TOP มองทิศทาง “ค่าการกลั่น” ปี 69 ยังแกร่ง รับดีมานด์ “ดีเซล-อากาศยาน” โต

นางสาวญดา เผือกประพันธ์ นักลงทุนสัมพันธ์ บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) หรือ TOP เปิดเผยข้อมูลภาพรวมธุรกิจของบริษัทผ่านงาน Opportunity Day ซึ่งจัดโดยตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย (ตลท.) เมื่อวันที่ 19 ก.พ. 2569 ว่า ภาพรวมผลการดำเนินงานในปี 2568 บริษัทมีกำไรสุทธิ 14,584 ล้านบาท (คิดเป็นกำไรต่อหุ้น 6.53 บาท) ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปีก่อน 4,625 ล้านบาท สาเหตุหลักเกิดจากการรับรู้กำไรจากการต่อรองราคา (Negative Goodwill) ก้อนใหญ่ จากการที่บริษัท PT Chandra Asri Petrochemical Tbk (CAP) เข้าซื้อกิจการ Aster Polymer Solution ในสิงคโปร์ ช่วงไตรมาสที่ 2 และ 4 รวมกว่า 7,400 ล้านบาท

ขณะที่ภาพรวมกำไรจากการดำเนินงานสุทธิ (Net Operating Profit) ทั้งปีอยู่ที่ราว 11,470 ล้านบาท ปรับตัวลดลงเมื่อเทียบกับปีก่อน (Year-on-Year) ประมาณกว่า 5,000 ล้านบาท เนื่องจากบริษัทมีการปิดซ่อมบำรุงใหญ่ (Major Turnaround: MTA) ในช่วงไตรมาสที่ 3 ของปี

สำหรับผลการดำเนินงานในไตรมาสที่ 4/2568 บริษัทมีกำไรสุทธิอยู่ที่ 2,458 ล้านบาท ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อนหน้า 311 ล้านบาท หากพิจารณารายละเอียดจะประกอบด้วย 3 รายการหลัก ได้แก่ 1. กำไรจากการดำเนินงานสุทธิ (Net Operating Profit) อยู่ที่ 6,968 ล้านบาท ปรับเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อนราว 8,000 ล้านบาท ซึ่งเป็นผลจากการกลับมาดำเนินงานตามปกติหลังสิ้นสุดการซ่อมบำรุงใหญ่ 2. รายการขาดทุนจากสต๊อกน้ำมัน (Stock Loss) รวมถึงการปรับลดมูลค่าสินค้าคงเหลือ (NRV) และ Adjust Stock to Cost สุทธิราว 3,000 ล้านบาท ซึ่งเป็นผลกระทบจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวลดลง และ 3. รายการอื่นๆ ที่เป็นตัวเลขขาดทุนรวมราว 1,800 ล้านบาท

ประกอบด้วย ขาดทุนจากการป้องกันความเสี่ยง (Hedging Loss) ประมาณ 1,000 ล้านบาท ขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยน (FX Loss) ประมาณ 300 ล้านบาท และค่าใช้จ่ายภาษีเงินได้อีก 500 ล้านบาท ทั้งนี้ บริษัทยังมีการบันทึกกำไรจากการต่อรองราคาของ CAP ในไตรมาสนี้เข้ามาอีกราว 328 ล้านบาท ส่งผลให้ภาพรวมกำไรก่อนหักดอกเบี้ย ภาษี ค่าเสื่อมราคา และค่าตัดจำหน่าย (EBITDA) ในไตรมาส 4 อยู่ที่ 5,981 ล้านบาท (เพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน) และภาพรวม EBITDA ทั้งปีอยู่ที่ 17,619 ล้านบาท

ด้านผลการดำเนินงานรายธุรกิจ (Line BU) เริ่มจากธุรกิจโรงกลั่น (Refinery) อัตราการใช้กำลังการผลิต (U-Rate) ในไตรมาส 4 กลับมาอยู่ระดับปกติที่ 114% หลังจบการซ่อมบำรุงใหญ่ ซึ่งถือเป็นระดับที่สูงกว่าค่าเฉลี่ยของอุตสาหกรรมอย่างต่อเนื่อง ด้านภาพรวมความต้องการใช้น้ำมันในประเทศปรับลดลงเล็กน้อย 0.1% นำโดยกลุ่มน้ำมันดีเซล แต่หากเทียบกับไตรมาสก่อนยังคงเติบโต นำโดยกลุ่มน้ำมันอากาศยาน (Jet) สำหรับสัดส่วนการขายแบ่งเป็น การขายในประเทศ 87% (หลักๆ ส่งให้ PTTOR 43%, PTT 25% และที่เหลือกระจายให้เชลล์ เชฟรอน และบางจาก) และส่งออก 13% ไปยังกลุ่มประเทศ CLMV สิงคโปร์ และมาเลเซีย

ส่วน Market GRM ไตรมาส 4 อยู่ที่ 9.4 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นจาก 3.5 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในไตรมาสก่อนหน้า โดยได้แรงหนุนจากส่วนต่างราคาน้ำมันกลุ่ม Middle Distillate ที่ปรับเพิ่มขึ้น จากกรณีโรงกลั่นรัสเซียถูกโจมตีโดยยูเครน และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว

ทั้งนี้ บริษัทยังคงสัดส่วนนำเข้าน้ำมันดิบจากตะวันออกกลาง 90% (เป็นสัดส่วนของ Murban ราว 43%) แม้ราคาน้ำมันดิบจะถูกกดดันจากอุปทานส่วนเกินของกลุ่ม OPEC+ เมื่อนำ Market GRM หักลบกับ Stock Loss ที่ 3.7 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จะได้ Accounting GRM อยู่ที่ 5.6 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล

ขณะที่ธุรกิจอะโรเมติกส์และน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน (Aromatics and Lube) อัตราการใช้กำลังการผลิต TPX ปรับขึ้นมาที่ 76% และ LAB อยู่ที่ 126% ส่งผลให้มี Contribution ไตรมาส 4 เพิ่มขึ้นเป็น 1 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล (แบ่งเป็น TPX 0.4 เหรียญฯ และ LAB 0.6 เหรียญฯ) จากการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิต (Optimization) และอัตรากำไรของผลิตภัณฑ์พลอยได้ (By-product) ที่ปรับตัวดีขึ้น

ด้านธุรกิจ Base Oil อัตรากำลังการผลิตกลับมาสู่ระดับสูงที่ 90% ดัน GIM เพิ่มขึ้นเป็นระดับ 1 จุดกว่าเหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล แม้ส่วนต่างราคา Base Oil จะแย่ลงจากอุปทานที่เพิ่มขึ้น แต่บริษัทได้ส่วนต่างราคายางมะตอย (Bitumen) ที่ดีขึ้นจากต้นทุนน้ำมันเตาที่ลดลงเข้ามาหนุน เมื่อรวมทุกส่วนแล้วจะได้ Accounting GIM ไตรมาส 4 ที่ 8.2 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล สำหรับต้นทุนเงินสด (Cash Cost) ของโรงกลั่นลดลงมาอยู่ที่ 3 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล (จากฐานไตรมาสก่อนที่สูงเพราะปริมาณการผลิตต่ำช่วงปิดซ่อม) และ Top Group Cash Cost รวมทุกธุรกิจอยู่ที่ราว 3.5 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล

ส่วนของธุรกิจไฟฟ้า (Power) ซึ่งบริษัทถือหุ้น SPP 100% และถือหุ้น GPSC 10% (รับรู้เฉพาะเงินปันผล) ไตรมาส 4 มี Contribution เพิ่มขึ้นจากยอดขายไฟฟ้าและไอน้ำของ TOP SPP แต่ภาพรวมทั้งปีลดลงเล็กน้อย ทางด้านธุรกิจโอเลฟินส์ แม้ Contribution ไตรมาส 4 จะติดลบจากสภาวะตลาดที่ซบเซา แต่ภาพรวมทั้งปีสามารถบันทึกกำไรเป็นบวกก้อนใหญ่จากดีลควบรวมของ CAP ธุรกิจสารทำละลาย (Solvent) มีกำไรสุทธิไตรมาส 4 ลดลงเหลือ 11 ล้านบาท ตามราคาขายเฉลี่ยที่ลดลงสอดคล้องกับน้ำมันดิบ และธุรกิจเอทานอล Contribution ลดลงเล็กน้อยจนเกิดผลขาดทุนสุทธิ จากการกลับรายการค่าสินค้าคงเหลือ

ด้านฐานะการเงินและกระแสเงินสด (Consolidated Cash Flow) ต้นปีบริษัทมีกระแสเงินสดและเงินลงทุนระยะสั้นที่ 39,738 ล้านบาท มีกระแสเงินสดรับจากการดำเนินงาน 48,800 ล้านบาท กระแสเงินสดรับจากกิจกรรมลงทุน 8,900 ล้านบาท (หลักๆ จากเงินชดเชยบังคับหลักประกันโครงการ CFP) และใช้ในกิจกรรมจัดหาเงิน 23,000 ล้านบาท เพื่อใช้ในการทำ Deleveraging ได้แก่ จ่ายคืนหนี้ เงินกู้ยืม ซื้อคืนหุ้นกู้ และ Loan Prepayment ส่งผลให้ ณ สิ้นปีมีเงินสดและเงินลงทุนระยะสั้นสูงถึง 68,600 ล้านบาท ซึ่งส่วนหนึ่งมาจากการรับรู้รายได้จากโครงการ Asset Monetization ของ TOP SPP เข้ามาอีก 18,000 ล้านบาท ส่งผลให้บริษัทมีสินทรัพย์รวม 427,284 ล้านบาท

ขณะที่หนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ย (IBD) ลดลงเหลือ 113,157 ล้านบาท และมีหนี้สินสุทธิ (Net Debt) อยู่ที่ราว 44,500 ล้านบาท ด้านสถาบันจัดอันดับความน่าเชื่อถือทั้ง 3 แห่งยังคงเรตติ้งที่ระดับ Investment Grade ด้านสัดส่วนหนี้สินสุทธิต่อ EBITDA ลดลงมาที่ 3.7 เท่า (หากคำนวณตามสูตร S&P อยู่ที่ 4.9 เท่า ซึ่งต่ำกว่าเพดานที่ 6 เท่า) และสัดส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุน (Net Debt to Equity) ลดลงมาที่ 0.3 เท่า ซึ่งยังอยู่ในกรอบนโยบายที่ไม่เกิน 1 เท่า

ส่วนของภาพรวมตลาดและแนวโน้ม ปี 2569 คาดว่าราคาน้ำมันดิบมีแนวโน้มปรับตัวลดลงจากภาวะอุปทานส่วนเกิน (Over Supply) โดยแม้กลุ่ม OPEC+ จะมีมติชะลอการเพิ่มกำลังการผลิตในไตรมาส 1 แต่อุปทานจากกลุ่ม Non-OPEC+ อย่างสหรัฐฯ และบราซิลยังคงปรับเพิ่มขึ้น ด้านความต้องการใช้น้ำมันดิบเฉลี่ยจะเติบโตราว 1.1 ล้านบาร์เรลต่อวัน ได้แรงหนุนจากเศรษฐกิจสหรัฐฯ ที่คาดว่าจะขยายตัว 2.4% สวนทางกับจีนที่ชะลอตัวลงสู่ระดับ 4.5%

นอกจากนี้ยังต้องจับตาความขัดแย้งด้านภูมิรัฐศาสตร์ที่ทำให้ตลาดผันผวนสูง ทั้งมาตรการคว่ำบาตรของสหรัฐฯ ต่ออิหร่านที่อาจสร้างพรีเมียมในราคาน้ำมัน, กรณีเวเนซุเอลาที่สหรัฐฯ ผ่อนปรนและเตรียมรับมอบน้ำมันส่งผลให้อินเดียหันมานำเข้าน้ำมันจากสหรัฐฯ และเวเนซุเอลาแทนรัสเซียมากขึ้น (ยอดนำเข้าจากรัสเซียของอินเดียลดลงจาก 1.7 เหลือ 1.2 ล้านบาร์เรลต่อวัน) รวมถึงความไม่แน่นอนของการเจรจาสันติภาพระหว่างรัสเซียและยูเครน

ด้านตลาดผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Refinery Margin) คาดว่าจะยังคงแข็งแกร่งจากอุปสงค์น้ำมันดีเซลและน้ำมันอากาศยานที่เติบโต ประกอบกับปัจจัยหนุนจากการปิดโรงกลั่นในสหรัฐฯ และยุโรป แม้ว่าตลาดน้ำมันเบนซินจะถูกกดดันจากอุปทานใหม่ (เช่น โรงกลั่น Dangote) และการเปลี่ยนผ่านไปใช้รถ EV

ส่วนภาพรวมความต้องการใช้น้ำมันในประเทศไทยปีนี้คาดว่าจะเติบโตในอัตราที่ชะลอตัว โดยน้ำมันเบนซินโต 1% (ถูกกดดันจากหนี้ครัวเรือน), แก๊สโซฮอล์ทรงตัว, น้ำมันอากาศยานโต 4% ตามทิศทางนักท่องเที่ยว 36.7 ล้านคนและเที่ยวบินที่เพิ่มขึ้น 3% ขณะที่ดีเซลลดลง 0.6% ตามภาคการส่งออก สำหรับธุรกิจปิโตรเคมี ตลาดพาราไซลีน (PX) จะปรับตัวดีขึ้นจากการเลื่อนเปิดโรงงานใหม่ไปปี 2027 แต่ตลาดเบนซีนและโอเลฟินส์ยังคงถูกกดดันจากกำลังการผลิตส่วนเกิน (Overcapacity) ขณะที่ตลาด Base Oil ส่วนต่างราคาจะอ่อนตัวลงจากอุปทานของโรงงานกรุ๊ป 2 และ 3 ส่วนตลาดยางมะตอยคาดว่าจะทรงตัวจากความต้องการใช้ในอินเดียและเวียดนาม ผสานกับความกังวลด้านการส่งออกจากอิหร่าน