BCP รายงานขาดทุนสุทธิ 2.6 พันลบ. ใน 2Q68 เป็นไปตามที่ INVX คาด แต่แย่กว่าตลาดคาดเล็กน้อย ผลประกอบการที่อ่อนแอถูกฉุดรั้งโดยขาดทุนสต๊อกและการป้องกันความเสี่ยงที่ US$5.97/bbl (4.3 พันลบ.) ขาดทุนจากธุรกิจไฟฟ้า และการด้อยค่าของ OKEA กำไรจากการดำเนินงานลดลง 29% QoQ มาอยู่ที่ 1.3 พันลบ. จากปริมาณน้ำมันดิบนำเข้ากลั่นที่ลดลง (การปิดซ่อมบำรุงโรงกลั่นของ BSRC) ค่าการตลาดที่ลดลง และกำไรที่ลดลงของ OKEA ขาดทุนสุทธิ 445 ลบ. ใน 1H68 อ่อนแอกว่าที่คาดการณ์ไว้ ทั้งนี้แม้คาดว่าผลประกอบการจะฟื้นตัวใน 2H68 แต่เราปรับประมาณการกำไรปี 2568 ลดลง 17% มาอยู่ที่ 6.8 พันลบ. เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ BCP โดยให้ราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี SOTP ที่ 47 บาท (EV/EBITDA ที่ 3.1 เท่า เทียบกับค่าเฉลี่ยของหุ้นกลุ่มเดียวกันในตลาดภูมิภาคที่ >9 เท่า)
กลุ่มธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันรายงานขาดทุนสุทธิ EBITDA ของกลุ่มธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันปรับตัวลดลงสู่ขาดทุน 1.7 พันลบ. ซึ่งเป็นผลมาจากขาดทุนสต๊อกน้ำมันที่ US$4.75/bbl (3.5 พันลบ.) และขาดทุนจากการป้องกันความเสี่ยงจำนวน 891 ลบ. ทั้งๆ ที่ค่าการกลั่นพื้นฐานปรับตัวขึ้นมาอยู่ที่ US$4.45/bbl (+70% YoY, +12% QoQ) ปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นเฉลี่ยลดลง 10% QoQ มาอยู่ที่ 241.6kbd โดยมีสาเหตุมาจากการปิดซ่อมบำรุงโรงกลั่นศรีราชา (BSRC) เป็นเวลา 28 วัน สำหรับธุรกิจการตลาดน้ำมัน ค่าการตลาดสุทธิลดลง 12% QoQ มาอยู่ที่ 0.73 บาท/ลิตร โดยมีสาเหตุมาจากขาดทุนสต็อกน้ำมัน แม้ว่าอัตรากำไรจากการดำเนินงานปกติ (ไม่รวมสต๊อกน้ำมัน) เพิ่มขึ้น 5% QoQ ปริมาณการขายลดลง 3% QoQ มาอยู่ที่ 3,393 ล้านลิตร ซึ่งเป็นผลมาจากปริมาณการขายที่ลดลงของ BSRC ส่วนแบ่งตลาดในธุรกิจค้าปลีกยังทรงตัวอยู่ที่ 29%
กำไรจากธุรกิจ E&P ลดลง EBITDA จาก OKEA ลดลง 47% QoQ ซึ่งเป็นผลมาจากปริมาณขายที่ลดลง 16% QoQ กลับสู่ระดับปกติ ราคาผลิตภัณฑ์เฉลี่ยก็ลดลง 16% QoQ หลักๆ เกิดจากผลิตภัณฑ์น้ำมัน (>60% ของปริมาณการขายทั้งหมด) นอกจากนี้ธุรกิจ E&P ยังบันทึกขาดทุนจากการด้อยค่าของค่าความนิยมทางเทคนิคจำนวน 484 ลบ. จากราคาน้ำมันคาดการณ์ล่วงหน้า (forward price) ที่ลดลงด้วย EBITDA จากธุรกิจไฟฟ้าพลังงานสะอาดเพิ่มขึ้น 8% QoQ จากปริมาณขายที่สูงขึ้นที่โรงไฟฟ้าพลังน้ำ แต่ต้องบันทึกรายการด้อยค่าของสินทรัพย์จากโรงไฟฟ้าพลังงานลมในฟิลิปปินส์ EBITDA จากธุรกิจผลิตภัณฑ์ชีวภาพลดลง 71% QoQ ท่ามกลางสภาวะอุตสาหกรรมที่ท้าทาย เนื่องจากยอดขายไบโอดีเซลลดลงซึ่งเป็นผลมาจากการปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลจาก B7 เป็น B5 ของภาครัฐ และอุปทานน้ำมันปาล์มที่สูง ขณะที่ราคาเอทานอลลดลงจากภาวะอุปทานล้นตลาด
กำไรปกติจะปรับตัวดีขึ้นใน 3Q68 เราคาดว่าผลประกอบการของ BCP จะได้แรงหนุนจากปริมาณน้ำมันนำเข้ากลั่นที่สูงขึ้น (เพิ่มขึ้น 15% QoQ ใน 3Q68 มาอยู่ที่ 277kbd) หลังจากที่มีการปิดซ่อมบำรุงโรงกลั่นของ BSRC ใน 2Q68 การเปลี่ยนตัวเร่งปฏิกิริยาครั้งล่าสุดที่ BSRC จะช่วยเพิ่มความสามารถในการกลั่นน้ำมันดิบที่มีปริมาณกำมะถันสูง และเพิ่มสัดส่วนการผลิต gasoil จาก 43% เป็น 48–49% ซึ่งจะทำให้บริษัทสามารถใช้ประโยชน์จากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ gasoil ที่สูงขึ้น โดยปัจจุบันอยู่ที่ระดับสูงกว่า US$20/bbl เทียบกับ US$15–16/bbl ใน 2Q68 เราคาดว่าธุรกิจ E&P จะฟื้นตัวเล็กน้อย เนื่องจาก OKEA ปรับเป้าการผลิตเพิ่มขึ้นเป็น 30-32 kBOED โดยเริ่มการผลิตที่หลุมใหม่ในเดือนก.ค. ในขณะที่ราคาน้ำมันที่อ่อนแอและผันผวนยังคงเป็นความเสี่ยงสำคัญ
ปรับลดประมาณการกำไรเพื่อสะท้อนผลประกอบการ 1H68 ที่อ่อนแอ ขาดทุนสุทธิ 1H68 ที่ 445 ลบ. ค่อนข้างน่าผิดหวัง ซึ่งมีสาเหตุมาจากขาดทุนสต๊อกและขาดทุนจากการป้องกันความเสี่ยงที่มากกว่าคาด ส่งผลทำให้เราปรับประมาณการกำไรปี 2568 ลดลง 17% เป็น 6.8 พันลบ. ความเสี่ยง downside ขึ้นอยู่กับความผันผวนของราคาน้ำมัน การเปลี่ยนแปลงดังกล่าวมีผลกระทบน้อยมากต่อราคาเป้าหมายที่ 47 บาท/หุ้น คงคำแนะนำ OUTPERFORM
ปัจจัยเสี่ยงและความกังวล: ภาวะเศรษฐกิจชะลอตัวจะส่งผลกระทบต่อความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปและค่าการกลั่น ในขณะที่ความผันผวนของราคาน้ำมันอาจส่งผลทำให้ขาดทุนสต๊อกเพิ่มขึ้น ปัจจัยเสี่ยงอื่นๆ คือ การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก รายการด้อยค่าของสินทรัพย์ในธุรกิจ E&P และรัฐบาลเข้าแทรกแซงราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศ ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
BCP posted a Bt2.6bn net loss, in line with INVX but slightly worse than consensus, dragged down by US$5.97/bbl (Bt4.3bn) in stock and hedging losses, power business losses and OKEA impairment. Operating profit dropped 29% QoQ to Bt1.3bn on lower crude runs (BSRC maintenance), weaker marketing margin, and lower OKEA earnings. 1H25 net loss was Bt445mn, worse than expected. While recovery is expected in 2H25, we cut our 2025F by 17% to Bt6.8bn and stay OUTPERFORM with an SOTP TP of Bt47 (3.1x EV/EBITDA vs. >9x for peers).
Oil refinery reported a net loss. EBITDA for the oil refining business fell to a loss of Bt1.7bn on an inventory loss of US$4.75/bbl (Bt3.5bn) and hedging loss of Bt891mn, offsetting higher operating GRM of US$4.45/bbl (+70% YoY, +12% QoQ). Average crude run fell 10% QoQ to 241.6kbd on the 28-day shutdown of Sri Racha refinery (BSRC). In the oil marketing business, net marketing margin dropped 12% QoQ to Bt0.73/liter on inventory loss, though core margin (ex-inventory) rose 5% QoQ. Sales volume slid 3% QoQ to 3,393mn liters on lower sales volume from BSRC. Market share in the retail segment remained steady at 29%.
Lower E&P profit. EBITDA contribution from OKEA plunged 47% QoQ on a 16% QoQ drop in sales volume as it returned to normal. Average product price also fell 16% QoQ, chiefly contributed by oil products (>60% of total sales volume). The segment also recorded impairment of Bt484mn from technical goodwill due to lower forward product prices. At the clean power business, EBITDA contribution grew 8% QoQ on higher hydropower sales volume but the segment had to record asset impairment from wind power in the Philippines. Bio-based products saw a 71% plunge in EBITDA, challenged by lower biodiesel sales after the blending cut to B5 from B7, high palm oil supply and lower ethanol prices on oversupply.
Core earnings to improve in 3Q25. We expect earnings to be driven by a 15% QoQ rise in crude run in 3Q25 to 277kbd after the maintenance shutdown in 2Q25. The recent catalyst replacement at BSRC will enhance its ability to process high-sulfur crude and boost gasoil yield to 48–49% from 43%, positioning it to capitalize on rising gasoil crack spreads, currently above US$20/bbl against US$15–16/bbl in 2Q25. Slight recovery is expected at the E&P business, as OKEA raised production guidance to 30–32 kBOED with new wells starting in July, though oil price weakness and volatility remain key risks.
Earnings forecast cut to reflect weak 1H25. The 1H25 net loss of Bt445bn was disappointing, with stock and hedging losses greater than expected. This led us to revise down our 2025F projection by 17% to Bt6.8bn. 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. 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. ESG risk factors include the environmental impact of its business and how it adapts during the transition to clean energy.
Download PDF Click > BCP250808_E.pdf
