SPRC - 4Q68: กำไรลดลง QoQ ตามคาด

ค่าการกลั่นและปริมาณการกลั่นที่สูงขึ้นช่วยหนุนกำไรของธุรกิจการกลั่นน้ำมัน EBITDA ของธุรกิจการกลั่นน้ำมันลดลง 7% QoQ จากปริมาณการกลั่นที่ลดลงและขาดทุนสต็อกน้ำมัน แต่เพิ่มขึ้นเกือบเท่าตัว YoY จากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันกลุ่ม middle distillates ที่แข็งแกร่งขึ้น ค่าการกลั่นเพิ่มขึ้น 53% YoY และ 72% QoQ มาอยู่ที่ US$9.3/บาร์เรล โดยได้รับปัจจัยหนุนจากส่วนต่างราคาที่ดีของผลิตภัณฑ์น้ำมันกลุ่ม middle distillates และน้ำมันเบนซิน ปริมาณการกลั่นเพิ่มขึ้น 5% YoY แต่ลดลง 3% QoQ มาอยู่ที่ 162kbd (อัตราการใช้กำลังการกลั่น 93%) เนื่องจากบริษัทเน้นผลิตน้ำมันกลุ่ม middle distillates เพื่อรับประโยชน์จากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ที่แข็งแกร่งตามฤดูกาล

 

ค่าการตลาดที่สูงขึ้นช่วยหนุนกำไรของธุรกิจจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม EBITDA ของธุรกิจจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมลดลง 65% QoQ จากแรงกดดันด้านมาร์จิ้น แต่เพิ่มขึ้น YoY จากปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นผ่านช่องทางค้าปลีกและกลุ่มการบิน มาร์จิ้นธุรกิจจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น 68% YoY แต่ลดลง 20% QoQ มาอยู่ที่ US$1.16/บาร์เรล ท่ามกลางการแข่งขันที่รุนแรงในอุตสาหกรรม โดยเฉพาะยางมะตอย อย่างไรก็ตาม ยอดขายผ่านช่องทางค้าปลีกและกลุ่มการบินที่แข็งแกร่งขึ้นช่วยชดเชยปัจจัยดังกล่าวได้ ส่วนแบ่งการตลาดค้าปลีกปรับตัวดีขึ้นเป็น 5.7% ในปี 2568 จาก 5.4% ในปี 2567 โดยได้รับแรงหนุนจากการขยายเครือข่ายสถานีบริการน้ำมันผ่านความร่วมมือกับ Pure Thai

 

อัตรากำไรขั้นต้นของกิจการปรับตัวดีขึ้น แต่ถูกฉุดโดยขาดทุนสต็อกน้ำมัน อัตรากำไรขั้นต้นของกิจการเพิ่มขึ้น 55% YoY และ 52% QoQ มาอยู่ที่ US$10.4/บาร์เรล โดยได้รับแรงหนุนทั้งจากธุรกิจการกลั่นน้ำมันและธุรกิจจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม อย่างไรก็ตาม ปัจจัยบวกดังกล่าวถูกหักล้างโดยขาดทุนสต็อกน้ำมัน US$3.78/บาร์เรล ส่งผลทำให้อัตรากำไรขั้นต้นทางบัญชีของกิจการลดลง QoQ มาอยู่ที่ US$6.7/บาร์เรล ใน 4Q68 แต่ยังคงเพิ่มขึ้น 8% YoY เทียบกับค่าใช้จ่ายดำเนินงานที่เป็นเงินสดที่ US$2.3/บาร์เรล

แนวโน้ม 1Q69 เราคาดว่าผลประกอบการ 1Q69 จะชะลอตัวลงจากการปิดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ (CDU) เป็นเวลา 28 วัน

ขณะที่หน่วยปรับปรุงคุณภาพน้ำมันจะกลับมาดำเนินงานในอีก 2 สัปดาห์ถัดไป ปัจจัยนี้จะทำให้ปริมาณการกลั่นในปี 2569 ลดลงมาอยู่ที่ 151kbd (อัตราการใช้กำลังการกลั่น 86%) จาก 163kbd ในปี 2568 โดยหลังการปิดซ่อมบำรุง ผู้บริหารคาดว่าปริมาณการกลั่นจะกลับมาสูงกว่า 170kbd รวมถึงเพิ่มความยืดหยุ่นในการเลือกใช้น้ำมันดิบ และช่วยหนุนอัตรากำไรขั้นต้นของกิจการ การเติบโตของธุรกิจจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมน่าจะได้รับประโยชน์จากการขยายเครือข่ายสถานีบริการน้ำมันและการฟื้นตัวของกลุ่มการบิน

 

คงคำแนะนำ NEUTRAL แม้ปรับราคาเป้าหมายขึ้น เราคงคำแนะนำ NEUTRAL สำหรับ SPRC แม้ปรับราคาเป้าหมายขึ้นเป็น 7.1 บาท อ้างอิง PBV ที่ 0.8 เท่า เราปรับประมาณการกำไรปี 2569 เพิ่มขึ้น 36% เป็น 2.2 พันลบ. จากต้นทุนการดำเนินงานที่ต่ำกว่าคาดและมุมมองที่เป็นบวกมากขึ้นต่ออัตรากำไรขั้นต้นของกิจการของ SPRC ทั้งนี้ราคาเป้าหมายดังกล่าวสะท้อนความเสี่ยงจากความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ อุปทานโรงกลั่นใหม่ในตลาดโลก และการปิดซ่อมบำรุงครั้งใหญ่ในปี 2569 ที่อาจกดดันกำไร โดยคิดเป็น EV/EBITDA ที่ 4.5 เท่า (ปี 2569) ซึ่งต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของหุ้นกลุ่มเดียวกันในตลาดภูมิภาคที่ >9 เท่าอย่างมีนัยสำคัญ นอกจากนี้อัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลที่ 5-6% ยังน่าสนใจ

 

ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ: ภาวะเศรษฐกิจชะลอตัวอาจส่งผลกระทบต่อความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปของ SPRC ซึ่งก็จะส่งผลกระทบต่อค่าการกลั่นด้วยเช่นกัน ในขณะที่ความผันผวนของราคาน้ำมันอาจส่งผลทำให้มีขาดทุนจากสต๊อกน้ำมันเพิ่มขึ้น ปัจจัยเสี่ยงอื่นๆ ได้แก่ การเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และโครงสร้างราคาน้ำมันในประเทศ ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด

 

4Q25: QoQ drop was as expected

 

SPRC posted 4Q25 net profit of Bt1.1bn, down 31% QoQ due to a Bt1.4bn inventory loss, though GRM improved and value‑enhancement reached US$13.6mn from higher domestic sales and optimized crude and product mix. Net profit rose sharply YoY from Bt162mn, supported by a 55% YoY rise in enterprise margin to US$10.3/bbl and lower costs. In 2025, profit grew 15% YoY on a stronger margin. We raise our 2026F by 36% to Bt2.2bn and TP to Bt7.1, based on 0.8x PBV (-1SD). Maintain NEUTRAL.

 

Higher GRM and crude run aided refinery profit. Refinery EBITDA fell 7% QoQ from lower crude runs and inventory losses but nearly doubled YoY on stronger middle distillate spreads. Market GRM shot up 53% YoY and 72% QoQ to US$9.3/bbl on favorable crack spreads for middle distillates and gasoline. Crude intake grew 5% YoY but slid 3% QoQ to 162kbd (93% utilization) as it maximized middle distillate yields to capture seasonally strong crack spread.

 

Higher marketing margin drove commercial segment profit. Commercial EBITDA fell 65% QoQ from margin pressure but rose YoY on higher retail and jet fuel volumes. Commercial margin was US$1.16/bbl, up 68% YoY but down 20% QoQ amid intense industrial competition, especially in asphalt. Stronger retail and aviation sales gave some offset. Retail market share improved to 5.7% in 2025 from 5.4% in 2024, driven by network expansion and Pure Thai stations.   

 

Improved enterprise margin but dragged by inventory loss. Enterprise margin was US$10.4/bbl, surging 55% YoY and 52% QoQ, fueled by both refinery and commercial segments. This was offset by an inventory loss of US$3.78/bbl; accounting enterprise margin fell QoQ to US$6.7/bbl in 4Q25 but rose 8% YoY vs. cash operating expenses of US$2.3/bbl.  

 

1Q26 outlook. We expect a 1Q26 earnings dip due to a 28‑day crude distillation unit shutdown, while upgrading units resume two weeks later. This lowers crude run in 2026 to 151kbd (86% utilization) from 163kbd in 2025. Post‑turnaround, management expects crude run to exceed 170kbd, increasing flexibility in crude selection and supporting enterprise margin optimization. Commercial growth should benefit from retail network expansion and aviation recovery.      

 

Still NEUTRAL though TP is raised. We maintain NEUTRAL even as we raise TP to Bt7.1 based on 0.8x PBV. We raise our 2026F by 36% to Bt2.2bn on lower operating costs than expected and a more positive view on enterprise margin. TP factors in risks from geopolitical tensions, new global refinery supply, and a 2026F major turnaround that may pressure earnings. Valuation implies 4.5x EV/EBITDA (2026F), well below regional peers’ >9x. Dividend yield of 5–6% remains attractive.

 

Key risks: Economic slowdown may hurt demand for its refined oil products which could also damage market GRM, while oil price volatility may bring more stock loss. Other risks include regulatory changes in GHG emissions and domestic oil price structure. Key ESG risk factors include the environmental impact of its business and how it adapts during the transition to clean energy.

 

Download PDF Click > SPRC260216_E.pdf