IRPC รายงานขาดทุนสุทธิ 574 ลบ. ใน 4Q68 พลิกจากกำไรสุทธิ 340 ลบ. ใน 3Q68 หลักๆ เกิดจากขาดทุนสต็อกน้ำมันที่สูงกว่าคาด (2.4 พันลบ.) ผลประกอบการออกมาแย่กว่าคาด ขาดทุนสต๊อกน้ำมันไปหักล้างผลการดำเนินงานปกติที่แข็งแกร่งขึ้น โดย market GIM ปรับตัวเพิ่มขึ้นเป็น US$11.56/บาร์เรล จากส่วนต่างราคาน้ำมันดีเซลและผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ที่กว้างขึ้น สำหรับปี 2568 ขาดทุนสุทธิลดลงมาอยู่ที่ 3.6 พันลบ. จาก 5.2 พันลบ. ในปี 2567 โดยได้รับการสนับสนุนจาก accounting GIM ที่สูงขึ้น ทั้งนี้เราคาดว่า IRPC จะยังคงรายงานขาดทุนในปี 2569–2570 จากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ที่อ่อนแอและการลดต้นทุนได้ค่อนข้างจำกัด เราคงคำแนะนำ UNDERPERFORM สำหรับ IRPC ด้วยราคาเป้าหมาย 1.1 บาท (ปรับขึ้นจาก 1 บาท) โดยอิงกับ PBV ที่ 0.4 เท่า (–1.5SD ของค่าเฉลี่ย 5 ปี)
ปริมาณน้ำมันดิบนำเข้ากลั่นทรงตัว QoQ เพื่อลดต้นทุนต่อหน่วย ปริมาณน้ำมันดิบนำเข้ากลั่นของ IRPC ทรงตัวทั้ง YoY และ QoQ อยู่ที่ 202kbd (อัตราการใช้กำลังการผลิต 94% จากกำลังการผลิตติดตั้ง 215kbd) สะท้อนถึงแผนการผลิตที่มุ่งเน้นการเพิ่มผลประโยชน์สูงสุดจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันกลุ่ม middle distillates และน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่แข็งแกร่งใน 4Q68 เราเชื่อว่ากลยุทธ์นี้มีเป้าหมายเพื่อลดต้นทุนต่อหน่วย แม้ว่าส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมียังคงปรับตัวลดลง QoQ จากผลกระทบตามฤดูกาลและความไม่แน่นอนของอุปสงค์ทั่วโลก ทั้งนี้อัตราการใช้กำลังการผลิตของกลุ่มปิโตรเคมีลดลงจาก 81% ใน 3Q68 มาอยู่ที่ 72% ใน 4Q68 จากปริมาณการขายที่ชะลอตัวลง (-6% QoQ) โดยเฉพาะในกลุ่มอะโรเมติกส์
Market GIM ปรับตัวเพิ่มขึ้น QoQ จากค่าการกลั่นน้ำมันที่สูงขึ้น Market GIM เพิ่มขึ้น 29.6% YoY และ 27.9% QoQ มาอยู่ที่ US$11.56/บาร์เรล จากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่แข็งแกร่งขึ้น ซึ่งส่งผลทำให้ market GRM เพิ่มขึ้นเป็น US$8.50/บาร์เรล จาก US$6.01/บาร์เรล ใน 3Q68 โดยได้รับแรงหนุนจากส่วนต่างราคาน้ำมันดีเซลและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่สูงขึ้น ท่ามกลางราคาน้ำมันเตาที่ลดลงและความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ ขณะที่ส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีเพิ่มขึ้น 23.8% YoY และ 6% QoQ หลักๆ มาจากกลุ่มอะโรเมติกส์ อย่างไรก็ตาม accounting GIM ลดลง 24.6% YoY และ 24% QoQ มาอยู่ที่ US$7.50/บาร์เรล จากขาดทุนสต๊อกน้ำมันและการบริหารความเสี่ยงที่ US$4.06/บาร์เรล ซึ่งไม่สามารถชดเชยแรงกดดันด้านต้นทุนได้ ส่งผลให้ต้นทุนรวมต่อหน่วยอยู่ที่ US$10.5/บาร์เรล (+2.3% YoY, +1.5% QoQ)
ผลประกอบการ 1Q69 จะปรับตัวดีขึ้น แต่ยังคงอยู่ภายใต้แรงกดดัน เรายังคงคาดว่าส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีจะยังคงได้รับแรงกดดันอย่างต่อเนื่องจากช่องว่างระหว่างอุปสงค์และอุปทานในตลาดโลกที่ยังกว้าง และการแข่งขันที่สูงขึ้นโดยเฉพาะจากจีน ในขณะเดียวกัน ค่าการกลั่นน่าจะยังคงได้รับการสนับสนุนจากปัจจัยทางภูมิรัฐศาสตร์และอุปสงค์ตามฤดูกาล
คงประมาณการ เราคาดว่า IRPC จะยังคงรายงานขาดทุนในปี 2569-2570 เมื่อพิจารณาจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีที่อ่อนแอและต้นทุนต่อหน่วยที่สูง เราคาดว่าสมดุลระหว่างอุปสงค์และอุปทานในตลาดปิโตรเคมีจะยังไม่เกิดขึ้นจนกว่าจะผ่านพ้นปี 2570 เนื่องจากการปรับลดกำลังการผลิตส่วนเกินในตลาดยังเป็นไปอย่างล่าช้า ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อความสามารถในการทำกำไรของโรงงานโอเลฟินส์ที่ใช้แนฟทาเป็นวัตถุดิบหลักเช่น IRPC อย่างต่อเนื่อง นอกจากนี้ เรายังไม่เห็นสัญญาณการลดต้นทุนอย่างมีนัยสำคัญเพื่อเพิ่มกำไรจากการดำเนินงานในระยะสั้น
คงคำแนะนำ UNDERPERFORM พร้อมกับปรับราคาเป้าหมายเพิ่มขึ้นเป็น 1.1 บาท อิงกับ PBV 0.4 เท่า (-1.5SD) เราปรับราคาเป้าหมายของ IRPC เพิ่มขึ้นเป็น 1.10 บาท (จาก 1.00 บาท) โดยขยับไปใช้ราคาเป้าหมายปลายปี 2569 และใช้ PBV เป้าหมายที่สูงขึ้นเล็กน้อย (จาก 0.3 เท่า เป็น 0.4 เท่า) เพื่อสะท้อนสภาวะตลาดการกลั่นที่ดีขึ้น อย่างไรก็ตาม ธุรกิจปิโตรเคมียังไม่แสดงสัญญาณการฟื้นตัวของกำไรที่ชัดเจน โดยส่วนต่างราคายังคงถูกกดดัน
ปัจจัยเสี่ยงสำคัญต่อประมาณการและ valuation คือ ความผันผวนของราคาน้ำมัน (ทำให้มีขาดทุนสต็อกน้ำมัน) และค่าการกลั่นและส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีที่ลดลง ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
4Q25: Fell back into the red
IRPC posted a Bt574mn net loss in 4Q25, worse than expected and reversing from Bt340mn profit in 3Q25, after booking a larger inventory loss (Bt2.4bn) than anticipated. This offset better operations, with market GIM rising to US$11.56/bbl on wider diesel and aromatics spreads. In 2025, net loss narrowed to Bt3.6bn from Bt5.2bn in 2024, aided by higher accounting GIM. We expect earnings to remain in the red in 2026–2027 on weak spreads and limited cost reduction. We rate UNDERPERFORM. TP is Bt1.1 (up from Bt1) on 0.4x PBV (–1.5SD of 5-yr avg).
Stable crude intake QoQ to minimize unit cost. IRPC’s crude intake was stable YoY and QoQ at 202kbd (94% utilization of nameplate 215kbd), reflecting its plan to maximize the benefit of strong crack spread for middle distillates and lube base oil in 4Q25. We believe this was aimed at minimizing unit cost, although petrochemical product spread continued to fall QoQ due to seasonal impact and uncertain global demand. Petrochemical complex utilization rate fell to 72% in 4Q25 from 81% in 3Q25 due to slower aromatics sales volume (-6% QoQ).
Market GIM rose QoQ on higher oil refining margin. Market GIM rose 29.6% YoY and 27.9% QoQ to US$11.56/bbl on stronger spreads for petroleum products, which raised market GRM to US$8.50/bbl from US$6.01/bbl in 3Q25. This was supported by stronger diesel and lube base oil spreads amid lower fuel oil prices and geopolitical tension. Petrochemical product spread, chiefly backed by aromatics, rose 23.8% YoY and 6% QoQ. Accounting GIM fell 24.6% YoY and 24% QoQ to US$7.50/bbl on inventory and hedging losses of US$4.06/bbl. This was unable to offset cost pressures, giving total unit cost of US$10.5/bbl (+2.3% YoY, +1.5% QoQ).
1Q26F earnings to improve but still under pressure. We anticipate continued pressure on petrochemical margins due to a wide demand-supply gap in the global market and rising competition, especially from China. Refining margins should remain supportive, driven by geopolitical factors and seasonal demand.
Earnings forecast maintained. We expect IRPC to remain in the red in 2026-2027 given weak petrochemical spreads and high unit costs. We do not expect demand-supply balance in the petrochemical market until after 2027 as capacity rationalization remains slow. This will continue to hit profitability of naphtha-based olefins crackers like IRPC. Further, we view that the company has not yet shown meaningful cost reduction sufficient to enhance operating profit in the near term.
Underperform with TP raised to Bt1.1 based on 0.4x PBV (-1.5SD). We raise our TP to Bt1.10 (from Bt1.00) by rolling forward to end‑2026 and applying a slightly higher PBV (from 0.3x to 0.4x) to reflect improved refinery market conditions. At the same time, we note the petrochemical segment still shows no clear earnings recovery, with spreads remaining under pressure.
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 >> IRPC260218_E.pdf
