GOM ของ Enterprise Products ในไตรมาส 3 ปี 2026 เพิ่มขึ้นเป็น 2.735 พันล้านดอลลาร์

บริษัท เอนเตอร์ไพรส์ โปรดักส์ พาร์ทเนอร์ส แอล.พี. รายงานกำไรขั้นต้นจากการดำเนินงาน (gross operating margin) สำหรับไตรมาส 3/2026 ที่ระดับ 2.735 พันล้านดอลลาร์ เพิ่มขึ้น 350 ล้านดอลลาร์เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน เนื่องจากผลการดำเนินงานในส่วนของก๊าซธรรมชาติเหลว (NGL) ที่แข็งแกร่งขึ้นเป็นปัจจัยหนุนหลักของตัวเลขที่เพิ่มขึ้นดังกล่าว อย่างไรก็ดี ตัวเลขดังกล่าวยังต่ำกว่าระดับ 2.991 พันล้านดอลลาร์ในไตรมาสที่ 2 ซึ่งสะท้อนถึงผลตอบแทนที่ลดลงจากกิจกรรมน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก ซึ่งรวมถึงการเปลี่ยนแปลงในผลการประเมินมูลค่าตามราคาตลาด (mark-to-market)

กำไรขั้นต้นจากการดำเนินงาน หรือ GOM เป็นตัววัดทางการเงินที่ไม่ใช่มาตรฐาน GAAP ทั้งนี้ รายงานดังกล่าวมิได้ระบุถึงกำไรสุทธิ รายได้ หรือกระแสเงินสดที่สามารถจัดสรรได้ประจำไตรมาส

ธุรกิจ NGL หนุนการเติบโตเมื่อเทียบรายปี

กลุ่มธุรกิจ NGL สร้าง GOM ได้ 1.535 พันล้านดอลลาร์ เพิ่มขึ้น 232 ล้านดอลลาร์จากไตรมาส 3/2025 โดยการตลาด NGL ได้รับประโยชน์จากอัตรากำไรจากการขายเฉลี่ยที่สูงขึ้นซึ่งเชื่อมโยงกับสินทรัพย์ด้านการส่งออกและการแปรรูปก๊าซธรรมชาติของเอนเตอร์ไพรส์ ขณะที่ผลการดำเนินงานด้านการแยกกลั่น (fractionation) เพิ่มขึ้นตามปริมาณที่สูงขึ้นจากโรงแยกกลั่นแห่งที่ 14 (Fractionator 14) ซึ่งเปิดดำเนินการในไตรมาส 4/2025

นอกจากนี้ การแปรรูปก๊าซในแอ่งเดลาแวร์ (Delaware Basin) ยังร่วมหนุนการเติบโต โดยได้แรงหนุนจากปริมาณการแปรรูปก๊าซตามค่าธรรมเนียมที่เพิ่มขึ้น 359 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMcf/d) และการผลิต NGL หรือเทียบเท่าตามสัดส่วนการลงทุนที่เพิ่มขึ้น 6 พันบาร์เรลต่อวัน (MBPD) ส่วน GOM ที่เกี่ยวข้องกับการส่งออกปรับตัวเพิ่มขึ้นหลังการก่อสร้างระยะที่สองของคลังสินค้า Neches River Terminal แล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2026 แม้ว่าต้นทุนการดำเนินงานที่สูงขึ้นจะบั่นทอนผลประโยชน์ดังกล่าวไปบางส่วนก็ตาม

GOM ของกลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติปรับตัวเพิ่มขึ้น 72 ล้านดอลลาร์เมื่อเทียบรายปี สู่ระดับ 411 ล้านดอลลาร์ โดยมีปัจจัยหนุนจากอัตรากำไรทางการตลาดที่สูงขึ้นและกิจกรรมที่เพิ่มขึ้นในระบบรวบรวมก๊าซในแอ่งเดลาแวร์ ปริมาณการรวบรวมก๊าซในแอ่งเดลาแวร์เพิ่มขึ้น 423 พันล้านบีทียูต่อวัน (BBtus/d) พร้อมด้วยค่าธรรมเนียมการรวบรวมก๊าซเฉลี่ย รายได้จากการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ และรายได้อื่น ๆ ที่สูงขึ้น

GOM จากปิโตรเคมีและผลิตภัณฑ์กลั่นเพิ่มขึ้น 60 ล้านดอลลาร์ สู่ระดับ 430 ล้านดอลลาร์ โดยเอนเตอร์ไพรส์ระบุว่า ความก้าวหน้านี้เป็นผลมาจากปริมาณการขายสารเพิ่มค่าออกเทนที่สูงขึ้นตามอุปสงค์ในต่างประเทศ รวมถึงปริมาณการตลาดของผลิตภัณฑ์กลั่นที่เพิ่มขึ้น

GOM ของกลุ่มธุรกิจน้ำมันดิบแทบไม่เปลี่ยนแปลงที่ระดับ 367 ล้านดอลลาร์ เมื่อเทียบกับ 371 ล้านดอลลาร์ในปีก่อนหน้า โดยรายได้จากการขนถ่ายและรายได้อื่น ๆ ที่สูงขึ้น ณ คลังสินค้า Enterprise Hydrocarbons Terminal ถูกหักลบด้วยต้นทุนการดำเนินงานที่เพิ่มขึ้นตลอดแนวท่อส่งน้ำมันดิบในเท็กซัส คลังสินค้าที่เกี่ยวข้อง และกิจกรรมทางการตลาด

ผลการเปรียบเทียบรายไตรมาสสะท้อนผลตอบแทนน้ำมันดิบและก๊าซที่อ่อนตัวลง

เมื่อเทียบกับไตรมาส 2/2026 GOM รวมลดลง 256 ล้านดอลลาร์ ขณะที่ GOM ของกลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติลดลง 145 ล้านดอลลาร์ ซึ่งรวมถึงการเปลี่ยนจากกำไรตามราคาตลาด 89 ล้านดอลลาร์ในไตรมาสก่อนหน้า เป็นขาดทุนตามราคาตลาด 26 ล้านดอลลาร์ นอกจากนี้ อัตรากำไรทางการตลาดของก๊าซธรรมชาติก็ลดลงเช่นกัน ขณะที่ค่าธรรมเนียมการขนส่งเฉลี่ยที่ลดลงกดดันระบบ Texas Intrastate System แม้ว่าปริมาณการขนส่งจะเพิ่มขึ้น 537 BBtus/d ก็ตาม

GOM จากน้ำมันดิบลดลง 118 ล้านดอลลาร์เมื่อเทียบรายไตรมาส ผลการดำเนินงานของระบบท่อส่ง คลังสินค้า และการตลาดในเท็กซัสได้รับผลกระทบจากอัตรากำไรจากการขายเฉลี่ยที่ลดลงและต้นทุนการดำเนินงานที่สูงขึ้น ส่วน GOM ของ Seaway Pipeline ก็ลดลงเช่นกัน เนื่องจากปริมาณการขนส่งสุทธิลดลง 116 MBPD รวมถึงรายได้จากค่าธรรมเนียมการขนถ่ายและค่าธรรมเนียมอื่น ๆ ลดลง

GOM ของกลุ่มธุรกิจ NGL ลดลง 10 ล้านดอลลาร์จากไตรมาสที่ 2 เนื่องจากอัตรากำไรจากการประมวลผลในแอ่งมิดแลนด์ (Midland Basin) ที่อ่อนตัวลงและต้นทุนที่สูงขึ้นในคอมเพล็กซ์การแยกกลั่นมอนต์เบลเวียว (Mont Belvieu) ได้หักลบปริมาณการผลิตที่เพิ่มขึ้นจากส่วนอื่น ทั้งนี้ GOM จากปิโตรเคมีและผลิตภัณฑ์กลั่นเพิ่มขึ้น 12 ล้านดอลลาร์เมื่อเทียบรายไตรมาส โดยได้รับปัจจัยหนุนจากธุรกิจปรับปรุงคุณภาพออกเทน การตลาดผลิตภัณฑ์กลั่น และระบบท่อส่ง TE Products Pipeline System แต่รายได้จากการแปรรูปโพรพีลีนที่ลดลงและปริมาณการส่งออกเอทิลีนที่ลดลงได้หักลบผลกำไรเหล่านั้นไปบางส่วน

การคืนเงินทุนแก่นักลงทุนและการใช้จ่ายในโครงการ

เอนเตอร์ไพรส์ประกาศจ่ายส่วนแบ่งกำไรประจำไตรมาส 3 ที่ 0.56 ดอลลาร์ต่อหน่วย เพิ่มขึ้น 2.8% จากช่วงเดียวกันของปีก่อน และได้ซื้อคืนหน่วยลงทุนสามัญมูลค่า 112 ล้านดอลลาร์ในระหว่างไตรมาส ส่งผลให้ยอดซื้อคืนหน่วยลงทุนรวมเป็น 437 ล้านดอลลาร์ในช่วง 12 เดือนที่ผ่านมา ขณะที่การจ่ายส่วนแบ่งกำไรและการซื้อคืนหน่วยลงทุนรวมกันได้ส่งคืนเงินทุนแก่ผู้ถือหน่วยลงทุนเป็นมูลค่า 5.3 พันล้านดอลลาร์ในช่วงดังกล่าว โดยมีอัตราการจ่ายส่วนแบ่งกำไรต่อกระแสเงินสดจากการดำเนินงานปรับปรุงแล้วในช่วง 12 เดือนที่ผ่านมาอยู่ที่ 54%

ห้างหุ้นส่วนรายงานอัตราส่วนหนี้สินต่อทุน (leverage ratio) ที่ 2.9 เท่า ณ วันที่ 30 กันยายน ซึ่งอยู่ในช่วงเป้าหมายที่ 3.0 เท่า บวกหรือลบ 0.25 เท่า ทั้งนี้ วงเงินสินเชื่อที่สามารถใช้ได้และเงินสดที่ไม่จำกัดการใช้งานให้สภาพคล่องรวม 4.8 พันล้านดอลลาร์

เอนเตอร์ไพรส์คาดการณ์ว่า งบลงทุนเพื่อการเติบโตตามธรรมชาติ (organic growth) สำหรับปี 2026 สุทธิจากรายได้จากการขายสินทรัพย์ประมาณ 600 ล้านดอลลาร์ จะอยู่ที่ระหว่าง 2.9 พันล้านถึง 3.4 พันล้านดอลลาร์ ขณะที่รายจ่ายลงทุนเพื่อการบำรุงรักษา (sustaining capital expenditures) คาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 650 ล้านดอลลาร์ ทั้งนี้ ห้างหุ้นส่วนระบุว่างบลงทุนเพื่อการเติบโตในปี 2027 จะอยู่ที่ประมาณ 3 พันล้านดอลลาร์

โครงการสำคัญที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างมีมูลค่ารวม 6.3 พันล้านดอลลาร์ โดยโรงแปรรูปก๊าซ Athena และการขยายขีดความสามารถในการขนถ่าย LPG เพิ่มขึ้น 300 MBPD ที่ Enterprise Hydrocarbons Terminal มีกำหนดเปิดดำเนินการในไตรมาส 4/2026 ส่วนโครงการอื่น ๆ ได้แก่ โรงแปรรูปก๊าซเพิ่มเติมในแอ่งเพอร์เมียน (Permian Basin) การขยายและต่อเติมท่อส่ง Bahia Pipeline และโรงแยกกลั่นแห่งที่ 15 (Fractionator 15)

ประมาณการในเดือนตุลาคม 2026 ของเอนเตอร์ไพรส์คาดการณ์การเติบโตของการผลิตในแอ่งเพอร์เมียนจนถึงปี 2030 โดยก๊าซธรรมชาติทั้งหมดจะเพิ่มขึ้นเป็น 38.6 พันล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (Bcf/d) จาก 28.7 Bcf/d ในปี 2025 และการผลิต NGL จะแตะระดับ 5.2 ล้านบาร์เรลต่อวัน (MMBPD) จาก 3.8 MMBPD ทั้งนี้ บริษัทคาดว่าการผลิตน้ำมันดิบจะแตะระดับ 7.6 MMBPD ในปี 2030 จาก 6.5 MMBPD ในปี 2025 โดยอัตราส่วนก๊าซต่อน้ำมันที่เพิ่มขึ้นทำให้แนวโน้มน้ำมันดิบแทบไม่เปลี่ยนแปลงจากประมาณการในเดือนเมษายน

ห้างหุ้นส่วนเตือนว่า ความคาดหวังในอนาคตยังคงมีความเสี่ยงต่าง ๆ เช่น กระแสเงินสดจากการดำเนินงานไม่เพียงพอ สภาวะตลาดที่ไม่เอื้ออำนวย กฎระเบียบ การแข่งขัน และภาษี ต้นทุน หรือปัญหาอุปสรรคเกี่ยวกับโครงการที่อาจสูงขึ้น ดังนั้น รายจ่ายลงทุนจริง กรอบเวลาของโครงการ และการคาดการณ์การผลิตอาจแตกต่างไปจากประมาณการในปัจจุบัน