผลิตก๊าซขึ้นมาอย่างต่อเนื่องนะครับ มากกว่า CDC เช่นเดียวกันนะครับ แล้วก็นอกจากนี้ยาดานาที่จะหมดอายุปี เรือ FPSO นะครับ สำหรับแปลงกิกเคสเพื่อการฟื้นฟู ซึ่งก็เลยทำให้ปริมาณการขายในช่วงครึ่งหลังของปีนี้ก็อาจจะปรับลดลงเล็กน้อยสำหรับ Block K นะครับ แล้วก็รวมถึงได้มีการเจรจาในเรื่องของคอนแทรกต์ของตัวเรือ FPSO ใหม่นะครับที่จะมาเริ่มใช้ในปี 2029 นะครับ สำหรับบริษัท Greenfield นะครับก็ตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายไปแล้ว 2 area นะครับก็ยังเหลืออีก 4 area ที่จะทยอยตัดสินใจลงทุนเพื่อเข้าสู่การพัฒนาต่อไป ของอีก 4 area นะครับ แล้วก็ target ที่จะเริ่มผลิตในปี 2028 นะครับจากบริษัท Greenfield ที่ระดับ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุตของก๊าซ แล้วก็น้ำมันที่ 15,000 บาร์เรลต่อวันนะครับ สำหรับ SKC1-0B หรือรังบาบานะครับ ก็มี gas reserve ที่ค่อนข้างใหญ่ gas resource ที่ค่อนข้างใหญ่นะครับประมาณ 5 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุตนะครับ ซึ่งก็อยู่ระหว่างการ finalize ตัวแผนนะครับ ซึ่งก็คาดว่าภายในเดือนหน้าก็น่าจะมีความคืบหน้าที่สำคัญนะครับสำหรับ SKC1-0B หรือรังบาบานะครับ ว่าจะมีการ develop ในรูปแบบไหนนะครับ สำหรับ Oman และ UAE นะครับ ปัจจุบันก็จะอยู่ที่ประมาณ 9% ทั้งหมดก็เกือบทั้งหมดก็จะมาจาก Oman Block 6 และ Block 61 นะครับ ซึ่งก็มีการดำเนินงานอย่างต่อเนื่องนะครับ ไม่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ เพราะว่าเป็นการขายที่อยู่นอกช่องแคบฮอร์มุสนะครับ ก็ไม่ได้มีรับผลกระทบ สำหรับ Gaza ก็ยังอยู่ในระยะของการพัฒนานะครับ จากแหล่งเดามาก gas, Gachala แล้วก็ Sapid gas ในแอฟริกาก็จะเป็น Algeria และ Mozambique ซึ่งผลิตอยู่ประมาณ 4% ของเซลล์วอลุ่มทั้งหมดปัจจุบันนะครับก็มาจาก Algeria เป็นหลักนะครับ ก็มีการเร่งการผลิตตามแผนงานนะครับ โดยที่ HBR Phase 2 ปัจจุบันก็อยู่ในระยะการพัฒนาซึ่งก็คาดว่าจะสามารถเพิ่มกำลังการผลิตจากระดับปัจจุบัน 17,000 บาร์เรลต่อวัน ขึ้นไปเป็น 30,000 และ 60,000 บาร์เรลต่อวันภายในปี 2029 และ 2030 นะครับ สำหรับ Mozambique Area 1 ปัจจุบันก็ทยอยเพิ่มกำลัง manpower เข้าไปเพื่อการพัฒนาโครงการอย่างต่อเนื่องนะครับ ซึ่งก็อยู่ในช่วงของการ construct ตัว LNG plant แล้วก็ offshore installation ต่าง ๆ ซึ่งก็ยังคาดว่าจะมี first cargo ของ LNG ได้ภายใน late 2028 ครับ สำหรับ financial นะครับ ก็ในไตรมาสที่ 2 นี้ก็เป็น record high ของตัว NI นะครับที่ 833 ล้านเหรียญนะครับ ซึ่งเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อนหน้า ไตรมาส 1 เนี่ย ประมาณ 122% ก็คือกว่าเท่าตัวนะครับ โดยจะประกอบด้วยกำไรที่มาจากการดำเนินงานปกติ 746 ล้าน แล้วก็กำไรจาก non- ที่ไม่ใช่รายการดำเนินงานปกติอีก 87 ล้าน ซึ่ง 87 ล้านเนี่ย หลัก ๆ ก็จะประกอบไปด้วยกำไรจากสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันนะครับ ซึ่งจะสังเกตเห็นว่าในปลายไตรมาสที่ 2 เนี่ย ราคาน้ำมันเนี่ยเป็นเทรนด์ที่ปรับตัวลดลงนะครับ สำหรับ forward curve ของราคาน้ำมันก็เนื่องจากว่าตอนนั้นเนี่ยได้มีการเซ็น MOU กันระหว่าง US กับอิหร่าน ทำให้เทรนด์ราคาน้ำมันเนี่ยเป็นตัวขาลงก็เลยทำให้เรามี gain จากการ reverse ตัวการปรับราคาสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันที่เราเคยบุก loss ไว้ในช่วงปลายไตรมาสที่ 1 นะครับ ก็จะเห็นว่าเป็นเทรนด์กับการในไตรมาสที่ 1 เนี่ยเป็นเทรนด์น้ำมันขึ้นนะครับ ก็เลยทำให้เรามีขาดทุนจากประกันความเสี่ยงราคาน้ำมัน ในขณะที่ปลายไตรมาสที่ 2 เนี่ยเป็นเทรนด์ราคาน้ำมันที่เป็นขาลง ก็เลยทำให้เรามีการ reverse ตัว loss แล้วก็กลับมารับรู้เป็น gain ขึ้นมานะครับ สำหรับตัว cooperation ก็จะสังเกตเห็นว่าไตรมาส 1 Q2 ก็จะเพิ่มขึ้นประมาณ 19% นะครับ มาอยู่ที่ 746 ล้านเหรียญนะครับ โดยเพิ่มขึ้นทั้งในเรื่องของ sale volume 4% นะครับ selling price 15% นะครับ แล้วก็ unit cost ที่ แม้ว่าจะมี unit cost ที่แบบตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 100% นะครับ ก็เดี๋ยวจะขอดูรายละเอียดในหน้าถัดไปนะครับ สำหรับ sale volume นะครับ ในไตรมาสนี้ 570,882 บาร์เรล คิดเท่ากับน้ำมันบิบต่อวัน เพิ่มขึ้นประมาณ 4% หรือประมาณ 20,000 บาร์เรลต่อวันนะครับ เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 นะครับ อันนี้ก็ทุก ๆ แท่งสี ทุกท่านจะสังเกตเห็นว่าเพิ่มขึ้นในทุก ๆ portion นะครับ ประเทศไทยเนี่ยก็เพิ่มขึ้นเนื่องจากว่าเราได้มีการเร่งการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยมาตั้งแต่เดือนมีนานะครับ แล้วก็ต่อเนื่องมาตลอดไตรมาสที่ 2 ก็เลยทำให้ในไตรมาสที่ 2 เรารับรู้การผลิตที่เต็มไตรมาสที่เพิ่มขึ้นนะครับ สำหรับสีเขียวก็เช่นเดียวกัน ในพม่าก็มีการเร่งการผลิตเช่นเดียวกันนะครับ จาก Sotiga และก็ Yadana นะครับ ในขณะที่สีเทาเนี่ย เป็นเรื่องของ crude load ในประเทศ Algeria นะครับ ซึ่งจะเป็นการโหลดตามตารางนะครับ ก็คือจะเป็นเดือนเว้นเดือน ซึ่งจะมี 2 load ในไตรมาสที่ 2 ในขณะที่มี 1 load ในไตรมาสที่ 1 ก็เป็น seasonal เฉย ๆ นะครับ ก็จะเพิ่มขึ้นมาประมาณ 6-7K ในสีเทา ก็เลยเป็นเหตุผลทั้งหมดที่ทำให้ปริมาณการขายในไตรมาสนี้เพิ่มขึ้นเป็น record high ของบริษัทที่ 507,000 บาร์เรลต่อวันนะครับ ในขณะที่ราคานะครับ มาดูที่ราคาด้านล่างก็ราคาก๊าซธรรมชาติเนี่ยเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 5.96 ดอลลาร์ต่อ MMBTU เพิ่มขึ้นประมาณ 100 ละ 3 เมื่อเทียบกับไตรมาสก่อนหน้า ก็จะเห็นได้ว่าราคาก๊าซเนี่ยทยอยปรับเพิ่มขึ้นนะครับ ตามทิศทางราคาน้ำมัน แต่ว่าก็จะปรับเพียง 30-50% ที่มีผลจากราคาน้ำมันนะครับ แล้วก็มีการ delay ประมาณ 6-12 เดือน ก็เลยทำให้ราคาน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้นมาในช่วงไตรมาสก่อนหน้าเนี่ย ก็จะทยอยรับรู้เข้าไปในราคาก๊าซในช่วงไตรมาส 2 จนถึงต้นปีหน้าเลยนะครับ สำหรับ liquid เนี่ยก็จะมีการปรับที่ค่อนข้างทันทีนะครับ ก็จะปรับเพิ่มขึ้นประมาณ 100 ละ 28 มาอยู่ที่ 99.5 เหรียญต่อ BOE ในไตรมาสที่ 2 นี้นะครับ เมื่อดูค่าเฉลี่ยนะครับ เฉลี่ย portfolio ของเรา ซึ่งเป็นก๊าซธรรมชาติในไตรมาส 2 74% แล้วก็ liquid เนี่ยที่ 26% ก็ทำให้ค่าเฉลี่ยราคาขายเฉลี่ยอยู่ที่ 52.89 เหรียญต่อ BOE นะครับ สำหรับ sale volume ใน year-on-year แล้วก็ year-to-date นะครับ จริง ๆ ส่วนใหญ่ก็จะเป็นเรื่องของ M&A ที่เราเข้าซื้อในช่วงปีที่แล้วนะครับ ทั้ง MTJ18 ในเดือนกรกฎาคมนะครับ LTJ2A ในเดือนกันยายน แล้วก็ Malaysian SKC4-08 ในเดือนธันวาคมนะครับ ซึ่งก็เลยทำให้ปีนี้ตั้งแต่ต้นปีมาก็จะรับรู้ sale volume จากทั้ง 3 โครงการที่เราเทคมาเนี่ยเต็มช่วงเวลานะครับ ในขณะที่ปีที่แล้วอาจจะทยอยรับรู้มาในช่วงครึ่งหลังของปี สำหรับราคาขาย year-on-year แล้วก็ year-to-date ก็จะเป็นเทรนด์เดียวทิศทางกับราคาน้ำมันในตลาดโลกนะครับ สำหรับต้นทุนต่อหน่วยนะครับ อันนี้เป็น all-in cost ก็จะอยู่ที่ประมาณ 29.8 เหรียญต่อบาร์เรลที่เท่ากับน้ำมันดิบหรือต่อหน่วยนะครับ ก็ยังอยู่ใน range 30 เหรียญต่อ BOE ซึ่งเรามองว่าเป็น range ที่ยังอยู่ใน ปริมาณสำรองเขาเพิ่มเข้ามา ก็เลยทำให้ตัวส่วนที่เป็นตัวไว้หารตัว DD&A เนี่ยใหญ่ขึ้นนะครับ ก็เลยทำให้ค่าเสื่อมต่อหน่วยปรับตัวลดลงตั้งแต่ปลายปีที่แล้วนะครับ แล้วก็มีผลมาจนถึงปัจจุบันนะครับ ในขณะที่ operating expense ก็มองว่ายังต่ำอยู่จากปกตินะครับ เนื่องจากว่ากิจกรรมซ่อมบำรุงตามที่ได้เรียนไว้ ก็ postpone ไปช่วงไตรมาสที่ 3 นะครับ เนื่องจากว่าปัจจุบันก็ยังอยู่ในพยายามจะเร่งการผลิตก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับตลาดนะครับ ถ้าดู EBITDA margin นะครับ ด้วยราคาขายเฉลี่ยของเราอยู่ที่ประมาณ 50 เหรียญเนี่ย แล้วก็ cash cost เราอยู่ที่ประมาณ 15 เหรียญ ซึ่งก็คือต้นทุนต่อหน่วยไม่รวมค่าเสื่อมราคานี้ที่ประมาณ 15 ก็เลยทำให้เรามี cash margin อยู่ประมาณ 35 เหรียญต่อ BOE นะครับ แปลว่าทุก ๆ บาร์เรลที่เราขายได้เนี่ย เราก็เหมือนเป็นเครื่องจักรในการสร้างเงินสดให้เราประมาณ 35 เหรียญต่อทุก ๆ บาร์เรลที่เราขายนะครับ EBITDA margin ก็ยังอยู่ในระดับสูงที่ประมาณ 72% แล้วก็สร้างเงินสดประมาณ 3.7 พันล้านเหรียญในช่วงครึ่งปีแรกนะครับ แล้วก็เมื่อหักกับภาระภาษี แล้วรวมถึงกิจกรรมการลงทุนนะครับ หลัก ๆ ก็โครงการแล้วก็ G1 G2 แล้วก็การชาร์จอีก 2. 2 billion นะครับ เราก็ยังมีเงินสดอิสระหรือ free cash flow ประมาณ 600 ล้านเหรียญนะครับ แล้วก็หักตัว financing ซึ่งหลัก ๆ ก็จะเป็นการจ่าย dividend ของครึ่งปีหลังปีที่แล้วนะครับ ประมาณ 600 ล้าน lease แล้วก็ interest อีกประมาณเกือบ 300 ล้านนะครับ offset กับการออกหุ้นกู้นะครับ ให้กับทางตลาดในบ้านเรานะฮะ ก็มีทั้งที่เป็นสกุลเงินบาท แล้วก็สกุล US dollar digital ทางแอปเป๋าตังนะครับ ก็เน็ตอยู่ที่ประมาณใกล้ ๆ 500 ล้านนะครับ เมื่อหักตรงก็ตัว financing activity ก็จะมีประมาณ 400 ล้านที่เป็นขาออกนะครับ ก็จะมี net cash flow ที่เป็นบวกอยู่ที่ 84 ล้าน แล้วก็มี ending cash อยู่ประมาณ 2.5 ถึง 2.6 billion US dollar ในมือนะครับ ตัว total asset ก็เพิ่มขึ้นตามการลงทุนนะครับ ที่เพิ่มขึ้น ตัว interest-bearing debt ก็เพิ่มขึ้นตามการออกหุ้นกู้เพิ่มขึ้นในเดือน 5 ที่ผ่านมานะครับ ตัว equity เนี่ยก็ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากกำไรสุทธิของครึ่งปีแรกนะครับ 1.2 billion หักกับเงินปันผลของครึ่งปีหลังปีที่แล้วที่มาประกาศจ่ายในช่วงครึ่งปีแรกนี้ประมาณ 600 นะครับ ตัว DE debt to equity ratio นะครับ แล้วก็ debt to EBITDA ก็ยังอยู่ที่ระดับต่ำที่ 0.26 และ debt to EBITDA ที่ 0.61 นะครับ ก็ยังอยู่ที่ระดับที่ดีที่ต่ำกว่า financial policy ของเราที่ DE ไม่เกิน 0.

5 เท่า แล้วก็ debt to EBITDA ไม่เกิน 1 เท่า นะครับ โดยผลของการออกหุ้นกู้ใหม่ในช่วงเดือน 5 ที่ผ่านม cost of debt เราก็ปรับตัวขึ้นเล็กน้อยนะครับ มาเป็น 4.01% แล้วก็ time to maturity เฉลี่ยเนี่ยก็จะอยู่ที่ประมาณ 10 ปีนะครับ โดย 95% เนี่ยเป็น fixed rate นะครับ สำหรับ guidance นะครับ ก็สำหรับไตรมาสที่ 3 นะครับ ก็จะสังเกตเห็นว่าเรามีการเลื่อนแผนการซ่อมบำรุงมาอยู่ไตรมาส 3 เป็นหลักนะครับ เพื่อ align กับแผนการปิดซ่อมบำรุงของฝั่งผู้ซื้อเช่นเดียวกันนะครับ ก็ปริมาณการขายอาจจะปรับตัวลดลงมาที่ 5 แสน 25,000 บาร์เรล เทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวันนะครับ ก็จะเห็นว่าค่อนข้างลงมาพอสมควร ในขณะที่ทั้งปีเนี่ยก็มองว่าจะอยู่ที่ใกล้ ๆ 5 แสน 60,000 บาร์เรล เทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวันนะครับ ก็แปลว่าไตรมาส 4 เนี่ย ก็จะมีแปลงที่ซ่อมบำรุงเสร็จ แล้วก็จะกลับเข้ามาเพิ่มปริมาณการขายให้เรา แล้วก็เฉลี่ยทั้งปีจะอยู่ที่ 5 แสน 60,000 นะครับ gas price นะครับ ก็ราคาก็จะอยู่ประมาณ 6.2 เหรียญต่อ MMBTU นะครับ ก็จะค่อย ๆ ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามทิศทางของราคาน้ำมันดิบ แล้วก็เฉลี่ยทั้งปีจะอยู่ประมาณ 6 เหรียญต่อ MMBTU นะครับ ต้นทุนต่อหน่วยก็คาดว่าจะสามารถรักษาที่ระดับ 30 เหรียญต่อบาร์เรลได้ EBITDA margin ก็ประมาณ 70% ครับ สำหรับเงินปันผลนะครับ ในช่วงที่ผ่านมา แล้วก็ครึ่งปีแรกของปีนี้ประกาศจ่ายที่ 4.5 บาทต่อหุ้นนะครับ ก็เป็น payout บน net income ที่ประมาณ 44% แล้วก็จาก normal operation ที่ประมาณ 39% โดยต้องซื้อก่อนวันที่ 14 สิงหาคมนะครับ ถึงจะมีสิทธิ์ ก็คือวันที่ 14 สิงหาคมก็จะตัดสิทธิ์เป็น ex-dividend date นะครับ แล้วก็ record date 17 สิงหาคม แล้วก็ payment ที่วันที่ 28 สิงหาคมนะครับ ก็สำหรับความคืบหน้าในโครงการ Jump Plus นะครับ ก็แผนธุรกิจสำหรับครึ่งปีแรก เรามีตั้งเป้าว่า EBITDA margin ต้องไม่น้อยกว่า 70% นะครับ ซึ่งสำหรับครึ่งปีแรกเราก็สามารถ maintain ที่ระดับประมาณ 72% ตามเป้าหมายได้นะครับ โดยในแผนการ E&P ต่าง ๆ ก็เป็นไปตามแผนงานนะครับ แล้วก็รักษา unit cost ที่ระดับต่ำกว่า 30 เหรียญต่อบาร์เรลตามแผนการก้าว Thailand Safe ตามที่คุณสัมผัสได้พูดถึงนะครับ สำหรับ sale volume ก็ยังเป็นไปตาม target นะครับ สำหรับครึ่งปีแรกก็อยู่ที่ 560,000-563,000 บาร์เรล เทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน แล้วก็ยังอยู่ในแผนการที่จะถึงเป้าที่ 560,000 บาร์เรล เทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวันนะครับ สำหรับแผนด้านธรรมาภิบาล ก็ตัวแผนการต่อต้านทุจริตและ corruption นะครับ ก็ปัจจุบันก็ ปตท.สผ. ก็เป็นสมาชิกแนวร่วมต่อต้าน corruption ของภาคเอกชนไทยหรือ CAC อยู่แล้ว โดยเป็นสมาชิกระดับ CAC Chain Agent ซึ่งเป็นระดับสูงสุดนะครับ ก็ยังมีสถานะเป็น CAC Chain Agent จนถึงมีนาคม 2027 นะครับ โดยจะมีการ renew ภายในปีนี้เพื่อที่จะต่อไปอีก 3 ปี นะครับ ก็เป็นไปตามแผนงานอยู่นะครับ แล้วก็มี 2 business partner ที่เข้าร่วม CAC นะครับ ได้ประกาศเจตนารมณ์การเข้าร่วม CAC ตามเชิญชวนของบริษัทนะครับ ในเรื่องของความอิสระของคณะกรรมการก็เป็นไปตามแผนอยู่แล้วนะครับ ซึ่งก็มีคณะกรรมการที่เป็นกรรมการอิสระเนี่ยไม่น้อยกว่าครึ่งหนึ่งของคณะกรรมการทั้งชุดนะครับ แล้วก็ในเรื่องของความต่อเนื่องทางธุรกิจเนี่ยก็ได้มีการจัดทำแผนความต่อเนื่องเพิ่มเติมเสร็จสิ้นแล้วประมาณ 40% นะครับ ของแผนที่จำเป็นจะต้องใช้ทั้งหมดนะครับ แล้วก็คาดว่าจะครบ 100% ภายในปีนี้นะครับ สำหรับหน่วยงานที่มีความจำเป็นต้องใช้นะครับ แล้วก็สำหรับ BCM audit แล้วก็การรับรองนะครับ สำหรับสำนักงานใหญ่และโครงการ S1 เนี่ย ตัว SO-22301 ก็คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในสิ้นปีนี้นะครับ ก็เป็นไปทุกอย่างยังเป็นไปตามแผนงานที่ได้วางไว้นะครับ สำหรับคำถามนะครับเข้าสู่ช่วงคำถาม ก็ถ้าเป็นคำถามในเรื่องของข้อแรกเป็นอัตราภาษีนะครับ ว่าจะอยู่ในกรอบเป้าหมาย 40-45% ตามที่ให้แนวทางไว้นะครับ ในไตรมาส 2 เนี่ยก็เข้าใจว่าอาจจะ จริง ๆ ก็อยู่ใน range อยู่ อาจจะอยู่ในสูงหน่อยนะครับ แต่ว่าแล้วก็ที่ไตรมาส 3 จนถึงทั้งปีเนี่ย ก็คาดว่าจะอยู่ในกรอบประมาณ 40-45% ตามปกตินะครับ ตัวการผลิตเกิน CDC สามารถทำได้ต่อเนื่องไหมนะครับ ก็จากที่ได้เรียนไว้นะครับ ก็ไตรมาส 3 ก็อาจจะมีการปิดซ่อมบำรุงตามแผนงานนะครับ เนื่องจากว่าพบกำหนด กว่าได้มาสามปีที่แล้วอยู่นะครับ ปริมาณการขายทั้งปี ครับ ก็ตามที่ได้บอกไว้ ปริมาณการขายทั้งปีจะมองว่าอยู่ใกล้ ๆ 560,000 บาร์เรลที่เท่ากับน้ำมันดิบต่อวันนะครับ ประเมินครึ่งหลังไว้อย่างไร อันนี้ก็อยู่ในไกด์แลนส์ ทุก ๆ ราคาน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้นทุก ๆ 10 เหรียญต่อบาร์เรลจะส่งผลกับ EBITDA หรือกำไรสุทธิประมาณเท่าไหร่นะครับ ครับ ก็ราคาน้ำมันนะครับ ดูไบ ก็คือ Sensitivity หลังจากที่เป็นผลของประกันความเสี่ยงนะครับ ราคาน้ำมันก็การเปลี่ยนแปลง 1 ดอลลาร์ก็อาจจะวิ่งอยู่ที่ 25-30 เหรียญนะครับ ถ้า 10 ดอลลาร์ที่เปลี่ยนแปลงไป ก็อาจจะวิ่งอยู่ 250-300 ล้านเหรียญนะครับ ในส่วนของ EBITDA ก็จะเท่าตัวนะครับ ไปเป็นเรื่องหลุมสำรวจนะครับว่าสักเซสเรทจะเป็นเท่าไหร่นะครับ ก็คือหลุมสำรวจนะครับ โดยธรรมชาติแล้วก็จะเป็นหลุมที่เรียกว่า Wildcat ครับ เป็นการสำรวจซึ่งมีความเสี่ยงสูงมากนะครับ เพราะถ้ามีโอกาสที่จะไม่เจอสูงนะครับ เพราะไม่เจอเราก็จะตัดจำนวนเป็นค่าใช้จ่ายในงบการเงินนะครับ แต่ถ้าพิจารณาในเรื่องของการหาปริมาณสำรองมาทดแทนนะครับ ก็เรียกว่า Reserve Replacement Ratio นะครับ บริษัท 5 ปีนี้ก็มีอัตราส่วนอยู่ที่เฉลี่ย 1.

7 ปี แสดงว่าเราหา Reserve มาเพิ่มได้มากกว่าที่ผลิตนะครับ เนื่องจากหมดเวลาก็ขอขอบคุณทุกท่านมากนะครับ แล้วก็ถ้ามีคำถามเพิ่มเติมก็สามารถติดต่อ IR ได้นะครับ สำหรับวันนี้ขอบคุณมากครับ