BCP รายงานกำไรสุทธิ 17 ลบ. ใน 4Q67 ฟื้นตัวจากขาดทุน 2.1 พันลบ. ใน 3Q67 และขาดทุน 977 ลบ. ใน 4Q66 แม้ต่ำกว่าที่เราและตลาดคาดการณ์ไว้ accounting EBITDA ลดลง 30% YoY แต่ทรงตัว QoQ ทั้งๆ ที่กลุ่มธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันพลิกกลับมามี EBITDA เป็นบวกที่ 173 ลบ. จากค่าการกลั่นพื้นฐานที่สูงขึ้น กำไรของกลุ่มธุรกิจไฟฟ้าและกลุ่มธุรกิจทรัพยากรธรรมชาติลดลง QoQ จากปัจจัยฤดูกาล และปริมาณการขายที่ลดลง QoQ ของ OKEA ซึ่งเป็นผลมาจากการจำหน่ายสัดส่วนการลงทุนในแหล่ง Yme และปริมาณการจำหน่ายที่น้อยกว่ากำลังผลิตตามสัญญา (underlift) ของแหล่ง Draugen และ Brage กำไรสุทธิปี 2567 ลดลง 8.35% YoY มาอยู่ที่ 2.2 พันลบ. เพราะมาร์จิ้นของธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันอ่อนแอและขาดทุนสต๊อก ประกอบกับค่าการตลาดลดลงเล็กน้อย แม้ว่าจะได้รับการชดเชยจากปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นหลังเข้าซื้อ BSRC เราคาดว่าผลประกอบการจะปรับตัวดีขึ้นในปี 2568 จากกำไรที่ดีขึ้นจากการผนึกกำลังร่วมกับ BSRC และการเติบโตเพิ่มมากขึ้นจาก OKEA ขณะที่ผลกระทบเชิงลบจากขาดทุนสต๊อกจะลดลง เราคงราคาเป้าหมายของ BCP ไว้ที่ 44 บาท/หุ้น โดยอิงกับวิธี sum-of-the-parts ราคาเป้าหมายของเราคิดเป็น EV/EBITDA ได้ที่เพียง 3.9 เท่า (ปี 2568) เทียบกับ PE ของหุ้นกลุ่มเดียวกันในตลาดภูมิภาคที่ >9 เท่า คงคำแนะนำ OUTPERFORM
กลุ่มธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันได้แรงหนุนจากค่าการกลั่นที่สูงขึ้น EBITDA ของกลุ่มธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันฟื้นตัวจากขาดทุน 1.6 พันลบ. ใน 3Q67 กลับมามีกำไร 173 ลบ. ค่าการกลั่นทางบัญชีปรับตัวดีขึ้นจากติดลบ US$2.95/bbl (-2.5 พันลบ.) มาอยู่ที่ US$1.75/bbl (+1.5 พันลบ.) โดยได้รับปัจจัยหนุนจากค่าการกลั่นพื้นฐานที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ US$4.8/bbl ซึ่งเป็นผลมาจาก crack spread ที่แข็งแกร่งขึ้นของกลุ่มผลิตภัณฑ์น้ำมันกลั่นขั้นกลางจากอุปสงค์ตามฤดูกาลและขาดทุนสต๊อกน้ำมันที่ลดลง ปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นเพิ่มขึ้น 5% QoQ มาอยู่ที่ 271.8kbd (อัตราการใช้กำลังการกลั่น 92%) ใน 4Q67 เนื่องจากโรงกลั่นทั้งสองแห่งกลับมาดำเนินงานตามปกติหลังจากโรงกลั่นศรีราชาปิดซ่อมบำรุงบางส่วนใน 3Q67
กำไรจากกลุ่มธุรกิจการตลาดปรับตัวดีขึ้น QoQ จากปริมาณการขายที่สูงขึ้น EBITDA ของกลุ่มธุรกิจการตลาดปรับตัวเพิ่มขึ้น 19% QoQ จากปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าการตลาดสุทธิอยู่ในระดับทรงตัว QoQ ปริมาณการขายของธุรกิจการตลาดเพิ่มขึ้น 7% QoQ มาอยู่ที่ 3.5 พันล้านลิตรใน 4Q67 จากอุปสงค์ในประเทศที่แข็งแกร่งขึ้น แม้ว่าการแข่งขันยังรุนแรง โดยทำให้ค่าการตลาดปรับลดลงจาก 0.96 บาท/ลิตร ใน 3Q67 มาอยู่ที่ 0.87 บาท/ลิตร ใน 4Q67 ค่าการตลาดสุทธิอยู่ในระดับทรงตัว QoQ ที่ 0.77 บาท/ลิตร โดยได้แรงหนุนจากขาดทุนจากสินค้าคงเหลือที่ลดลง นอกจากนี้ปริมาณการขายที่สูงขึ้นของกลุ่มธุรกิจการตลาดยังส่งผลให้ความต้องการผลิตภัณฑ์ในกลุ่มธุรกิจผลิตภัณฑ์ชีวภาพปรับตัวเพิ่มขึ้นด้วย โดยเฉพาะไบโอดีเซล ซึ่งช่วยหนุนให้ EBITDA ของกลุ่มธุรกิจผลิตภัณฑ์ชีวภาพปรับตัวเพิ่มขึ้น 26% YoY และ 98% QoQ เนื่องจากมาร์จิ้นและปริมาณการขายไบโอดีเซลดีขึ้น
กำไรจากกลุ่มธุรกิจไฟฟ้าและกลุ่มธุรกิจทรัพยากรธรรมชาติเพิ่มขึ้น กำไร (EBITDA) จากกลุ่มธุรกิจอื่นๆ ลดลง 10% YoY และ 24% QoQ หลักๆ เกิดจากผลกระทบตามฤดูกาลซึ่งเป็นผลมาจากปริมาณการจำหน่ายไฟฟ้าที่ลดลงจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำในลาว และการปิดซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้าพลังงานก๊าซธรรมชาติในสหรัฐฯ EBITDA ของกลุ่มธุรกิจไฟฟ้าลดลง 19% QoQ นอกจากนี้ EBITDA ของกลุ่มธุรกิจทรัพยากรธรรมชาติ (OKEA) ก็ลดลง 26% QoQ จากปริมาณการจำหน่ายที่น้อยกว่ากำลังผลิตตามสัญญา (underlift) และการจำหน่ายสัดส่วนการลงทุนในแหล่ง Yme ทั้งๆ ที่ราคาก๊าซสูงขึ้น
ผลประกอบการจะปรับตัวดีขึ้นในปี 2568 เราคาดว่า BCP น่าจะสามารถคงปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นไว้ในระดับสูงในปี 2568 เพื่อเพิ่มผลประโยชน์จาก synergy ของกลุ่มให้สูงที่สุด แม้ว่ากำไร 1Q68 ของกลุ่มธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันจะได้รับผลกระทบเชิงลบจากค่าการกลั่นที่อ่อนแอ นอกจากนี้เรายังคาดว่าผลกระทบจากขาดทุนสินค้าคงเหลือที่ลดน้อยลงจะช่วยสนับสนุนกำไรสุทธิปี 2568 ในขณะที่กำไรของกลุ่มธุรกิจไฟฟ้าและกลุ่มธุรกิจทรัพยากรธรรมชาติจะอยู่ในระดับทรงตัว YoY โดย upside จะมาจากดีล M&A ใหม่
เพิ่มทุนสำหรับโครงการแลกหุ้น BCP ได้ประกาศเพิ่มทุน โดยออกเป็นหุ้นใหม่สำหรับการรับซื้อคืนหุ้น BSRC ที่เหลือ (18.3%) โดยแลกเป็นหุ้น BCP (share swap) ที่อัตรา 6.5 หุ้น BSRC ต่อ 1 หุ้น BCP หากทำสำเร็จ หุ้น BSRC จะถูกเพิกถอนออกจากตลาด การออกหุ้น BCP ใหม่จำนวน 97.21 ล้านหุ้น จะทำให้เกิด dilution 7% และเทียบเท่ากับราคา BSRC ที่ 5.61 บาท/หุ้น (อิงกับราคาหุ้น BCP ที่ 36.50 บาท) เราเชื่อว่าการควบรวมกิจการจะช่วยให้ต้นทุนลดลงได้อีกและทำให้การบริหารงานได้คล่องตัวมากขึ้น และ BCP ก็ไม่ต้องใช้เงินทุนเพิ่มเติมในการเข้าซื้อหุ้น BSRC เพิ่มเติมในรอบนี้
ปัจจัยเสี่ยงและความกังวล: ภาวะเศรษฐกิจชะลอตัวจะส่งผลกระทบต่อความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปและค่าการกลั่น ในขณะที่ความผันผวนของราคาน้ำมันอาจส่งผลทำให้ขาดทุนสต๊อกเพิ่มขึ้น ปัจจัยเสี่ยงอื่นๆ คือ การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก รายการด้อยค่าของสินทรัพย์ในธุรกิจ E&P และรัฐบาลเข้าแทรกแซงราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศ ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
Though missing estimates, the 4Q24 net profit of Bt17mn shows a reversal from losses of Bt2.1bn in 3Q24 and Bt977mn in 4Q23. Accounting EBITDA fell 30% YoY but was flat QoQ despite a sharp turnaround in oil refining to a positive EBITDA of Bt173mn on higher operating GRM. Power and natural resources segment profit fell QoQ on seasonality and lower sales volume at OKEA due to the divestment of the investment in Yme field and a fall in contracted production (under-lift) at Draugen and Brage fields. This brought 2024 net profit to Bt2.2bn, a drop of 8.35% YoY on weak oil refining margin and stock loss, plus a slip in marketing margin, though this was offset by higher sales volume after acquiring BSRC. We expect better earnings in 2025F on the synergy with BSRC, more growth from OKEA and lower stock loss. We maintain our TP of Bt44, based on sum-of-the-parts. Our TP implies EV/EBITDA of only 3.9x (2025) vs. >9x of regional peers. OUTPERFORM.
Oil refinery supported by higher GRM. Oil refining EBITDA turned around to Bt173mn profit from a Bt1.6bn loss in 3Q24 with accounting GRM improved from a minus US$2.95/bbl (-Bt2.5bn) to US$1.75/bbl (+Bt1.5bn). Behind this was higher operating GRM at US$4.8/bbl, driven by seasonally stronger middle distillates crack spread and lower inventory loss. Crude run rose 5% QoQ to 271.8kbd (92% utilization) in 4Q24 as both refineries operated normally after a minor shutdown of the Sriracha refinery in 3Q24.
Marketing profit up QoQ on higher sales volume. Oil marketing EBITDA rose 19% QoQ on higher sales volume, though net marketing margin was flat QoQ. Oil marketing sales volume rose 7% QoQ to 3.5bn liters in 3Q24 due to stronger domestic demand, though intense competition shrank marketing margin to Bt0.87/liter in 4Q24 from Bt0.96/liter in 3Q24. Net marketing margin was flat QoQ at Bt0.77/liter, helped by lower inventory loss. Higher marketing sales volume also lifted demand for biodiesel, which lifted bio-based business EBITDA 26% YoY and 98% QoQ.
Higher contribution from power and natural resources segments. Profit contribution (EBITDA) from other businesses weakened 10% YoY and 24% QoQ, largely on seasonality due to lower electricity sales from the hydropower plant in Laos and maintenance shutdown of gas plants in the US. Power business EBITDA fell 19% QoQ. Natural resources EBITDA, i.e. OKEA, also fell 26% QoQ on lower contracted sales volume (under-lift) and divestment of the Yme project, despite higher gas price.
Earnings to improve in 2025F. We expect BCP to be able to maintain a high crude run in 2025 to maximize synergy, though oil refining profit in 1Q25 may be hurt by weak GRM. We also expect a boost to 2025 net profit from lower inventory loss while earnings of power and natural resources segments will be stable YoY with upside from a new M&A.
Capital increase for share swap. BCP announced a capital increase, issuing new shares for the repurchase of the remaining BSRC shares (18.3%) via a share swap at a ratio of 6.5 BSRC shares to one BCP share. If completed, BSRC shares will be delisted from the market. The issuance of 97.21mn BCP shares will give a dilution of 7% and is equivalent to a BSRC price of Bt5.61 (based on BCP share price of Bt36.50). We believe the merger will further reduce costs and streamline management while BCP will not require additional capital to acquire additional BSRC shares in this round.
Risks & concerns. An economic slowdown would hurt demand for refined oil products and GRM while oil price volatility may cause more stock loss. Other risks are regulatory changes on GHG emissions, asset impairments for the E&P business and government intervention in domestic retail oil price. Key ESG risk factors include the environmental impact of its business and how it adapts during the transition to clean energy.
Download PDF Click > BCP250224_E.pdf
