กำไรสุทธิ 2Q68 ลดลง 39% YoY และ 8% QoQ มาอยู่ที่ 2.15 หมื่นลบ. เป็นไปตามคาด เพราะได้รับแรงกดดันจาก EBITDA ในธุรกิจ P&R และธุรกิจ E&P ที่อ่อนแอลงและขาดทุนจากสต๊อกน้ำมันจำนวน 7.2 พันลบ. กำไรปกติลดลง 27% QoQ มาอยู่ที่ 1.73 หมื่นลบ. เราคาดว่าผลประกอบการจะฟื้นตัวใน 3Q68 โดยได้แรงหนุนจากความสามารถในการทำกำไรที่ดีขึ้นของธุรกิจ P&R และธุรกิจ E&P กำไรสุทธิ 1H68 ที่ 4.48 หมื่นลบ. ลดลง 30% YoY จากขาดทุนสต๊อกน้ำมันและราคาน้ำมันที่ลดลง ซึ่งหนุนให้เราปรับประมาณการกำไรปี 2567 ลดลง 14% นอกจากนี้เรายังปรับราคาเป้าหมายลดลงเป็น 39 บาท (จาก 41 บาท) อ้างอิงวิธี sum-of-the-parts เราคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ PTT เนื่องจาก valuation ที่ PBV 0.8 เท่า (ปี 2569) ไม่แพง และอัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลน่าสนใจที่ >5%
กำไรของธุรกิจก๊าซลดลงจากมาร์จิ้นและปริมาณการขายที่ลดลง กำไรจากการดำเนินงานของธุรกิจก๊าซลดลง 9% YoY และ 6% QoQ เพราะได้รับแรงกดดันจากราคาขายเฉลี่ยและปริมาณการขายที่ลดลง ปริมาณการขายอยู่ในระดับทรงตัว QoQ ที่ 3,866 mmcfd แต่ลดลง 20% YoY เนื่องจาก New Shippers มีการนำเข้า LNG มากขึ้น ปริมาณการขายของ GSP เพิ่มขึ้น 4.6% QoQ เป็น 1.75 ล้านตัน โดยได้รับแรงหนุนความต้องการโพรเพนที่เพิ่มขึ้นจาก GC แม้ราคาขายเฉลี่ยลดลงตามราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีอ้างอิง กำไรขั้นต้นของ GSP ปรับตัวดีขึ้น YoY จากต้นทุนวัตถุดิบที่ลดลงจากนโยบาย Single Pool อย่างไรก็ตาม อัตรากำไรขั้นต้นของธุรกิจ S&T ปรับตัวลดลง เนื่องจากต้นทุนก๊าซลดลงน้อยกว่าราคาขาย
ค่าการตลาดน้ำมันช่วยสนับสนุนผลการดำเนินงานของธุรกิจน้ำมัน กำไรจากการดำเนินงานของธุรกิจน้ำมันลดลง 15% YoY และ 43% QoQ มาอยู่ที่ 2.7 พันลบ. หลักๆ เกิดจากกำไรขั้นต้นต่อลิตรที่ลดลงของน้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยานและน้ำมันเบนซิน ปริมาณการขายลดลง 4.9% QoQ มาอยู่ที่ 6.38 พันล้านลิตร จากปัจจัยฤดูกาล แต่เพิ่มขึ้น 1.7% YoY โดยได้แรงหนุนจากยอดขายน้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยานที่สูงขึ้น ธุรกิจ non-oil ยังคงขยายตัวอย่างต่อเนื่อง ซึ่งช่วยสนับสนุน EBITDA ของกลุ่ม ขณะที่ผลการดำเนินงานของธุรกิจการค้าระหว่างประเทศลดลงแรงจากการรับรู้ขาดทุนจากการ mark-to-market ของสินค้าระหว่างการขนส่งและมาร์จิ้นที่ลดลง แม้ว่าปริมาณการขายเพิ่มขึ้น QoQ
กลุ่มธุรกิจปิโตรเคมีและโรงกลั่นได้รับผลกระทบจากขาดทุนสต๊อกน้ำมัน กลุ่มธุรกิจปิโตรเคมีและโรงกลั่นรายงานขาดทุนจากการดำเนินงานจำนวน 4.8 พันลบ. เทียบกับกำไรใน 1Q68 และ 2Q67 ผลการดำเนินงานของธุรกิจโรงกลั่นได้รับผลกระทบจากขาดทุนสต๊อกจำนวน 7.2 พันลบ. แม้ค่าการกลั่นเพิ่มขึ้น (US$4.6/bbl เทียบกับ US$3.1/bbl ใน 1Q68) มาร์จิ้นของธุรกิจปิโตรเคมียังคงอ่อนแอ โดยเฉพาะเบนซีนและ PX ในขณะที่โอเลฟินส์เผชิญกับต้นทุนวัตถุดิบที่สูงขึ้น ส่วนแบ่งกำไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมเพิ่มขึ้นมากเนื่องจากมีกำไรพิเศษจากการลงทุนของ TOP
แนวโน้ม 3Q68: ปริมาณการขายทรงตัว, มาร์จิ้นฟื้นตัว เราคาดว่าปริมาณการขายก๊าซจะทรงตัว QoQ โดยได้รับแรงหนุนจากอุปสงค์ตามฤดูกาล ขณะที่ปริมาณการขายของ PTTEP อาจเพิ่มขึ้นจากการหยุดซ่อมบำรุงน้อยลง ค่าการตลาดน้ำมันคาดว่าจะปรับตัวดีขึ้นโดยได้แรงหนุนจากอุปสงค์ตามฤดูกาล อย่างไรก็ตาม ความผันผวนของราคาน้ำมันยังคงเป็นความเสี่ยงสำคัญต่อราคาขายเฉลี่ยของกลุ่มผลิตภัณฑ์ต้นน้ำและมูลค่าสินค้าคงเหลือ ส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมียังคงอ่อนแอจากภาวะอุปทานล้นตลาดและอุปสงค์ที่ซบเซา กำไรที่ลดลง 30% ใน 1H68 เป็นปัจจัยหลักที่ทำให้มีการปรับประมาณการกำไรปี 2568 ลดลง 14%
ปรับราคาเป้าหมายลดลงเพื่อสะท้อนราคาเป้าหมายที่ลดลงของบริษัทร่วม เราปรับราคาเป้าหมาย (กลางปี 2569) ของ PTT ลดลงเป็น 39 บาท/หุ้น เพื่อสะท้อนการปรับราคาเป้าหมายของบริษัทร่วมในธุรกิจ P&R ซึ่งคิดเป็น EV/EBITDA ที่ 3 เท่า และ PBV ที่ 0.9 เท่า (ปี 2569) ราคาหุ้น PTT มี upside ที่น่าสนใจเมื่อเทียบกับราคาเป้าหมายที่ 39 บาท (อ้างอิงวิธี sum-of-parts) โดยปัจจุบัน PTT ซื้อขายที่ PBV 0.8 เท่า (-1.5SD ของ PBV เฉลี่ย 5 ปี) เราคาดการณ์อัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลที่ดีในระดับ 6.5-6.8% ในระยะ 3 ปี โดยโครงการซื้อหุ้นคืนจะช่วยจำกัด downside ของราคาหุ้น
ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ: ภาวะเศรษฐกิจชะลอตัว ความผันผวนของราคาน้ำมัน การด้อยค่าของสินทรัพย์ การเปลี่ยนแปลงกฎหมาย และรัฐบาลแทรกแซงธุรกิจค้าปลีกน้ำมัน ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบของธุรกิจต่อสิ่งแวดล้อม และการปรับตัวในช่วงเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด
2Q25: Lower profit was as expected
Net profit in 2Q25 fell 39% YoY and 8% QoQ to Bt21.5bn, in line with estimates, pressured by weaker EBITDA in P&R and E&P and a Bt7.2bn stock loss. Core profit dropped 27% QoQ to Bt17.3bn. We expect earnings to recover in 3Q25 on better profitability at P&R and E&P segments.1H25 net profit was Bt44.8bn, down 30% YoY on stock loss and lower oil price, prompting a 14% cut in earnings forecast. Our SOTP TP is also revised down to Bt39 (from Bt41). We maintain OUTPERFORM, with an undemanding 0.8x PBV (2026F) and >5% yield.
Gas profit down on lower margin and volume. Operating profit for the gas business fell 9% YoY and 6% QoQ, pressured by lower average selling prices and volume. Sales volume was stable QoQ at 3,866mmcfd, but down 20% YoY due to increased LNG imports by new shippers. GSP sales volume rose 4.6% QoQ to 1.75mt, supported by higher propane demand from GC, though average selling prices declined in line with reference petrochemical prices. GSP gross profit improved YoY due to lower feed costs from the Single Pool policy. S&T margin was squeezed as selling price fell more than gas cost.
Oil marketing margin aided segment. Operating profit at the oil segment fell 15% YoY and 43% QoQ to Bt2.7bn on lower gross margin/liter for jet fuel and gasoline. Sales volume slid 4.9% QoQ to 6.38bn liters due to seasonal weakness, but rose 1.7% YoY, driven by higher jet fuel sales. The non-oil business continued to expand, supporting segment EBITDA. International trading performance declined sharply due to mark-to-market losses and lower margins, despite higher sales volume QoQ.
Petrochemical & Refining hit by stock loss. The segment posted an operating loss of Bt4.8bn vs. profit in 1Q25 and 2Q24. Oil refining performance was hurt by a Bt7.2bn stock loss that overwhelmed the higher market GRM (US$4.6/bbl vs US$3.1/bbl in 1Q25). Petrochemical margins remained weak, especially for benzene and PX, while olefins faced higher feedstock costs. Contribution from associates rose sharply on extra gains from TOP’s investment.
3Q25F outlook: stable volume, margin recovery. We expect gas sales volume to be stable QoQ on seasonal demand, while PTTEP’s volume may rise due to fewer shutdowns. Oil marketing margin is expected to improve on seasonality. Oil price volatility remains a key risk to upstream ASP and inventory valuation. Petrochemical spreads will stay weak due to oversupply and sluggish demand. A 30% miss to our 1H25 expectations has led us to cut our 2025F 14%.
TP cut to Bt39 to reflect lower associate TPs. We trim TP (mid-2026) to Bt39 to reflect the TP revision of P&R associates. This implies 3x EV/EBITDA and 0.9x PBV (2026). It is trading at 0.8x PBV (-1.5SD below 5-year average). We expect a solid 6.5-6.8% dividend yield over three years, with share buybacks helping limit downside risk.
Key risks: Economic slowdown, oil price volatility, asset impairment, regulatory changes, and government intervention in retail oil pricing. ESG risks include environmental impact and transition to clean energy.
Download EN version click >> PTT250814_E.pdf
