BCP - 3Q68: กำไรต่ำกว่าคาด; ได้รับผลกระทบจากรายการด้อยค่า

กลุ่มธุรกิจโรงกลั่นน้ำมัน: ค่าการกลั่นฟื้นตัวอย่างแข็งแกร่ง ขาดทุนสต๊อกน้ำมันลดลง EBITDA ของกลุ่มธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันฟื้นตัวขึ้นมาอยู่ที่ 2.9 พันลบ. ใน 3Q68 (เทียบกับขาดทุน 1.7 พันลบ. ใน 2Q68) โดยได้รับการสนับสนุนจากค่าการกลั่นพื้นฐานที่ปรับตัวขึ้นแรงมาอยู่ที่ US$7.38/bbl (+66% QoQ, +196% YoY) ซึ่งได้แรงหนุนจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ middle distillate ที่แข็งแกร่งขึ้น และส่วนต่างราคาน้ำมันดิบ เบรนท์-ดูไบที่ดี ปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นโดยเฉลี่ยเพิ่มขึ้น 10% QoQ มาอยู่ที่ 264.9kbd เนื่องจาก BSRC กลับมาเดินเครื่องผลิตหลังจากหยุดซ่อมบำรุง ขาดทุนจากสต๊อกน้ำมันลดลงมาอยู่ที่ US$1.54/bbl (1.2 พันลบ.) จาก US$4.75/bbl (3.5 พันลบ.) ใน 2Q68 ในขณะที่ขาดทุนจากการป้องกันความเสี่ยงเพิ่มขึ้นเล็กน้อยเป็น US$1.36/bbl (1.1 พันลบ.) ค่าการกลั่นรวมพลิกกลับมาเป็นบวกที่ US$4.48/bbl (เทียบกับ -US$1.52/bbl ใน 2Q68)

กลุ่มธุรกิจการตลาดได้รับการสนับสนุนจากมาร์จิ้นที่เพิ่มขึ้นและการเติบโตของยอดขายในตลาดอุตสาหกรรม EBITDA ของกลุ่มธุรกิจการตลาดเพิ่มขึ้น 38% QoQ เป็น 1.6 พันลบ. โดยได้รับแรงหนุนจากค่าการตลาดสุทธิที่เพิ่มขึ้น 16% QoQ มาอยู่ที่ 0.85 บาท/ลิตร ซึ่งได้รับการสนับสนุนจากขาดทุนสต๊อกน้ำมันที่ลดลงและยอดขายผลิตภัณฑ์มูลค่าสูง อาทิ ยางมะตอย และน้ำมันเรือเดินสมุทร ที่สูงขึ้น ปริมาณการขายอยู่ในระดับทรงตัว QoQ ที่ 3,393 ล้านลิตร โดยส่วนแบ่งการตลาดค้าปลีกยังทรงตัวอยู่ที่ 29%

รายการด้อยค่าของ OKEA ถูกชดเชยด้วยปริมาณการขายและราคาที่เพิ่มขึ้น EBITDA ของกลุ่มธุรกิจทรัพยากรธรรมชาติเพิ่มขึ้น 15% QoQ เป็น 4 พันลบ. โดยได้รับแรงหนุนจากปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้น 10% (36.3kboepd) จากหลุมผลิตใหม่ที่ Brage ราคาขายเฉลี่ยน้ำมันและก๊าซธรรมชาติเหลวเพิ่มขึ้น 3% QoQ มาอยู่ที่ US$65.3/bbl OKEA รับรู้ผลขาดทุนจากการด้อยค่าของสินทรัพย์รวม 4.9 พันลบ. (696 ลบ.เมื่อคำนวณตามสัดส่วนการถือหุ้นของ BCP หลังหักภาษี) จากราคาน้ำมันคาดการณ์ล่วงหน้าที่ลดลงและการปรับลดประมาณการปริมาณสำรอง ราคาก๊าซลดลง 8% QoQ และปริมาณการผลิตทรงตัวจากการหยุดซ่อมบำรุง

แนวโน้ม: ความผันผวนของราคาน้ำมันอาจส่งผลกระทบต่อกำไร 4Q68 กำไรอาจจะอ่อนตัวลงใน 4Q68 ซึ่งเป็นผลมาจากราคาน้ำมันดิบดูไบที่ลดลง (US$60–65/bbl) และอุปสงค์ที่ชะลอตัวลงตามฤดูกาล อย่างไรก็ตาม ค่าการกลั่นอาจยังคงแข็งแกร่งจากอุปสงค์ในช่วงฤดูหนาวและอุปทานที่ตึงตัว เป้าหมายการผลิตของ OKEA ยังคงอยู่ที่ 30–32kboepd แต่ความผันผวนของราคาน้ำมันและความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์ยังคงเป็นความไม่แน่นอนที่สำคัญ

ปรับลดประมาณการกำไรเพื่อสะท้อนรายการพิเศษ แม้ว่ากำไรปกติ 9M68 เป็นไปตามที่เราคาดการณ์ไว้ แต่ขาดทุนพิเศษ (รายการที่ไม่ใช่เงินสด) ที่มากกว่าคาดใน 3Q68 ทำให้เราต้องปรับลดประมาณการกำไรสุทธิปี 2568 ลงมาอยู่ที่ 2.7 พันลบ. (-61%) ความเสี่ยง downside ขึ้นอยู่กับความผันผวนของราคาน้ำมัน การเปลี่ยนแปลงดังกล่าวมีผลกระทบน้อยมากต่อราคาเป้าหมายของเราที่ 47 บาท/หุ้น เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ OR

ปัจจัยเสี่ยงและความกังวล: ภาวะเศรษฐกิจชะลอตัวอาจส่งผลกระทบต่อความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปและค่าการกลั่น ในขณะที่ความผันผวนของราคาน้ำมันอาจส่งผลทำให้ขาดทุนสต๊อกเพิ่มขึ้น ปัจจัยเสี่ยงอื่นๆ คือ การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก รายการด้อยค่าของสินทรัพย์ในธุรกิจ E&P และการควบคุมราคาขายปลีก ความกังวลด้าน ESG มุ่งไปที่ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและความพร้อมในการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน

3Q25: Misses estimates, hit by impairments

BCP posted 3Q25 net profit of Bt1.1bn (>100% YoY, >100% QoQ), missing INVX and consensus despite a sharp rebound in refining margins and lower inventory losses, with impairment charges from OKEA and hedging losses (Bt1.1bn) weighing on the bottom line. Operating profit surged to Bt2.9bn from a loss in 2Q25, driven by higher crude runs and improved GRM. 9M25 net profit of Bt663mn (-69% YoY) reflected larger asset impairments, and we cut our net profit forecast to Bt2.7bn from Bt6.8bn. This has limited impact on our SOTP-based TP of Bt47 (3x EV/EBITDA vs. >9x for peers). We maintain our OUTPERFORM rating.

Oil refinery: strong GRM recovery, lower inventory loss. EBITDA for the oil refinery rebounded to Bt2.9bn in 3Q25 (vs. a Bt1.7bn loss in 2Q25), supported by a sharp 66% QoQ, 196% YoY rise in operating GRM to US$7.38/bbl, driven by stronger middle distillate crack spreads and favorable Brent-Dubai differentials. Average crude run rose 10% QoQ to 264.9kbd as BSRC resumed operations post-maintenance. Inventory losses slimmed to US$1.54/bbl (Bt1.2bn) from US$4.75/bbl (Bt3.5bn) in 2Q25, while hedging losses widened slightly to US$1.36/bbl (Bt1.1bn). Total GRM turned positive at US$4.48/bbl (vs. -US$1.52/bbl in 2Q25).

Marketing segment upheld by margin expansion and industrial sales growth. Marketing EBITDA rose 38% QoQ to Bt1.6bn, driven by a 16% QoQ increase in net marketing margin to Bt0.85/liter on reduced inventory losses and higher sales of high-value products like asphalt and marine fuels. Sales volume was flat QoQ at 3,393mn liters, with retail market share holding steady at 29%.

OKEA impairment offsets volume and price gains. Natural resources EBITDA rose 15% QoQ to Bt4bn, aided by a 10% increase in sales volume (36.3kboepd) from new wells at Brage. Realized liquids price rose 3% QoQ to US$65.3/bbl. OKEA booked impairments totaling Bt4.9bn (net after-tax to BCP of Bt696mn) due to lower forward oil prices and reserve revisions. Gas prices fell 8% QoQ, and production was flat due to maintenance.

Outlook: oil price volatility to hurt 4Q25 profit. Earnings will soften in 4Q25 due to lower Dubai crude prices (US$60–65/bbl) and a seasonal demand slowdown. Refining margins may remain resilient on winter demand and tight supply. OKEA’s production guidance is kept at 30–32kboepd, but oil price volatility and geopolitical risks remain key uncertainties.

Earnings forecast cut to reflect extra items. Although core profit in 9M25 is in line with our projection, larger extra losses (non-cash) in 3Q25 led us to cut net profit for 2025F to Bt2.7bn (-61%). Downside risk hinges on the volatility of oil price. This has minimal impact on our TP of Bt47. We maintain our OUTPERFORM rating.

Risks & concerns. Economic slowdown may weaken refined oil demand and GRM; oil price swings risk stock losses. Other risks include GHG regulations, E&P impairments, and retail price controls. ESG concerns focus on environmental impact and energy transition readiness.

Download PDF Click > BCP251107_E.pdf