IRPC - 3Q68: กลับมามีกำไร แต่อาจไม่ยั่งยืน

ปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นเปลี่ยนแปลงเล็กน้อย QoQ ปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นของ IRPC เพิ่มขึ้น 3% YoY แต่ลดลง 0.5% QoQ เป็น 204kbd (อัตราการใช้กำลังการผลิต 95% จากกำลังการผลิตติดตั้ง 215kbd) สะท้อนถึงแผนการผลิตที่มุ่งเน้นการเพิ่มผลประโยชน์สูงสุดจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ที่แข็งแกร่งขึ้นของผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปชนิดกึ่งหนัก (middle distillates) และน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานใน 3Q68 โดยมีเป้าหมายเพื่อลดต้นทุนต่อหน่วยให้เหลือน้อยที่สุด แม้ว่าจะเพิ่มขึ้น 2% QoQ จากต้นทุนการดำเนินงานที่สูงขึ้น อัตราการใช้กำลังการผลิตปิโตรเคมีคอมเพล็กซ์เพิ่มขึ้น 1.1% QoQ หลักๆ เกิดจากกลุ่มโอเลฟินส์

 

Market GIM เพิ่มขึ้น QoQ เพราะค่าการกลั่นสูงขึ้น Market GIM เพิ่มขึ้น 7.5% QoQ เป็น US$9.04/bbl โดยได้รับการสนับสนุนจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่แข็งแกร่งขึ้น ซึ่งช่วยหนุนให้ Market GRM ปรับตัวเพิ่มขึ้นเป็น US$6.01/bbl (เพิ่มขึ้นจาก US$5.37/bbl ใน 2Q68) ซึ่งได้รับการสนับสนุนจากส่วนต่างราคาน้ำมันดีเซลและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่แข็งแกร่งขึ้นท่ามกลางราคาน้ำมันเตาที่ลดลงและความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ ในขณะเดียวกัน ส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีอ่อนตัวลง 5.6% YoY และ 2% QoQ Accounting GIM พุ่งขึ้น 91% QoQ เป็น US$9.87/bbl จากกำไรจากสินค้าคงเหลือและการบริหารความเสี่ยงน้ำมันสุทธิที่ US$0.83/bbl ซึ่งไม่สามารถชดเชยแรงกดดันด้านต้นทุน ทำให้ต้นทุนรวมต่อหน่วยอยู่ที่ US$10.3/bbl (-3% YoY, +2% QoQ) แม้ว่าค่าใช้จ่ายในการขายลดลง 9.9% YoY และ 4.5% QoQ

 

ผลประกอบการ 4Q68 จะปรับตัวดีขึ้น แต่ยังคงอยู่ภายใต้แรงกดดัน เรายังคงคาดว่าส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีจะยังคงได้รับแรงกดดันอย่างต่อเนื่องจากความไม่แน่นอนของเศรษฐกิจโลกและภาวะอุปทานล้นตลาด ขณะที่ค่าการกลั่นอาจจะยังคงได้รับการสนับสนุนจากปัจจัยทางภูมิรัฐศาสตร์และอุปสงค์ตามฤดูกาล ส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีมีแนวโน้มที่จะอ่อนตัวลง QoQ จากอุปสงค์ที่ชะลอตัวตามฤดูกาลและการแข่งขันที่สูงขึ้น โดยเฉพาะจากจีน กลยุทธ์หลักของบริษัทจะเน้นการควบคุมต้นทุน การเพิ่มยอดขายในประเทศ และการบริหารความผันผวนผ่านการจัดการสินค้าคงคลังและการทำประกันความเสี่ยง

 

ปรับประมาณการผลประกอบการปี 2568 ลดลง เนื่องจากขาดทุนสุทธิ 9M68 เพิ่มขึ้นเป็น 2.9 พันลบ. โดยเกิดจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีที่อ่อนแอ ต้นทุนต่อหน่วยที่สูง และขาดทุนสต็อกและการบริหารความเสี่ยงน้ำมันสุทธิเกือบ 900 ลบ. เราปรับประมาณการขาดทุนปี 2568 เป็น 3.4 พันลบ. ความเสี่ยง downside ยังคงมาจากความผันผวนของราคาน้ำมัน นอกจากนี้เรายังคาดว่า IRPC จะยังคงมีผลขาดทุนในปี 2569-2570 เนื่องจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีกับต้นทุนแนฟทาจะยังคงอยู่ภายใต้แรงกดดัน ในขณะที่การลดต้นทุนต่อหน่วยทำได้ช้า

 

คงคำแนะนำ UNDERPERFORM ราคาเป้าหมาย 1 บาท อิงกับ PBV 0.3 เท่า (-2SD) ผลประกอบการของ IRPC ยังไม่มีสัญญาณฟื้นตัวที่ชัดเจนท่ามกลางแรงกดดันต่อส่วนต่างราคาอย่างต่อเนื่อง โดยเฉพาะผู้ผลิตที่ใช้แนฟทาเป็นวัตถุดิบ ในขณะที่ส่วนต่างราคาอาจปรับตัวลงมาถึงจุดต่ำสุดแล้ว แต่ความตึงเครียดทางการค้าอาจทำให้ส่วนต่างราคายังคงอยู่ที่ระดับต่ำสุดยาวนานออกไปอีก ราคาเป้าหมายไม่เปลี่ยนแปลงแม้ปรับประมาณการผลประกอบการลดลง

 

ปัจจัยเสี่ยงสำคัญต่อประมาณการและ valuation คือ ความผันผวนของราคาน้ำมัน (ทำให้มีขาดทุนสต็อกน้ำมัน) และค่าการกลั่นและส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีที่ลดลง ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด

 

 

3Q25: Return to profit but may not sustain

 

IRPC returned to profitability with a net profit of Bt340mn, reversing from net losses of Bt2.1bn in 2Q25 and Bt4.9bn in 3Q24. This turnaround was driven by improved GRM and net inventory and hedging gains, despite continued weakness in the petrochemical segment. The core loss of Bt383mn due to persistently high unit cost was also better than the loss of Bt569mn in 2Q25. 9M25 results remained weak amid volatile crude prices and macroeconomic headwinds, prompting a further cut in our 2025F to a Bt3.4bn loss. The earnings downgrade has minimal impact on our TP of Bt1 (0.3x PBV). Maintain our Underperform rating.

 

Slight change in crude intake QoQ. IRPC’s crude intake edged up 3% YoY but slid 0.5% QoQ to 204kbd (95% utilization of nameplate 215kbd), reflecting its production plan to maximize the benefit of stronger product spreads for middle distillates and lube base oil in 3Q25. Though this was aimed at minimizing unit cost, this actually rose 2% QoQ on higher operating cost. The petrochemical complex utilization rate was maintained at 81% in 3Q25 while sales volume inched up 1.1% QoQ, mainly in the olefins group. 

 

Market GIM rose QoQ on higher oil refining margin. Market GIM rose 7.5% QoQ to US$9.04/bbl on stronger spreads for petroleum products, which raised market GRM to US$6.01/bbl from US$5.37/bbl in 2Q25. This was supported by stronger diesel and lube base oil spreads amid lower fuel oil prices and geopolitical tension. Petrochemical product spread fell 5.6% YoY and 2% QoQ. Accounting GIM surged 91% QoQ to US$9.87/bbl from net inventory and hedging gains of US$0.83/bbl. This was unable to offset cost pressures, giving total unit cost of US$10.3/bbl (-3% YoY, +2% QoQ), though selling expense was reduced by 9.9% YoY and 4.5% QoQ

.

4Q25F earnings to improve but still under pressure. We still anticipate continued pressure on petrochemical margins due to global economic uncertainty and oversupply, while refining margins may remain supported by geopolitical factors and seasonal demand. Petrochemical product spreads are likely to weaken QoQ on seasonally slower 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. 

 

2025F forecast cut as 9M25 net loss widened to Bt2.9bn on weak petrochemical spreads, high unit costs, and nearly Bt900mn in net stock and hedging losses. We revise our 2025F loss to Bt3.4bn. Downside risk remains from oil price volatility. We also expect IRPC to stay in the red in 2026-27F as petrochemical product spread over naphtha will remain under pressure while reducing unit cost takes time.

 

Maintain Underperform with TP of Bt1 based on 0.3x PBV (-2SD). There are no clear signs of earnings recovery amid persistent spread pressure, especially for naphtha-based producers. While spreads may have bottomed, trade tensions could prolong the trough. TP is unchanged despite the earnings cut.

 

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 >>IRPC251105_E.pdf