การตัดสินใจเป็นพันธมิตรร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียมในแปลงสำรวจปิโตรเลียมในอ่าวไทย G2/65ของบมจ. บางจาก คอร์ปอเรชั่น หรือ BCP นับเป็นการหวนคืนสังเวียนสู่ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม(E&P)ในภูมิภาคอาเซียนอีกครั้งหลังจากขายทิ้งหุ้นบริษัท Nido Petroleum Pty Ltd. (Nido)เมื่อปี 2564 หลังจากได้หันไปลงทุน E&Pไกลถึงนอร์เวย์เมื่อปี2561
ก่อนหน้านี้ บิ๊กบางจากฯ “ชัยวัฒน์ โควาวิสารัช “ ได้เคยเปรยๆว่า บางจากฯมองหาโอกาสการลงทุนในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแหล่งปิโตรเลียมที่มีศักยภาพในเอเชียหลังจากประสบความสำเร็จในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่นอร์เวย์ ทำให้บางจากฯรับรู้กำไรเป็นกอบเป็นกำจากราคาน้ำมันดิบดีดตัวขึ้นในช่วงสงครามรัสเซีย-ยูเครน
ทั้งนี้เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2568 บริษัท บีซีพีอาร์ จำกัด (BCPR) ซึ่งเป็นบริษัทย่อยในกลุ่มบริษัทบางจาก คอร์ปอเรชั่น และบริษัท เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด (เชฟรอน) ประกาศความร่วมมือในการเข้าเป็นพันธมิตรร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียมในแปลงสำรวจปิโตรเลียมในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/65 (แปลงสำรวจ G2/65) ภายใต้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต ซึ่งการเข้าร่วมเป็นพันธมิตรในครั้งนี้ได้รับการอนุญาตจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานแล้ว โดยให้ออกเป็นสัญญาแบ่งปันผลผลิตเพิ่มเติม (ฉบับที่ 1)
การลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิตเพิ่มเติมนี้ มีส่วนสำคัญในการสร้างความต่อเนื่องของการจัดหาแหล่งพลังงานภายในประเทศ และสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้กับไทย
นายชัยวัฒน์ โควาวิสารัช ประธานเจ้าหน้าที่บริหารกลุ่มบริษัทบางจาก และกรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท บางจาก คอร์ปอเรชั่น จำกัด(มหาชน) (BCP) กล่าวว่า บางจากฯมีการเจรจาและได้ข้อสรุปกับเชฟรอนเพื่อร่วมเป็นพาร์ทเนอร์ในแปลงสำรวจG2/65 เมื่อ 2ปีก่อนแล้ว แต่มีขั้นตอนดำเนินการในการตรวจสอบหลักเกณฑ์การเข้ามาเป็นผู้ร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียมที่ต้องใช้เวลา โดยได้รับอนุมัติจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และออกเป็นสัญญาแบ่งเป็นผลผลิตเพิ่มเติม(ฉบับที่1)เมื่อเร็วๆนี้
การร่วมเป็นพันธมิตรกับเชฟรอนในแปลงสำรวจปิโตรเลียม G2/65 ทำให้บางจากฯได้เรียนรู้การทำงาน และเทคโนโลยีจากองค์กรพลังงานระดับโลกที่มีบทบาทสำคัญในธุรกิจพลังงานของไทยมายาวนานอย่างเชฟรอน และเป็นครั้งแรกที่บางจากฯรุกธุรกิจปิโตรเลียมต้นน้ำในประเทศไทย ทำให้บางจากก้าวสู่การเป็นผู้นำในธุรกิจพลังงานของประเทศแบบครบวงจร จากเดิมที่มีธุรกิจระดับกลางน้ำและปลายน้ำเท่านั้น
นอกจากนี้ การสำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมในนอร์เวย์กับอ่าวไทยนั้นในแง่ธรณีวิทยาแตกต่างกัน ซึ่งเชฟรอนมีประสบการณ์สูงในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทยที่สภาพทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน และมีส่วนสำคัญช่วยให้บางจากฯก้าวขึ้นมาเป็นอีกหนึ่งบริษัทคนไทยที่ดำเนินงานธุรกิจE&Pในไทย ส่วนงบลงทุนในการสำรวจแปลงG2/65นั้น ยังไม่ได้กำหนดไว้ชัดเจน แต่ใส่เงินการลงทุนตามสัดส่วนการถือหุ้น 30% ซึ่งบางจากวางงบลงทุนในธุรกิจE&Pในปีนี้ไว้ 2หมื่นล้านบาท ซึ่งบางจากตั้งเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนEBITDA ของธุรกิจ E&Pมากกว่า50%ในระยะยาว
ภายใต้ความร่วมมือดังกล่าว บางจากฯและพันธมิตรมีเป้าหมายเดียวกันในการเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของประเทศไทย การเข้าร่วมพัฒนาแปลงสำรวจ G2/65 ในอ่าวไทย กับเชฟรอน จึงเป็นโอกาสที่ดีที่บางจากฯจะได้เรียนรู้จากพันธมิตรที่มีความเชี่ยวชาญทั้งด้านเทคโนโลยี กระบวนการ การบริหารจัดการโครงการขนาดใหญ่ รวมทั้งด้านการพัฒนาบุคลากรในภาคพลังงาน นับเป็นการต่อยอดองค์ความรู้จากการลงทุนใน OKEA ประเทศนอร์เวย์ของ BCPR เพราะเชฟรอนเปิดโอกาสให้กลุ่มบริษัทบางจากได้ร่วมเป็นพันธมิตร และพร้อมถ่ายทอดความรู้ความชำนาญ รวมถึงการสร้างบุคลากร ถือเป็นจุดเริ่มต้นที่ดีของความร่วมมือ
ทั้งนี้เชฟรอนได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตสำหรับแปลงสำรวจ G2/65 จากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงานในปี2566 ซึ่งธุรกิจE&Pใช้เงินลงทุนค่อนสูงในการเจาะหลุมสำรวจเพื่อประเมินความเป็นไปได้ในการพัฒนา ดังนั้นแนวทางลดความเสี่ยงในการทำธุรกิจ ต้องหาพาร์ทเนอร์ร่วมถือหุ้นด้วย และที่สำคัญบางจากฯก็ไม่ใช่มือใหม่ในแวดวงธุรกิจE&P มีประสบการณ์ในธุรกิจนี้มานานร่วมสิบปี
ดังนั้นภายใต้ความร่วมมือนี้ เชฟรอนได้โอนสิทธิประโยชน์ และพันธะตามสัญญาแบ่งปันผลผลิต ในสัดส่วนร้อยละ 30 ให้แก่ BCPR เพื่อเข้ามาเป็นผู้ร่วมประกอบกิจการ (Co-venturer) ในแปลงสำรวจ G2/65 โดยมีเชฟรอนเป็นผู้ดำเนินการ (Operator)
ขณะนี้ เชฟรอน ฯอยู่ในขั้นตอนเจาะหลุมสำรวจเพื่อดูโครงสร้างทางธรณีวิทยาและความเป็นไปได้ในการผลิตปิโตรเลียม ซึ่งจะใช้เวลาในการสำรวจแปลงดังกล่าวไม่เกิน 6 ปีนับตั้งแต่ปี2566 หากพบว่ามีศักยภาพการผลิตเชิงพาณิชย์ ก็จะเร่งดำเนินพัฒนาการผลิตปิโตรเลียม ช่วยให้ไทยลดการพึ่งพานำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่มีราคาแพงจากต่างประเทศ เบื้องต้นแปลงสำรวจปิโตรเลียม G2/65 ทางธรณีวิทยาเบื้องต้นมีศักยภาพที่จะพบก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก เนื่องจากเป็นแปลงต่อเนื่องจากแหล่งไพลินที่เชฟรอนดำเนินการผลิตอยู่แล้ว
คาดในปลายปี2568 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเตรียมเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในทะเลอันดามัน คงต้องจับตาดูว่าบางจากฯจะสนใจเข้าร่วมประมูลด้วยหรือไม่
จากNidoไปOKEAนอร์เวย์ ย้อนมาไทย
หากมองย้อนไป เมื่อกลางปี 2557 บางจากฯตั้งบริษัทย่อย คือ BCP Energy International PTE.LTD. (BCPE) เพื่อเข้าไปซื้อหุ้นในบริษัท Nido Petroleum Pty Ltd. (Nido) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ประเทศออสเตรเลีย ที่ได้รับสัมปทานแหล่งปิโตรเลียมในประเทศฟิลิปปินส์ นับเป็นครั้งแรกที่บางจากรุกสู่ธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้น
ต่อมาเมื่อเดือนกรกฎาคม ปี 2561 บางจากฯตัดสินใจขายหุ้นบริษัทย่อยของบริษัทถืออยู่ในบริษัท Nido Production (Galoc) Pty. Ltd. (NPG) ที่ถือครองแหล่งน้ำมันดิบ Galoc ในสัดส่วน 55.8% ให้กับ Tamarind Galoc Pte Ltd. มูลค่า 660 ล้านบาท ซึ่งเป็นการจำหน่ายเฉพาะแหล่งน้ำมันดิบ Galoc ที่ดำเนินการแล้วเท่านั้น ไม่นับรวมแหล่งปิโตรเลียมที่อยู่ในระหว่างสำรวจและพัฒนาอื่นๆ ในประเทศฟิลิปปินส์ที่ยังถือครองโดย BCPE เนื่องจากแหล่งผลิตปิโตรเลียม Galoc มีต้นทุนการผลิตต่อหน่วยราคาสูง จึงไม่คุ้มต้นทุนผลิต ขณะเดียวกันในปี 2561 บางจากฯได้สยายปีกลงทุนธุรกิจE&P ในบริษัท OKEA ASA ที่นอร์เวย์
แต่ในปี 2564 บางจากฯได้ตัดสินใจขายหุ้นทั้งหมดที่ถือในBCPE ให้กับบริษัท Sacgasco Limited ซึ่งการขายหุ้นดังกล่าวส่งผลให้ BCPE และNido รวมถึงบริษัทในเครือ Nido ทั้งหมด สิ้นสภาพการเป็นบริษัทย่อยของบางจาก เพื่อตัดภาระการขาดทุนที่บางจากฯ ต้องแบกรับ นับเป็นการยุติการทำธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้นในอาเซียน
ขณะที่ BCPR ได้ร่วมลงทุนกับ Seacrest Capital Group ในแหล่งปิโตรเลียม Draugen Field และ Gjøa Field จาก A/S Norske Shell (Shell) เมื่อกลางปี2561 โดยการซื้อหุ้นเพิ่มทุนของ OKEA ASA (OKEA) ซึ่งเป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นตามกฎหมายของประเทศนอร์เวย์ เพื่อดำเนินการพัฒนาและผลิตปิโตรเลียมในประเทศนอร์เวย์
ครั้งนั้น BCPR ใช้เงินลงทุนเกือบ 4พันล้านบาทเพื่อเข้าซื้อหุ้นเพิ่มทุน ทำให้บางจากถือหุ้นในOKEA สัดส่วนราว 45.58% ซึ่งเงินเพิ่มทุนนั้น OKEA นำไปชำระค่าซื้อสิทธิในแหล่งน้ำมันดิบ Draugen Field และ Gjøa Field ในประเทศนอร์เวย์จาก Shell ทำให้OKEA มีกำลังการผลิตน้ำมันดิบเบาประมาณ 20,000-25,000 บาร์เรลต่อวัน โดยบางจากฯใช้เวลาเรียนรู้ระยะหนึ่งก่อนขยับสู่การเป็นผู้ดำเนินการ (operator) นับเป็นการต่อยอดธุรกิจทรัพยากรธรรมชาติและเป็นการกระจายความเสี่ยงที่สอดคล้องตามกลยุทธ์ของบางจากฯ
การลงทุนธุรกิจ E&P ของบางจากฯประสบปัญหาขาดทุนอันสืบเนื่องจากราราน้ำมันปรับตัวลดลงรุนแรงจากผลกระทบโควิด-19 โดยปี2563 บางจากฯรับรู้ส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนใน OKEA เนื่องจากราคาน้ำมันดิบและก๊าซฯปรับลดลงมาก และมีการตั้งด้อยค่าเพิ่มขึ้นจากการตั้งด้อยค่า Technical Goodwill, Ordinary Goodwill ของแหล่งผลิต Draugen และ Gjøa รวมถึงมีการตั้งด้อยค่าทรัพย์สินที่อยู่ระหว่างการพัฒนาของแหล่ง Yme จากการเลื่อนแผนการผลิตและการใช้เงินลงทุนเพิ่มขึ้น แต่ระหว่างนั้น OKEA ได้เข้าร่วมทุนในแหล่งปิโตรเลียม Calypso และ Aurora ใกล้กับแหล่ง Draugen และ Gjøa ซึ่งจะทำให้สามารถลดค่าใช้จ่ายในการพัฒนาและการผลิตจากการ synergy ร่วมกันได้ อีกทั้งการเข้าร่วมลงทุนในแหล่งปิโตรเลียม Vette และได้รับใบอนุญาตในการสำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมใหม่จำนวน 6 ใบ ซึ่งช่วยเสริมความแข็งแกร่งให้กับพอร์ตการลงทุนของ OKEA
โดยในปี2564 บางจากฯได้รับอานิสงส์จากราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นจากความต้องการใช้ปิโตรเลียมที่เพิ่มขึ้นหลังสถานการณ์โควิดคลี่คลาย ทำให้บางจากมีกำไรสุทธิสูงสุดมาจากธุรกิจต้นน้ำที่นอร์เวย์ และมีกำไรสูงสุดต่อเนื่องจนถึงปี2566 ทำให้ฐานะการเงินบางจาก แข็งแกร่งจนตัดสินใจซื้อกิจการบมจ.เอสโซ่ (ประเทศไทย)ในปี2566 โดยใช้เงิน 2.26หมื่นล้านบาทเพื่อซื้อหุ้นESSO 65.98% จาก ExxonMobil Asia Holdings Pte. Ltd. ส่งผลให้บางจากขยับขึ้นมาเป็นเจ้าของโรงกลั่นน้ำมัน 2แห่ง มีกำลังการผลิตรวมสูงสุด ในไทยราว 294,000 บาร์เรลต่อวัน และเครือข่ายสถานีบริการกว่า 2,100 แห่ง
โดยบางจากได้ทำเทนเดอร์ ออฟเฟอร์เพื่อซื้อหุ้นESSOคืนจากรายย่อยเป็นวงเงิน 3.55 พันล้านบาท โดยถือหุ้นเพิ่มขึ้นเป็น 76.43% ก่อนที่จะเปลี่ยนชื่อESSOเป็น บางจาก ศรีราชา จำกัด(มหาชน) (BSRC) และดำเนินการปรับโครงสร้างธุรกิจของกลุ่มบางจาก โดยบางจากทำคำเสนอซื้อหุ้นสามัญเดิมทั้งหมดของ BSRC แลกกับหุ้นสามัญเพิ่มทุนของบางจากฯ (Share Swap) หลังจากดำเนินการแล้วเสร็จก็จะเพิกถอนหุ้นของ BSRC ออกจากการเป็นหลักทรัพย์จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในปี2568
ลุ้นไตรมาส3นี้ บางจากพลิกเป็นกำไร
สำหรับผลประกอบการไตรมาส 2/2568 กลุ่มบางจากมีรายได้จากการขายและให้บริการรวม 125,827 ล้านบาท ลดลง 7 %เมื่อเทียบกับไตรมาสก่อนหน้า และลดลง 20 %จากช่วงเดียวกันของปีก่อน ขณะที่ กำไรก่อนหักดอกเบี้ย ภาษีและค่าเสื่อมราคา ( EBITDA ) อยู่ที่ 3,664 ล้านบาท และมีกำไรจากการดำเนินงานปกติ 1,247 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม เมื่อรวมผลกระทบจาก Inventory Loss และขาดทุนจากตราสารอนุพันธ์ กลุ่มบริษัทบางจากมีผลขาดทุนสุทธิ 2,560 ล้านบาท จากช่วงเดียวกันปีก่อนมีกำไรสุทธิ 1,824 ล้านบาท
ส่วนงวด 6เดือนแรกปี 2568 บางจากมีรายได้จากการขายและให้บริการรวม 260,474 ล้านบาท ลดลงจากช่วงเดียวกันปีก่อน 11 % มี EBITDA อยู่ที่ 16,331 ล้านบาท ลดลง 37 %และ ขาดทุนสุทธิ 445ล้านบาท ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อนที่กำไรสุทธิ 4,261 ล้านบาท เนื่องจากราคาน้ำมันดิบที่ปรับลดลงมาอยู่ที่ 72เหรียญหารัฐ/บาร์เรล จากเทียบจากครึ่งปีแรก2567 อยู่ที่ 84เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้ขาดทุนจากสต๊อกน้ำมัน
โดยกลุ่มธุรกิจโรงกลั่นและการค้าน้ำมัน มี EBITDA ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2568 อยู่ที่ 1,399 ล้านบาท ลดลง79%จากช่วงเดียวกันของปีก่อน เนื่องจากค่าการกลั่นพื้นฐาน (Operating GRM) ปรับตัวลดลงมาอยู่ที่ 4.20 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากส่วนต่างราคาน้ำมัน (Crack Spread) ที่อ่อนตัวลงในทุกผลิตภัณฑ์ ประกอบกับการรับรู้ผลขาดทุนจาก Inventory Loss และการปรับมูลค่าสินค้าคงเหลือ (NRV) รวม 3,750 ล้านบาท โดยมีกำลังการผลิตเฉลี่ยในช่วงครึ่งปีแรกรวมอยู่ที่ 254,900 บาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นเล็กน้อยจากช่วงเดียวกันของปีก่อน , กลุ่มธุรกิจการตลาด มี EBITDA 3,022 ล้านบาทในช่วงครึ่งปีแรกของ 2568 ลดลง24%จากช่วงเดียวกันของปี 2567 โดยยังคงรักษาส่วนแบ่งทางการตลาดในประเทศไว้ได้ที่ 29%
กลุ่มธุรกิจไฟฟ้าพลังงานสะอาด มี EBITDA ในครึ่งปีแรกนี้อยู่ที่ 1,881 ล้านบาท ลดลง24% เนื่องจากหมด Adder ของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศไทย และการจำหน่ายโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศญี่ปุ่น จำนวน 9 โครงการในเดือนมิถุนายน 2567 ,กลุ่มธุรกิจผลิตภัณฑ์ชีวภาพ มี EBITDA ในครึ่งปีแรกของปี 2568 อยู่ที่ 380 ล้านบาท ปรับตัวลดลง23% มาจากการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนของโรงงานผลิตเอทานอลในไตรมาส 1 และต้นทุนวัตถุดิบที่เพิ่มสูงขึ้น ,กลุ่มธุรกิจทรัพยากรธรรมชาติ มี EBITDA อยู่ที่ 10,128 ล้านบาท ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2568 ลดลง 23% จากราคาขายน้ำมันเฉลี่ยที่ปรับลดลงตามแนวโน้มราคาตลาดโลก และปริมาณการจำหน่ายที่ลดลงจากการจำหน่ายแหล่งผลิต Yme เมื่อปลายปี 2567 อย่างไรก็ดี OKEA ได้ปรับเพิ่มประมาณการการผลิตเป็น 30,000 – 32,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวันในปี 2568 และ 31,000 – 35,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวันในปี 2569 จากแหล่งผลิตปิโตรเลียมที่สามารถกลับมาดำเนินการผลิตได้เพิ่มขึ้น
ส่วนแนวโน้มในไตรมาส 3 ปี2568 คาดว่าบางจากจะพลิกกลับมามีกำไรอีกครั้ง ตามรายการพิเศษโดยเฉพาะการตั้งด้อยค่าของ BCPG จะหายไป มีกำไรจากสต๊อกน้ำมัน ขณะที่กำไรปกติจะได้แรงหนุนจากกำลังการกลั่นเพิ่มขึ้นหลังหยุดซ่อมบำรุงและค่าการกลั่นเพิ่มขึ้นตามสเปรดน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นมาก และ OKEA ทำกำไรเพิ่มขึ้นตามราคาขายเฉลี่ยเพิ่มขึ้น
