The Bangchak Petroleum Plc. Analyst Meeting for 3Q10 performance Nov - - PowerPoint PPT Presentation

The Bangchak Petroleum Plc.

Analyst Meeting for 3Q10 performance • Nov 10, 2010

• Mr. Vichien Usanachote (SEVP‐Refinery Business)
• Mr. Surachai Kositsareewong (EVP‐Accounting &Finance)
• Mr. Yodphot Wongrukmit (EVP‐Marketing Business)
• Mr. Yodphot Wongrukmit (EVP Marketing Business)

Contents

Financial Aspect

BCP Performance 3Q10 BBF Performance 3Q10 Solar Farm Project Progress BCP IFRS Alignment

Oil price and situation outlook Marketing business highlight Other events and activities Marketing business highlight

The information contained herein is being furnished on a confidential basis for discussion purposes only and only for the use of the recipient, and may be subject to completion or amendment through the delivery of additional documentation. Except as otherwise provided herein, this document does not constitute an offer to sell or purchase any security or engage in any transaction. The information contained herein has been obtained from sources that The Bangchak Petroleum Public Company Limited (“BCP”) considers to be reliable; however, BCP makes no representation as to, and accepts no responsibility or liability for, the accuracy or completeness of the information contained herein. Any projections, valuations and statistical analyses contained herein have been provided to assist the recipient in the evaluation of the matters described herein; such projections, valuations and analyses may be based on subjective assessments and assumptions and may utilize one l h d l h d d ff l d l h l d l l b

2

among alternative methodologies that produce differing results; accordingly, such projections, valuations and statistical analyses are not to be viewed as facts and should not be relied upon as an accurate representation of future events. The recipient should make an independent evaluation and judgment with respect to the matters contained herein.

Financial Aspect Financial Aspect p

BCP Performance BCP Performance 3Q Q10 10 • f BBF Performance BBF Performance 3Q Q10 10 • Solar Farm Project Progress • Solar Farm Project Progress • BCP IFRS Alignment • BCP IFRS Alignment •

3Q10 performance integration Refinery & Marketing

3Q09 3Q10 3Q09 3Q10

1.33 5.11

1 2

Market GRM ($/Bbl)

2.76 2.66

1 2

MKM ($/Bbl)

Accounting GIM($/Bbl) 1.99 0.17 FO Premium($/Bbl) Accounting GIM($/Bbl)

Total GRM MKM Contribution

1 2

15.28

5.20 13 23 2.05

6.90

0.17

1 2

Hedging ($/Bbl) 13.23 4.90 2.00 4.71 Inventory G (L) ($/Bbl) 3Q10 3Q09 ‐0.55

1 2

4 GIM : Gross Integrated Margin (GRM + MKM)

BCP 3Q10 performance still in line with our target

3Q10 3Q09 Change% 9M10 9M09 Change%

Sale Revenue 32,783 30,247 +8.4% 98,977 78,418 +26.2% Sale Revenue 32,783 30,247 +8.4% 98,977 78,418 +26.2% EBITDA 1,146 3,286

• 65.1%

3,839 10,333

• 62.8%

Refinery business 787 2,912

• 73.0%

2,699 9,005

• 70.0%

Marketing business 359 374

• 4 0%

1 140 1 328

• 14 2%

Marketing business 359 374

• 4.0%

1,140 1,328

• 14.2%

Depreciation & Amortization (444) (235) (1,310) (703) Other FX and Impairment 86 106 323 (161) Financial Cost (222) (105) (641) (350) Financial Cost (222) (105) (641) (350) Pre-tax Profit 566 3,052

• 81.5%

2,211 9,119

• 75.8%

Tax (96) (912) (553) (2,721) Net Profit 470 2,140

• 78.0%

1,658 6,398

• 74.1%

EPS 0.40 1.83 1.42 5.63

3Q10 3Q09 Change% 9M10 9M09 Change%

Inventory Gain/(Loss) (139) 1,208

• 111.5%

(228) 2,482

• 109.2%

Adjusted EBITDA 1,285 2,078

• 38.2%

4,067 7,851

• 48.2%

3Q10 3Q09 Change% 9M10 9M09 Change%

5 Refinery business 926 1,704

• 45.7%

2,927 6,523

• 55.1%

Marketing business 359 374

• 4.0%

1,140 1,328

• 14.2%

BCP : Factors affect 3Q10 performance (YoY)

Fuel oil premium on export market slowed Valued product proportion increased f i C l R fi export market slowed down

3Q10 MOP FO/DB

4 8 $/Bbl

from running as a Complex Refinery from the PQI project Gasoline crack spread still remain

= ‐4.8 $/Bbl, premium 1.2 $/Bbl

3Q09 MOP FO/DB

= ‐3 1 $/Bbl

Gasoil crack spread increased from 3Q09 from improving of

• il demand in industrial and

= 3.1 $/Bbl, premium 6.2 $/Bbl

Hedging transaction

• il demand in industrial and

transportation sectors following the global economic recovery Hedging transaction limited due to market condition, 21% (3Q10) from 50% (3Q09) on economic recovery Sales volume through Marketing Business increased incessantly from 50% (3Q09) on production run

66.0 KBD or 322 million liters/month (3Q10) 60.6 KBD or 295 million liters/month (3Q09)

Less impact from FX fluctuation due to

6

Less impact from FX fluctuation due to natural hedging

Less impact from FX fluctuation due to natural hedging

BALANCE SHEET PROFIT & LOSS FX Risk Management

Unit : Million USD Unit : Million USD / Month

ASSETS Trade AR Sales Revenue

• 1. Crude Sell/Buy Hedging

270 40

Inventory LIABILITIES COGS (WA)

• 2. Cross Currency Swap

255 425

LIABILITIES Trade AP GRM

• 3. FX GRM Hedging

15 225

Assumption Sale 100 KBD

• Avg. selling price

90 USD/Bbl NOTE

• 1. Crude Sell/Buy Hedging : to alleviate gain/loss affected from FX timing

mismatch, policy at 85% of crude purchase.

• Avg. crude price

85 USD/Bbl Base GRM 5 USD/Bbl Crude purchase vol. 3 MBbl Inventory Level 5 MBbl mismatch, policy at 85% of crude purchase.

• 2. Cross Currency Swap (CCS) : to naturally hedge with oil inventory by having

dollar equivalent loan for the amount of 200 MUSD.

• 3. FX GRM Hedging : to maximize profit in Baht term, target at 60% of GRM in

7

USD term

Singapore’s oil price movement

USD/Bbl

80 90 100

Dubai 95/Dubai

USD/Bbl USD/Bbl

AVG.2Q10=78.04 AVG.1Q10=75.78 AVG.1Q10=12.52 AVG.3Q10=73.97

20 25

Outlook

40 50 60 70

AVG.3Q09=68.02 AVG.2Q09=59.22 AVG.FY09=61.82 AVG.FY09 =8.55 AVG.2Q10=9.46

Outlook

4Q10/3Q10

10 15

AVG.3Q10=8.59

4Q10/3Q10

• 10

20 30

AVG.1Q09=44.28 AVG.2Q09 =9.58 AVG.1Q09 =10.69 AVG.3Q09 =8.84

Q / Q

• 5

J F M A M J J A S O N D

USD/Bbl

Y2009 Y2010

GO/Dubai FO/Dubai

USD/Bbl

J F M A M J J A S O N D

20 5 Outlook Outlook

AVG.2Q10=11.29 AVG.2Q10=(6.73) AVG.1Q10=8.96 AVG.1Q10=(3.04)

15

AVG.3Q10=12.39

(5)

• 4Q10/3Q10

AVG.3Q10=(4.82)

4Q10/3Q10

AVG.FY09=7.24 AVG.2Q09 =(5.95) AVG.1Q09 =(6.69) AVG.3Q09 =(3.11) AVG.FY09 =(5.06)

5 10 (15) (10)

8

AVG.2Q09=7.07 AVG.1Q09=8.81 AVG.3Q09=6.88

• J

F M A M J J A S O N D (20) ( ) J F M A M J J A S O N D

Refinery BU : 2010 base performance driven by PQI

6 7 2009 2010 1Q10 2Q10 3Q10 4Q10

bl)

Oil hedging position for Y2010

FO P i Y2010 FO Premium Y2009 Market GRM Y2009

3 4 5 6

Hedged volume (Mbbl)

15.71 6.11 0.56 2.56 1.66 1.71

Production run (MbbL)

28.91 32.35 7.77 7.33 8.09 8.74

se GRM ($/B FO Premium Y2010 Market GRM Y2010

1 2

Hedged position (%)

54% 19% 7% 35% 21% 20%

Realization (M$)

167.7 7.0 0.7 4.6 1.7 N/A

Bas

1Q 2Q 3Q 4Q

17% 19% 18% 22% 3%

100

2009

(M$)

35% 48% 51% 11% 12% 10% 14% 17% 19% 18% 22%

t Yield (%) LPG MOGAS JET

60 80

2009 2010 (Actual)

• n Yield (%)

ake (KBD) 2010 (Est.)

34% 20% 19% 14% 48% 51% 50%

Product Diesel Fuel oil

20 40

Productio Crude Int

1Q 2Q 3Q 4Q 9

Simple Hydro‐Skimming Complex Hydro‐cracking 1Q10 Complex Hydro‐cracking 2Q10 Complex Hydro‐cracking 3Q10

Refinery BU : performance is still in good shape

3Q10 3Q09 9M10 9M09

M.Baht $/BBL M.Baht $/BBL M.Baht $/BBL M.Baht $/BBL Base GRM 1,344 5.28 851 3.32 4,050 5.38 3,700 4.70

• Market GRM

1,300 5.11 342 1.33 3,851 5.11 1,788 2.27

• FO Premium

44 0.17 509 1.99 201 0.27 1,912 2.43 Hedging 43 0.17 1,332 5.20 217 0.29 4,156 5.28 Inventory Gain/(Loss) (139) (0 55) 1 208 4 71 (228) (0 30) 1 540 1 96 Inventory Gain/(Loss) (139) (0.55) 1,208 4.71 (228) (0.30) 1,540 1.96 Write Down (LCM)

• 942

1.20 Total GRM 1,248 4.90 3,391 13.23 4,039 5.37 10,338 13.12 Oth I 41 0 16 35 0 14 123 0 16 53 0 07 Other Income 41 0.16 35 0.14 123 0.16 53 0.07 Operating Expenses (502) (1.97) (514) (2.01) (1,463) (1.94) (1,386) (1.76) EBITDA 787 3.09 2,912 11.36 2,699 3.59 9,005 11.43 Adjusted EBITDA 926 3.64 1,704 6.65 2,927 3.89 6,523 8.27

3Q10 9M10 3Q09 9M09

Key factors Crude Run (KBD) Exchange rate (฿/$) DB ($/Bbl) 95/DB ($/Bbl) 88.0 81.7 84.9 82.4 31.78 34.10 32.45 35.00 73.97 68.02 75.95 57.26 8 59 8 84 10 18 9 66

10

95/DB ($/Bbl) GO/DB ($/Bbl) FO/DB ($/Bbl) FO premium ($/Bbl) 8.59 8.84 10.18 9.66 12.39 6.88 10.87 7.61 (4.82) (3.11) (4.84) (5.25) 1.17 6.20 1.5 7.9

Marketing BU : performance aligned with industry’s

3Q10 3Q09 9M10 9M09

M.Baht ฿/L M.Baht ฿/L M.Baht ฿/L M.Baht ฿/L Net Retail Margin 431 0.73 456 0.82 1,383 0.77 1,465 0.83 Net Industrial Margin 82 0.22 67 0.20 201 0.18 176 0.20 Net Industrial Margin 82 0.22 67 0.20 201 0.18 176 0.20 Total MKM 513 0.53 523 0.59 1,584 0.55 1,641 0.62

2.66 $/bbl 2.76 $/bbl 2.70 $/bbl 2.82 $/bbl

Other Income 213 0.22 205 0.23 627 0.22 653 0.25 Operating Expenses (367) (0.38) (354) (0.40) (1,071) (0.37) (966) (0.37) EBITDA 359 0.37 374 0.42 1,140 0.40 1,328 0.50 Sale Volume KBD ML/Mo KBD ML/Mo KBD ML/Mo KBD ML/Mo

• Retail

40.4 197 38.1 185 41.5 200 40.4 195

3Q10 9M10 3Q09 9M09

• Industrial

25.6 125 22.5 110 25.2 121 20.4 98 Total Sale Volume 66.0 322 60.6 295 66.7 321 60.8 293

11

Healthy financial position

Assets Short Term Loan + Due 1 yr Liabilities Cash

Unit: Million Baht

1,687

Sep 30,2010 Dec 31,2009 Sep 30,2010 Dec 31,2009

1 993 1 711 1,141 Inventories Cash Trade Accounts Receivable Other Liabilities Trade Accounts Payable 4,911 6,023 12,821 1,993 6,171 13,625 1,711 5,501 3,215 6,169

16 days 40 days 20 days

Long Term Loan Other Non Liabilities Other Current Assets Current Assets Total Liabilities 27,069 13,568 880 1,281 22,266 1,943 22,780 25,884 14,512 847 Shareholders’ Equity Common Share 27,069 1,170 Investments in Subsidiary 198 198 25,884 1,170 Invest in Affiliated Company 173 80 Premium on Share Capital Revalue Asset PPE Leasehold Right Retain Earning 8,369 4,477 11,816 26,829 963 27,711 1,025 8,369 4,199 11,954 p y 3 Total Assets Total Liabilities & Equity Other Non-Current Assets g Total Equity 52,901 25,832 51,576 1,147 52,901 1,107 51,576 25,692

12

Book Value per share (Baht) 21.96 22.08

Stock performance and key indicators

Share price (4 Jan 2010 – 8 Nov 2010)

VALUATION FIGURES As at

30 Sep10 31 Dec 09

Share Price (12 month-high) Baht 15.30 15.90

BCP 10 74%

Share Price (12 month-low) Baht 13.30 7.10 Share Price (12 month-average) Baht 14.30 12.27 Share Price (Closing) Baht 14.60 14.90 EV M Baht 30 738 30 978

BCP +10.74% BCP-DR1 +7.33% SET +42.92% Energy +34.85%

EV M.Baht 30,738 30,978 EV to EBITDA** times 5.80 3.41 P/E** times 7.87 3.31 P/BV times 0.66 0.67

*Share price referred “BCP” **EBITDA & earning excluded inventory effect for 12 months backward

PROFIT RETURN RATIO

For 9M10 9M09

Net Profit Margin % 1.68 8.16 Earning per Share Baht 1.42 5.63

FINANCIAL POSITION RATIO As at 30 Sep 10 31 Dec 09 Current Ratio times 2.12 1.80 AR Day days 16.10 16.87 DSCR* (net CAPEX) times 2 49 6 68

Return on Equity-ROE % 6.44 28.70 Return on Assets-ROA % 3.18 13.60

DSCR (net CAPEX) times 2.49 6.68 D/E Ratio times 0.61 0.59 Net debt to EBITDA* times 2.58 1.68 Book Value per Share (BV) Baht 21.96 22.08

13

*EBITDA excluded inventory effect for 12 months backward

Financial Aspect Financial Aspect p

BCP Performance 3Q10 • BCP Performance 3Q10 • f BBF Performance BBF Performance 3Q10 10 • Solar Farm Project Progress • Solar Farm Project Progress • BCP IFRS Alignment • BCP IFRS Alignment •

Bangchak Bio Fuel (“BBF”) key figures for 3Q10 performance

81 7 85.6 105.4 102.2

90 100 110

% Utilization

6 7 30 35

Price (B/L)

CPO Price B100 Price

Spread (B/L) CAPACITY : 300,000 Liters/Day 51.6 67.9 81.7 43.3 75.3 36.6

30 40 50 60 70 80 90

*

2 3 4 5 10 15 20 25 10 20 30 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

* Note : 20 Days shutdown for maintenance in Aug 2010

1 2 5 10 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

B100 price reference (EPPO) = 0 94 CPO + 0 1 Methanol + 3 82

% B100 Yield

* Note : 20 Days shutdown for maintenance in Aug‐2010

BCP is the major off‐taker of B100, accounting for 74% in 3Q2010

B100 price reference (EPPO) = 0.94 CPO + 0.1 Methanol + 3.82 Represent only for B100 which is produced from CPO

95.3 97.8 98.4 97.4 98.8 98.5 99.2 99.0 99.2

95 96 97 98 99 100

BCP 74% Others 26%

90 91 92 93 94 95 3Q2010 Sale Volume 6.76 ML/MO 15 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

BBF’s financial figures showing a bright future

Biodiesel Development Plan of DEDE : 2010‐2022

2010 2011 20 12‐2016 2017‐2022

1Q 2Q 3Q YTD9M % SALE 529 523 586 1,637 100.0%

Profit & Loss for 2010

Unit : MB

B100 Demand (ML/Day) 1.35 3.02 3.64 4.50 Compulsory Use B3 B5 l

, COGS (455) (454) (497) (1,406) ‐85.9% Gross Profit Margin 73 69 89 231 14.1% OPEX (14) (15) (16) (45) ‐2.7%

Alternative Use B5 B10 B100 Production

• Promote & develop production/consumption by

community

• Produce Biodiesel from Palm oil and Stearin
• Promote & control Biodiesel quality at standard level

EBITDA 59 54 73 186 11.3% DEPRE (11) (11) (12) (34) ‐2.1% Interest (9) (9) (9) (28) ‐1.7%

Promote & control Biodiesel quality at standard level

Raw Material

• Increase planting area for Oil Palm by 2.5 Million Rai
• Develop Oil Palm yield from 2.8 to 3.2 Ton/Rai/year
• Create stability of crude palm oil (CPO) supply

NET PROFIT 38 33 52 123 7.5%

Balance Sheet as of Sep 30, 10 : Total Assets 1,294 MB

Source : Department of Alternative Energy Development

R&D

• Demonstrate & promote producing of BTL / BHD and algae
• R&D Biodiesel from Algae and other raw materials as more

alternative Cash Inventory Other Assets 495 96 157 122 192 154 S/T Debt Trade AP L/T Debt

p gy p and Efficiency (DEDE)

PP&E 129 495 826 / Other Liabilities

16

416 Equity

Financial Aspect Financial Aspect p

BCP Performance BCP Performance 3Q Q10 10 • f BBF Performance BBF Performance 3Q Q10 10 • Solar Farm Project Progress • Solar Farm Project Progress • BCP IFRS Alignment • BCP IFRS Alignment •

38MW Solar Cell will generate EBITDA 700MB/Yr.

Technology Multi Crystalline Multi Crystalline

• T

ti f BOI t i t

PROJECT Advantages

EPC Contractor Suntech Suntech & & Solartron Solartron Consortium Consortium Inverter Supplier SMA Solar Technology AG SMA Solar Technology AG Expected COD 4Q Q2011 2011

• Tax exemption from BOI to waive corporate

income tax 100% for 8 years and 50% for 5 years later

• Granted adder 8 baht/KWH from EGAT & PEA

Investment Cost 130 130 MUSD MUSD Source of Fund ADB ( ADB (15 15‐year term loan) year term loan)

• Granted adder 8 baht/KWH from EGAT & PEA

for 10 years

• Location

High solar irradiation

Bang‐pa‐in Province

480 Rai (76.8 Hectares)

High solar irradiation Closed to local substation and

transmission line is in front of site

PROJECT Feasibility

480 Rai (76.8 Hectares)

• Low risk and stabilize cash flow to company
• Quick payback period about 6 years
• IRR ~15% (not included the land)

Solar 30 MW to EGAT Solar 30 MW to EGAT Solar 8 MW to PEA

PROJECT Feasibility

• Utilize non‐performing asset

18

Solar Farm Project : Flood & Recovery Plan

3 water pumps setting for drainage across the sluice (by city municipal) 3 water pumps setting for drainage DYKE 1 (complete) g g

Recovery Plan

Completing +2.8MSL dike surrounding the site & pump out the water

DYKE 2 (complete)

water Plan to mobilize more manpower, machine and working time Safe much shorter installation time due to new technology of structure PV module 19 Re‐arranging import schedule to optimize storage and transportation period

Corporate Direction: Restructure Business Portfolio to be more stable, to reduce impact from the Petroleum Downturn, while capturing Growth Opportunity Expected EBITDA In 2015 ~ 10,000 MB

EBITDA For 9 Months as at Sep 30 2010 = 4,236 MB

RF

New Business 30% MK BBF 4%

p

50% MK 20%

RF

RF 69% 27%

• RF Operation Excellence

& Minor Improvement

RF CAPEX, 800 MB/yr: 4,000 MK CAPEX, 500 MB/yr: 2,500 EURO IV & TGTU: 2 500

• MK Expansion
• NB Investment

EURO IV & TGTU: 2,500 New Businesses: 17,350

• Solar

13,050

• Ethanol

1,800

• Potash

2,500

Total Investment 26,350 MB Over the Next 5 years 20

Financial Aspect Financial Aspect p

BCP Performance BCP Performance 3Q Q10 10 • f BBF Performance BBF Performance 3Q Q10 10 • Solar Farm Project Progress • Solar Farm Project Progress • BCP IFRS Alignment • BCP IFRS Alignment •

IFRS timeframe in Thailand & BCP preparedness

2013

First time adoption of IFRS Fully adoption of IFRS 1 Jan 2013

2011 2012

1 Jan 2011

2009 2010

Gathering data for the comparative period IFRS Assessment Phase I

IFRS Assessment Phase II

IAS 39 : Financial Instrument Other IFRS except IAS 39

22

Financial Instrument (esp. Hedge Accounting) except IAS 39

Impacts of IFRS to BCP, transitioning in 2011

IFRS TOPIC

IAS 1 Presentation of

Impacts to BCP

Effective 2011

Magnitude

Net Asset P&L Equity Disclosure Impact to Financial Statements The set of financial statements; S f fi i l i i

Financial Statements

• Statement of financial position
• Statement of comprehensive income
• Statement of changes in equity
• Statement of cash flows
• Notes and others

Currently BCP has early adopted. Total income tax expense is the sum of tax by RD code plus the change in deferred tax during the period.

IAS 12 Income Taxes 2013

• IFRIC 13

2011 Customer Loyalty Program

• Gasohol club is granted loyalty award

credits (such as 'points’) BCP should account for their obligations to redeem their credits.

• BCP

has practiced component approach and respective useful life

• Depreciation of asset revaluation

need to be realized through profit or

IAS 16 2011 Property, Plant and Equipment

• g

p loss. Employee benefits are recognized as expenses in the period which the entity receives service;

IAS 19 2011 Employee Benefits

• (In case of cancellation asset revaluation)

23

• Pension expense has been accrued
• Other retirement expenses need to be

accrued. Symbols : VS= Very Small, S=Small, L=Large, Y=Yes

Oil Price and Situation Outlook Oil Price and Situation Outlook

Macroeconomics Outlook

World GDP Growth Outlook (% World GDP Growth Outlook (%YoY YoY) World GDP Growth Outlook (% World GDP Growth Outlook (%YoY YoY)

Macroeconomics Global Oil Market Factors to watch Refining margins

12.7

15

World GDP Growth Outlook (% World GDP Growth Outlook (%YoY YoY) World GDP Growth Outlook (% World GDP Growth Outlook (%YoY YoY)

The worst is over The worst is over Economy is moderate recovery Economy is moderate recovery

5.5 4 8 9.3 8.9 10.5 9.6 9.1 7.3 5.9 9.7 8.4 4 9 7.5

10 World US

3.2 1.3 4.8 4.2 2.6 0 2 2.6 2.3 3.0 0.8 1.7 1.5 2.7 2.8 1.5 4.9 2.5 2 2 4.0

5 EU Japan China

0.2 ‐2.9 ‐3.9 ‐1.4 ‐5.8 ‐2.2

‐5 2007 2008 2009 2010 2011 India Thailand

5.8

‐10

Gl b l i ti i t t b t d l t d i i t i

Source : IMF, Oct 2010

25

Global economy is continuing to grow next year but decelerated in emerging countries i.e. China, India, including Thailand with slow growth of developed countries.

Global Oil Market: Prices Movement Prices Movement

$/BBL

Macroeconomics Global Oil Market Factors to watch Refining margins

3Q Q10 10 Highlight Highlight $/BBL

90 95 100

• 2Q10 earnings beat

analyst estimation

• Weak US dollar on speculation
• f QE2 appealed commodities

such as oil

Bullish Bullish Bearish Bearish

• Strong 2Q10 earning profits
• Weak dollar due to QE2

appealed oil

• Concern over U.S. and

Chinese economy

70 75 80 85 90

Dubai Brent

appealed oil

55 60 65 70

WTI

35 40 45 50 55

• China’s decelerated economy
• Concern over U.S.

economic recovery

J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O

30 35

2009 2010 26

Crude oil prices turned in mixed performance amid signals that global economic growth is gradually accelerated, the world biggest energy consuming countries.

Global Oil Market: Demand Demand

Macroeconomics Global Oil Market Factors to watch Refining margins

2009 2010 FSU 187 North America 2011 Europe Demand growth in Demand growth in 2011 2011 ld d li i Chi ld d li i Chi

• 890
• 196
• 66
• 230

187 105 368

• 40

Latin America Middle East Asia would decline in China would decline in China and India and India 231 276 336 981

• 879

Latin America Africa 537 603 3 33 123

• 4

236 209 Year MBD %YoY

Global Oil Global Oil Demand* Demand* 2009 2009‐2011 2011 (MBD) (MBD) Global Oil Global Oil Demand* Demand* 2009 2009‐2011 2011 (MBD) (MBD) Global Demand Growth Global Demand Growth 2009 2009‐2011 2011 Global Demand Growth Global Demand Growth 2009 2009‐2011 2011

Source : IEA, Oct 2010

Yearly demand rise will be driven by Year MBD %YoY 2009

• 1.2
• 1.5%

2010 2.2 2.5%

85 90

84.7 86.9 88.2 emerging countries such as China and Middle East, while OECD countries will still see their year‐on‐year consumption declining in 2011. 2011 1.2 1.4%

80

2009 2010 2011 p g

27

*Include biofuel demand

Global Oil Market: Supply Supply

Macroeconomics Global Oil Market Factors to watch Refining margins

Spare Production Capacity (MBD) Spare Production Capacity (MBD) Spare Production Capacity (MBD) Spare Production Capacity (MBD) World Oil Balance (Demand/Supply) World Oil Balance (Demand/Supply) World Oil Balance (Demand/Supply) World Oil Balance (Demand/Supply)

30.3 31.2 28 7 29.1 86.7 85.9 84.8 86.9 88.2

80 90

31.2 28.7 9.

70 80 e (MBD)

OPEC Crude OPEC NGLs

Call on OPEC 29.3 MBD

Others 1.2 Iran 0 3 50.9 50.9 51.7 52.6 53.1 4.3 4.4 4.7 5.2 5.8

50 60

• rld Oil Balance

Non‐OPEC Supply Total Demand

Saudi Arabia 3.8

0.3 Kuwait 0.3 Angola 0.3

30 40 2007 2008 2009 2010 2011 Wo Source : IEA, Oct 2010 2007 2008 2009 2010 2011

• We see Non‐OPEC supply increasing by 500 KBD next year and the uptick in non‐OPEC supply is led

by Brazil, US, Kazakhstan and Columbia.

• We expect an increase of call on OPEC to 29.3 MBD in 2011.

28

We expect an increase of call on OPEC to 29.3 MBD in 2011.

• Idle production capacity is totally around 6 MBD at the moment, and mainly spare capacity is

from Saudi Arabia.

Global Oil Market: Crude Inventories Crude Inventories

Macroeconomics Global Oil Market Factors to watch Refining margins Source : IEA, Oct 2010

• Very high levels of crude inventories in OECD countries such as U.S. and Europe.
• Global crude floating storage has been declined since May 2010.
• Most of crude held in floating storage is from Iran.

29

Global Oil Market: Inter Inter‐Commodities Commodities

NYMEX WTI NYMEX WTI vs vs S&P S&P 500 500 NYMEX WTI NYMEX WTI vs vs S&P S&P 500 500

Macroeconomics Global Oil Market Factors to watch Refining margins S&P 500 WTI

Funds flow in equity & oil market due to

NYMEX WTI NYMEX WTI vs vs US Dollar Index US Dollar Index NYMEX WTI NYMEX WTI vs vs US Dollar Index US Dollar Index

expectation on QE2

NYMEX WTI NYMEX WTI vs vs US Dollar Index US Dollar Index NYMEX WTI NYMEX WTI vs vs US Dollar Index US Dollar Index

USDX

Weaker greenback increased the appeal

• f dollar‐priced asset

30

WTI

as an alternative investment

Source : Reuters

Key Factors to Keep An Eye On

Macroeconomics Global Oil Market Factors to watch Refining margins

The better economy, h h h d d

Global Global Economic Economic

the higher demand

Recovery Recovery

Key Key Factors Factors

Quantitative Quantitative Easing (QE Easing (QE2 2) )

Bubble Risk Bubble Risk in China in China

High inflation and asset price bubble risk in China may make Chinese policy maker raises QE2 would cause weak dollar leading money flows to

Factors Factors

p y interest rate and reserve ratio leading money flows to Commodities

Winter Winter Demand Demand 31

Cold weather leads to higher demand

Refining Margins

Macroeconomics Global Oil Market Factors to watch Refining margins

Demand Growth vs. additional Refining capacity Demand Growth vs. additional Refining capacity

d h

MBD

g p y g p y

Demand Growth

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Source : PIRA, Aug 2010

• Demand Growth will outpace the additional Refining capacity.
• Asia demand would grow 750 KBD in 2011 while additional capacity is 400 KBD

32

Asia demand would grow 750 KBD in 2011 while additional capacity is 400 KBD.

Refining Margins

2010 2010 Singapore Cracked Margin Outlook ($/BBL) Singapore Cracked Margin Outlook ($/BBL) 2010 2010 Singapore Cracked Margin Outlook ($/BBL) Singapore Cracked Margin Outlook ($/BBL)

Macroeconomics Global Oil Market Factors to watch Refining margins Cracking Margin Cracking Margin

We estimate Singapore crack margin will recover We estimate Singapore crack margin will recover from from 4Q10 10 onwards

• nwards

Topping Margin Topping Margin

3Q Q10 4 10 4Q Q10 10

33 33

from from 4Q10 10 onwards

• nwards

Source : Reuters

Refining Margins

Refinery Capacity Utilization Plan Refinery Capacity Utilization Plan 2011 2011‐2014 2014 (KBD) (KBD) Refinery Capacity Utilization Plan Refinery Capacity Utilization Plan 2011 2011‐2014 2014 (KBD) (KBD)

100 120

T/A period ~ 40 days

60 80

90 90 KBD KBD

40 60

Actual Actual Actual Actual Plan Plan Plan Plan

20

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 R fi i ili i ill d li R fi i ili i ill d li 90 90 KBD d l d KBD d l d

34

Refinery capacity utilization rate will decline to Refinery capacity utilization rate will decline to 90 90 KBD due to plant turnaround. KBD due to plant turnaround.

Marketing Business Marketing Business Highlight Highlight

Retail Marketing Retail Marketing Share • Share • k Marketing Activities •

ยอดขายน้ํามันใสผานสถานีบริการ เบนซิน + ดีเซล

เดือน เดือน สิงหาคม สะสม YTD (ม ค ส ค )

ลานลิตร / เดือน

ก ค (ม.ค. –ส.ค.)

ลานลตร / เดอน

ก.ค. 2553 2553 2552 2553 2552

ปตท.

506.7 476.2 471.5 + 1.0% 503.0 518.4

• 3.0%

เอสโซ

240.4 239.9 225.2 + 6.5% 239.4 230.5 + 3.9%

1 2 1 2 1 2

บางจาก

193.0 181.6 182.7

• 0.6%

189.9 194.3

• 2.3%

เชลล

177.0 176.1 186.7

• 5.7%

179.0 203.7

• 12.1%

4 3 4 3 4 3

คาลเท็กซ

88.3 84.1 95.5

• 11.9%

90.8 102.1

• 11.1%

ปตท. คาปลีก

96.1 92.7 92.7

• 0.0%

93.7 96.2

• 2.6%

ปโตรนาส

23.3 22.7 25.1

• 9.7%

23.3 26.2

• 11.4%

อื่นๆ

49.7 47.6 37.8 + 26.0% 47.4 44.9 + 5.5%

รวมทุกบริษัท

1,374.5 1,320.8 1,317.3 + 0.3% 1,366.4 1,416.3

• 3.5%

36

สวนแบงการตลาดน้ํามันใสผานสถานีบริการ เบนซิน + ดีเซล

เดือน เดือน สิงหาคม สะสม YTD (ม ค ส ค )

%

ก ค (ม.ค. –ส.ค.)

%

ก.ค. 2553 2553 2552 2553 2552

ปตท.

36.9 36.1 35.8 +0.3 36.8 36.6 +0.2

เอสโซ

17.5 18.2 17.1 +1.1 17.5 16.3 +1.2

1 2 1 2 1 2

บางจาก

14.0 13.7 13.9

• 0.1

13.9 13.7 +0.2

เชลล

12.9 13.3 14.2

• 0.8

13.1 14.4

• 1.3

4 3 4 3 4 3

คาลเท็กซ

6.4 6.4 7.3

• 0.9

6.6 7.2

• 0.6

ปตท. คาปลีก

7.0 7.0 7.0

• 0.0

6.9 6.8 +0.1

ปโตรนาส

1.7 1.7 1.9

• 0.2

1.7 1.9

• 0.2

อื่นๆ

3.6 3.6 2.9 +0.7 3.5 3.2 +0.3

รวมทุกบริษัท

100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

37

ยอดขายน้ํามันใสผานสถานีบริการ – แกสโซฮอล E20

เดือน เดือน สิงหาคม สะสม YTD (ม ค ส ค )

ลานลิตร / เดือน

ก ค (ม.ค. –ส.ค.)

ลานลตร / เดอน

ก.ค. 2553 2553 2552 2553 2552

บางจาก

6.6 6.8 3.7 + 84.4% 5.7 2.9 + 99.2%

ปตท.

5.0 5.0 4.1 + 22.0% 4.7 3.1 + 51.4%

โ

2 1 2 1 2 1

เอสโซ เชลล คาลเท็กซ

ปตท. คาปลีก

0.0 0.0 0.0

ปโตรนาส อื่นๆ รวมทุกบริษัท

11.6 11.8 7.8 + 51.6% 10.4 6.0 + 74.5%

38

สวนแบงการตลาดน้ํามันใสผานสถานีบริการ – แกสโซฮอล E20

เดือน เดือน สิงหาคม สะสม YTD (ม ค ส ค )

%

ก ค (ม.ค. –ส.ค.)

%

ก.ค. 2553 2553 2552 2553 2552

บางจาก

56.7 57.4 47.2 + 10.2 55.1 48.2 + 6.8

ปตท.

43.2 42.5 52.8

• 10.3

44.9 51.8

• 6.9

โ

2 1 2 1 2 1

เอสโซ เชลล คาลเท็กซ

ปตท. คาปลีก

0.1 0.1 + 0.1 0.0 + 0.0

ปโตรนาส อื่นๆ รวมทุกบริษัท

100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

39

ยอดขายน้ํามันใสผานสถานีบริการ – แกสโซฮอล E85

เดือน เดือน สิงหาคม สะสม YTD (ม ค ส ค )

พันลิตร / เดือน

ก ค (ม.ค. –ส.ค.)

พนลตร / เดอน

ก.ค. 2553 2553 2552 2553 2552

บางจาก

96.0 104.0 8.0 + 1200.0% 71.0 2.5 + 2740%

ปตท.

74.7 87.2 11.4 + 664.3% 58.6 7.1 + 730.1%

2 1 2 1 2 1

เอสโซ เชลล คาลเท็กซ

ปตท. คาปลีก

ปโตรนาส อื่นๆ

40

ๆ รวมทุกบริษัท

170.7 191.2 19.4 + 885.1% 129.6 9.6 + 1256%

40

สวนแบงการตลาดน้ํามันใสผานสถานีบริการ – แกสโซฮอล E85

เดือน เดือน สิงหาคม สะสม YTD (ม ค –ส ค )

%

ก ค (ม.ค. –ส.ค.)

%

ก.ค. 2553 2553 2552 2553 2552

บางจาก

56.2 54.4 41.2 + 13.2 54.8 26.2 + 28.6

ปตท.

43.8 45.6 58.8

• 13.2

45.2 73.8

• 28.6

โ

2 1 2 1 2 1

เอสโซ เชลล คาลเท็กซ

ปตท. คาปลีก

ปโตรนาส อื่นๆ

41

รวมทุกบริษัท

100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

41

ยอดขายน้ํามันใสผานสถานีบริการ – ดีเซล

เดือน เดือน สิงหาคม สะสม YTD (ม ค ส ค )

ลานลิตร / เดือน

ก ค (ม.ค. –ส.ค.)

ลานลตร / เดอน

ก.ค. 2553 2553 2552 2553 2552

ปตท.

329.3 305.9 306.8

• 0.3%

333.9 343.5

• 2.8%

เอสโซ

157.6 156.8 151.1 + 3.8% 158.6 155.0 + 2.3%

1 2 1 2 1 2

บางจาก

117.0 106.9 111.4

• 4.0%

117.3 122.1

• 3.9%

เชลล

110.2 108.2 121.1

• 10.7%

115.0 132.7

• 13.3%

4 3 3 4 4 3

คาลเท็กซ

52.2 48.7 56.8

• 14.3%

55.4 60.3

• 8.2%

ปตท. คาปลีก

58.4 56.3 54.9 + 2.4% 57.1 57.4

• 0.4%

ปโตรนาส

11.7 11.3 12.2

• 7.0%

11.9 12.9

• 8.2%

อื่นๆ

33.4 31.6 25.3 + 24.8% 33.4 30.9 + 8.0%

รวมทุกบริษัท

869.7 825.7 839.7

• 1.7%

882.6 914.8

• 3.5%

42

สวนแบงการตลาดน้ํามันใสผานสถานีบริการ – ดีเซล

เดือน เดือน สิงหาคม สะสม YTD (ม ค ส ค )

%

ก ค (ม.ค. –ส.ค.)

%

ก.ค. 2553 2553 2552 2553 2552

ปตท.

37.9 37.0 36.5 + 0.5 37.8 37.6 + 0.3

เอสโซ

18.1 19.0 18.0 + 1.0 18.0 16.9 + 1.0

1 2 1 2 1 2

บางจาก

13.5 12.9 13.3

• 0.3

13.3 13.3

• 0.1

เชลล

12.7 13.1 14.4

• 1.3

13.0 14.5

• 1.5

4 3 3 4 4 3

คาลเท็กซ

6.0 5.9 6.8

• 0.9

6.3 6.6

• 0.3

ปตท. คาปลีก

6.7 6.8 6.5 + 0.3 6.5 6.3 + 0.2

ปโตรนาส

1.3 1.4 1.5

• 0.1

1.3 1.4

• 0.1

อื่นๆ

3.8 3.8 3.0 + 0.8 3.8 3.4 + 0.4

รวมทุกบริษัท

100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

43

จํานวนสถานีบริการพลังงานทดแทน ณ 30 ก.ย. 53

   743 แหง 838 แหง 250 แหง 3 แหง 1,025 แหง 17 แหง

44

สถานีบริการน้ํามันบางจาก สิ้นเดือน ก.ย. 53

ประมาณการสิ้น ป 2553

ประมาณการ 2554 2555 จํานวนปม(แหง)

250 300 400 500

กทม. + ปริมณฑล 117 150

• ภูมิภาค

133 150

• ยอดจําหนาย(ลานลิตร/เดือน)

6.6 6.2 13.1 22.0

จํานวนรถ E20 (พันคัน) 682 725 975 1,225

(สิ้นเดือน ส.ค. 53)

จํานวนรถใหม(E20) เพิ่มขึ้นปละ 250,000 คัน

Unit

สวนแบงการตลาด ส.ค. 2553 จํานวนปมเดือน ส.ค. 53

232 250

42% 58%

178 50 100 150 200 250

%

6.8

ลานลิตร/เดือน

5.0

ลานลิตร/เดือน

50 BCP PTT

45

สถานีบริการน้ํามันบางจาก สิ้นเดือน ก.ย. 53

ประมาณการ 2553

ประมาณการ 2554 2555 2556 2557 จํานวนปมสะสม(แหง)

3 5 15 25 35 50

กทม. + ปริมณฑล 3 4 10

• ภูมิภาค
• 1

5

• ยอดจําหนาย(ลานลิตร/เดือน)

0.1 0.1 0.5 0.8 1.5 2.3

จํานวนรถ FFV จํานวนรถติด Conversion Kit 2,000 คัน 1,200 คัน

จํานวนปมเดือน ส.ค. 53

Unit

สวนแบงการตลาด ส.ค. 2553

4 5

46% 54%

87.2

3 1 2 3 4

104.0

พันลิตร/เดือน พันลิตร/เดือน

BCP PTT

46

ปมบางจาก Flag Ship

47

ปมบางจาก Flag Ship

48

รานกาแฟอินทนิล PLUS

49

รานกาแฟอินทนิล จุฬาลงกรณมหาวิทยาลัย

50

Marketing Business Marketing Business Highlight Highlight

Retail Marketing Share • k Marketing Activities • Marketing Activities •

บางจากคูแทหัวใจสีเขียว

52

บางจากฯ ขยายปมจําหนายแกสโซฮอล E20 และ E85

บางจากฯ ขยายปมแกสโซฮอล E20 จ.กระบี่ เปดปม E85 จ.เชียงใหม - ภาคเหนือรายแรก

53

โฆษณาประชาสัมพันธ บางจากแกสโซฮอล E20

54 54

รายการสงเสริมการขาย Super Power D

55

รายการสงเสริมการขายบัตรบางจากแกสโซฮอลคลับ

56

บัตรบางจากแกสโซฮอลคลับ Double Points

สมาชิกบางจากแกสโซฮอลคลับ เติมน้ํามันแกสโซฮอล E20 หรือ E85 รับแตมสะสม 2 เทา (รับสวนลดเพิ่มเปน 40 สต /ลิตร) รบแตมสะสม 2 เทา (รบสวนลดเพมเปน 40 สต./ลตร)

เงื่อนไข 1.สําหรับสมาชิกบางจากแกสโซฮอลคลับที่เติมน้ํามันแกสโซฮอล E20 หรือ E85 ผานบัตรบางจากแกสโซฮอลคลับที่สถานีบริการน้ํามันบางจาก รับคะแนนสะสม 2 คะแนนตอการเติมน้ํามัน 1 ลิตร ํ ั ิ ี่ ิ ้ํ ั ั้  ั ี่ ี 2.สําหรับสมาชิกทีเติมนํามันตังแตวันที 1 ตุลาคม 2553 – 31 มีนาคม 2554 3.บางจากขอสงวนสิทธิ์ในการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขโดยไมตองแจงลวงหนา 57

รายการสงเสริมการขายแลกซื้อหนังสือ “อรอยคิวยาว”

ิ ้ํ ั ื ซื้ สิ  ใ  ั สิ ิ์ ซื้ ั สื เตมนามนบางจาก หรอซอสนคาในมารท รบสทธแลกซอหนงสอ "อรอยคิวยาว" ในราคา 150 บาท จากปกติ 220 บาท

58

กิจกรรม 9 ปรานใบจาก

59

รายการสงเสริมการขายรานกาแฟอินทนิล I th i B P i t 2010 Inthanin Bonus Points 2010 วันนี้ – 15 ธ.ค.53

เมื่อลูกคาซื้อเครื่องดื่ม หรืออาหารวาง (รายการอาหารวาง ไดแก วอฟเฟล โรตี ขนม   ปงปง ซอสเซสและคริสปแซนวิช) ในราน Inthanin Coffee ครบ 50 บาท จะไดรับ สติ๊กเกอร 1 ดวง สะสมครบ 7 ดวง สามารถ สตกเกอร 1 ดวง สะสมครบ 7 ดวง สามารถ แลกรับเครื่องดื่มชนิดใดก็ไดฟรี 1 แกว (ไมรวม ปนเพิ่ม) ที่ราน Inthanin Coffee ทุกสาขา ) ุ

60

TAPA 2010

61

邦嘉 邦嘉 Bangchak

Bangchak in in CHINA CHINA

GE Plus Advantage SM 10W-40 GE Plus Extreme SL 10W-40 GE Plus Power SG 15W-40 D3 EXTRA PLUS CF-4 15W-40 CF 4 15W 40 D3 Commonrail CH 4 20W 50 CH-4 20W-50

62

OEM Product ACDelco Brand

Change model of Diesel Engines Oil to Size 6L

OEM Product OEM Product GM Tech Brand GM Tech Brand

Bid ได New Product 1 ตัว คือ GM Tech SS 1 0 W 4 0 ACEA A3 / B4 Bid ได New Product 1 ตว คอ GM Tech SS 1 0 W 4 0 ACEA A3 / B4

63

บางจากชวยเหลือผูประสบภัยน้ําทวม

บางจากมอบน้ํามัน จํานวน 50,000 ลิตร ชวยเหลือผูประสบ ั ้ํ  ภัยนําทวม ้ บางจากมอบน้ําจํานวน 10,000 ขวด และถุงยังชีพ 1,500 ถุง ใหกับปมชุมชน จ.นครราชสีมา

64

Other events and activities Other events and activities

Other events and activities Other events and activities

ADB ปลอยกูบางจากฯ

คณะทํางาน APEC เยี่ยมบางจาก

ดร.อนุสรณ แสงนิ่มนวล กรรมการผูจัดการใหญ บริษัท บางจากปโตรเลียม จํากัด (มหาชน) รวมลงนามสัญญาเงินกู 4,200 ลานบาท กับ Mr.Joe Yamakata รอง ผูอํานวยการสํานักปฏิบัติการภาคเอกชน ธนาคารเพื่อการพัฒนาแหงเอเชีย (ADB) และ Mr.Takeshi Ohashi, Joint General Manager ธนาคาร Mizuho Corporate ในโครงการผลิตไฟฟาจากเซลลแสงอาทิตย Sunny Bangchak ที่ อ บริษัท บางจากปโตรเลียม จํากัด (มหาชน) ใหการตอนรับคณะทํางาน Asia- Pacific Economic Cooperation (APEC) และผูแทน International Atomy Energy Agency (IAEA) เขาเยี่ยมชมกิจการพรอมดูงานการซอมแผนฉุกเฉิน ตามนโยบายของกรมปองกันและบรรเทาสาธาณะภัยในการสงเสริมและพัฒนา ศักยภาพดานการจัดการภัยพิบัติระหวางหนวยงานตางๆ ในกลมสมาชิก Corporate ในโครงการผลตไฟฟาจากเซลลแสงอาทตย Sunny Bangchak ท อ. บางปะอิน จ.พระนครศรีอยุธยา กําลังผลิต 38 เมกะวัตต พรอมไดรับเงินสนับสนุน ศึกษาวิจัยเพื่อลดการปลอยกาซเรือนกระจกจาก ADB กวา 4 แสนดอลลารสหรัฐ ณ หองฉัตรา โรงแรมสยามเคมปนสกี เมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2553 ศกยภาพดานการจดการภยพบตระหวางหนวยงานตางๆ ในกลุมสมาชก เศรษฐกิจเพื่อการจัดการดานภัยพิบัติระหวางประเทศ ณ ศูนยจายน้ํามันบางปะ อิน อ.บางปะอิน จ.พระนครศรีอยุธยา เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2553

66

Thank You Thank You

ir@bangchak.co.th Tel. 02 335 4580 www.bangchak.co.th click Investor Relations