IRPC รายงานขาดทุนสุทธิ 2.1 พันลบ. ใน 2Q68 แย่กว่า 1Q68 อย่างมีนัยสำคัญ แต่ดีกว่าที่ INVX คาดการณ์ไว้ โดยผลขาดทุนเกิดจากขาดทุนจากสต๊อกจำนวน 2.5 พันลบ. ขาดทุนจากการป้องกันความเสี่ยง และการด้อยค่าของสินทรัพย์ แม้ว่ากำไรขั้นต้นจากการผลิตจะแข็งแกร่งขึ้น กำไรปกติยังคงติดลบ เนื่องจากต้นทุนต่อหน่วยสูง ผลประกอบการ 1H68 อ่อนแอท่ามกลางราคาน้ำมันดิบที่ผันผวนและปัจจัยกดดันเศรษฐกิจมหภาค ทำให้เราปรับประมาณการผลประกอบการปี 2568 เป็นขาดทุน 1.4 พันลบ. แม้คาดว่า2H68 จะปรับตัวดีขึ้น การปรับลดประมาณการผลประกอบการส่งผลกระทบน้อยมากต่อราคาเป้าหมายของเราที่ 1 บาท (PBV 0.3 เท่า) เรายังคงคำแนะนำ UNDERPERFORM
ปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นเพิ่มขึ้น QoQ ปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นของ IRPC เพิ่มขึ้น 2% YoY และ 2.5% QoQ เป็น 205kbd (อัตราการใช้กำลังการผลิต 95% จากกำลังการผลิตติดตั้ง 215kbd) เพื่อให้ได้รับประโยชน์สูงสุดจากค่าการกลั่นที่แข็งแกร่งขึ้นจาก 1Q68 โดยเฉพาะน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล โดยมีเป้าหมายเพื่อลดต้นทุนต่อหน่วยซึ่งเพิ่มขึ้น 0.6% QoQ เป็น US$10.4/bbl โดยส่วนหนึ่งเป็นผลจากการจ่ายค่าชดเชยจากการหยุดผลิตถาวรของหน่วยผลิตบางหน่วยที่ไม่มีความสามารถในการแข่งขัน อัตราการใช้กำลังการผลิตปิโตรเคมีคอมเพล็กซ์เพิ่มขึ้นจาก 78% ใน 1Q68 เป็น 81% ใน 2Q68 ขณะที่ปริมาณการขายในกลุ่มโอเลฟินส์ลดลง 1.4% QoQ
Market GIM เพิ่มขึ้น QoQ เพราะค่าการกลั่นสูงขึ้น market GIM เพิ่มขึ้นเป็น US$8.4/bbl โดยได้รับการสนับสนุนจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและปิโตรเคมีที่แข็งแกร่งขึ้น อย่างไรก็ตาม accounting GIM ลดลง 28% YoY และ 30% QoQ มาอยู่ที่ US$5.2/bbl จากขาดทุนสต๊อกและขาดทุนจากการป้องกันความเสี่ยง ซึ่งไม่สามารถชดเชยแรงกดดันด้านต้นทุน โดยมีต้นทุนต่อหน่วยรวมที่ US$10.1/bbl แม้ว่าต้นทุนการดำเนินงานจะลดลง 6.6% YoY และ 0.8% QoQ ซึ่งสะท้อนถึงความอ่อนไหวของผลประกอบการต่อภาวะตลาด
กำไร 3Q68 จะปรับตัวดีขึ้น เราคาดว่าผลประกอบการ 3Q68 ของ IRPC จะปรับตัวดีขึ้นเล็กน้อย เนื่องจากอุปสงค์ตามฤดูกาลจะช่วยสนับสนุนปริมาณการใช้น้ำมัน แต่ยังมีความเสี่ยงจากการเพิ่มอุปทานของกลุ่ม OPEC+ และภาษีนำเข้าของสหรัฐฯ ตลาดปิโตรเคมียังคงเผชิญแรงกดดันจากอุปสงค์ที่อ่อนแอและการแข่งขันที่สูงขึ้น โดยเฉพาะจากจีน กลยุทธ์หลักของบริษัทจะเน้นการควบคุมต้นทุน การเพิ่มยอดขายในประเทศ และการบริหารความผันผวนผ่านการจัดการสินค้าคงคลังและการทำประกันความเสี่ยง ผู้บริหารตั้งเป้าลดต้นทุนการดำเนินงานลง 5% จากระดับเฉลี่ย US$4.7/bbl ใน 1H68
ปรับลดประมาณการเพื่อสะท้อนผลประกอบการ 1H68 ที่อ่อนแอ ขาดทุนสุทธิ 3.3 พันลบ. ค่อนข้างน่าผิดหวัง โดยเกิดจากขาดทุนสต๊อกและขาดทุนจากการป้องกันความเสี่ยงที่มากกว่าคาด ส่งผลทำให้เราปรับประมาณการผลประกอบการปี 2568 ลดลงจากกำไรสุทธิ 487 ลบ. เป็นขาดทุนสุทธิ 1.4 พันลบ. ความเสี่ยง downside ขึ้นอยู่กับความผันผวนของราคาน้ำมัน
ราคาเป้าหมาย 1 บาท อิงกับ PBV 0.3 เท่า (-2SD); คงคำแนะนำ UNDERPERFORM เรายังคงไม่เห็นสัญญาณใดๆ ที่จะช่วยสนับสนุนให้ผลประกอบการของ IRPC ปรับตัวดีขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ โดยเฉพาะอย่างยิ่งเมื่อส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมียังคงอยู่ภายใต้แรงกดดัน แม้เราเชื่อว่าส่วนต่างราคาปรับตัวลงมาถึงจุดต่ำสุดแล้วในวงจรขาลงครั้งนี้ ส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีจะยังคงอยู่ที่ระดับต่ำสุดยาวนานออกไปอีกอันเป็นผลมาจากความตึงเครียดทางการค้าที่สูงขึ้น โดยเฉพาะอย่างยิ่งสำหรับผู้ผลิตที่ใช้แนฟทาต้นทุนสูงเป็นวัตถุดิบ การปรับลดประมาณการผลประกอบการมีผลกระทบน้อยมากต่อราคาเป้าหมายของเราที่ 1 บาท อ้างอิง PBV (ปี 2568) ที่ 0.3 เท่า หรือ -2SD ของค่าเฉลี่ย 5 ปี เราคงคำแนะนำ UNDERPERFORM
ปัจจัยเสี่ยงสำคัญต่อประมาณการและ valuation คือ ความผันผวนของราคาน้ำมัน (จะทำให้เกิดขาดทุนสต๊อกน้ำมัน) และค่าการกลั่นและส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีที่ลดลง ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
2Q25: Stock loss hit earnings
IRPC posted a 2Q25 net loss of Bt2.1bn, significantly deeper than 1Q25 but better than INVX’s estimate. Losses stemmed from a Bt2.5bn stock loss, hedging losses, and asset impairments that overwhelmed the stronger gross integrated margin. High unit cost kept core operations in the red. 1H25 results were weak amid volatile crude prices and macroeconomic headwinds, prompting a cut in our 2025F to a Bt1.4bn loss, although 2H25 is expected to improve. The earnings downgrade has minimal impact on our TP of Bt1 (0.3x PBV). We maintain our UNDERPERFORM rating.
Crude intake upped QoQ. IRPC’s crude intake edged up 2% YoY and 2.5% QoQ to 205kbd (95% utilization of nameplate 215kbd) to maximize the benefit of stronger GRM from 1Q25, especially for gasoline and diesel. This was aimed at minimizing unit cost which edged up 0.6% QoQ to US$10.14/bbl, due partly to severance pay brought by the permanent shutdown of some non-competitive production units. The petrochemical complex utilization rate rose to 81% in 2Q25 from 78% in 1Q25 while sales volume slid 1.4% QoQ in the olefins group.
Market GIM rose QoQ on higher oil refining margin. Market GIM rose to US$8.4/bbl on stronger spreads for petroleum and petrochemical products. However, accounting GIM fell 28% YoY and 30% QoQ to US$5.2/bbl from stock and hedging losses. This was unable to offset cost pressures, giving total unit cost of US$10.1/bbl, though operating cost was reduced by 6.6% YoY and 0.8% QoQ, highlighting the sensitivity of earnings to market conditions.
3Q25F profit to improve. We expect IRPC’s earnings to improve slightly in 3Q25F as seasonal demand will raise oil consumption, but risks remain from OPEC+ supply increases and US tariffs. Petrochemical markets face continued pressure from weak demand and rising competition, especially from China. Strategic focus will be on cost control and domestic sales and managing volatility through inventory and hedging discipline. Management targets cutting operating cost by 5% from the average of US$4.7/bbl in 1H25.
Earnings forecast cut to reflect weak 1H25. The 1H25 net loss of Bt3.3bn was disappointing, with stock and hedging losses greater than expected. This led us to revise down our 2025F projection from a net profit of Bt487mn to a net loss of Bt1.4bn. Downside risk hinges on the volatility of oil price.
TP of Bt1 based on 0.3x PBV (-2SD); maintain UNDERPERFORM. We still see no signs of significantly better earnings, especially given the continued pressure on petrochemical product spread, though we believe spread is already at trough in this downcycle. The trough could be prolonged by the rise in trade tension, especially for high-cost naphtha-based producers. The earnings cut has minimal impact on our TP of Bt1, based on 0.3x PBV (2025F) or -2SD of 5-year average. We stay UNDERPERFORM.
Key risks to forecast and valuation are oil price volatility (bringing stock loss), lower GRM and spread for petrochemical products. Key ESG risk factors include the environmental impact of its business and adaptation to clean energy.
Download EN version click >>IRPC250807_E.pdf
