BGRIM – 1Q68: กำไรสุทธิเป็นไปตามตลาดคาด

BGRIM รายงานกำไรสุทธิ 654 ลบ. ใน 1Q68 เป็นไปตามตลาดคาด โดยกำไรสุทธิเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญถึง 72.7% YoY จากส่วนแบ่งกำไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้าที่เพิ่มขึ้นเป็น 162 ลบ. ใน 1Q68 เทียบกับขาดทุน 21 ลบ. ใน 1Q67 ซึ่งได้แรงหนุนจากกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนและความสามารถในการทำกำไรที่ดีขึ้นจากโครงการ Malacha ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาด 30MW ในสหรัฐฯ ที่เริ่มบันทึกรายได้หลังจากเข้าซื้อมาในเดือนพ.ค. 2567 อีกทั้งยังได้รับประโยชน์จากช่วงไฮซีซั่นของโครงการนี้ด้วย

แนวโน้มยังคงท้าทายในช่วงที่เหลือของปีนี้ เราคาดว่าการที่รัฐบาลปรับลดค่าไฟฟ้าลงมาอยู่ที่ 3.98 บาท/หน่วย สำหรับงวดเดือนพ.ค.-ส.ค. 2568 และมีความเป็นไปได้ที่จะขยายเวลาจนถึงสิ้นปี จะส่งผลกระทบเชิงลบต่อกำไรของ BGRIM ในช่วงที่เหลือของปีนี้ อย่างไรก็ตาม ต้นทุนก๊าซที่มีแนวโน้มลดลงจะชดเชยผลกระทบได้บางส่วน BGRIM คาดการณ์ว่าต้นทุนก๊าซจะอยู่ในช่วง 320-340 บาท/ล้าน BTU ในปี 2568 (1Q68: 334 บาท/ล้าน BTU, สมมติฐานปี 2568 ของเราอยู่ที่ 340 บาท/ล้าน BTU)

ประเด็นสำคัญจากการประชุม ผู้บริหาร BGRIM คาดว่าค่าไฟฟ้าที่ลดลงมาอยู่ที่ 3.98 บาท/หน่วย ในงวดเดือนพ.ค.-ส.ค. 2568 จะทำให้มาร์จิ้นของ SPP ลดลง แต่ด้วยที่ต้นทุนก๊าซปรับตัวลดลงด้วยเช่นกัน ทำให้คาดว่ามาร์จิ้นของ SPP จะลดลงเพียงเล็กน้อย โดยจากข้อมูลที่ได้จากบริษัทคาดว่าต้นทุนก๊าซใน 2H68 จะลดลงเล็กน้อยเมื่อเทียบกับ 1H68 ทั้งนี้ทาง BGRIM วางแผนนำเข้า LNG จำนวน 5 ลำในปีนี้ ซึ่งจะช่วยประหยัดต้นทุนก๊าซเนื่องจากไม่ต้องจ่ายมาร์จิ้นให้กับ PTT ประมาณ 5 บาทต่อล้าน BTU ทาง BGRIM พยายามที่จะปรับโครงสร้างสัญญาลูกค้าอุตสาหกรรม (IU) เป็น gas link มากขึ้น ในขณะที่ภาษีนำเข้าของสหรัฐฯ อาจสร้างความเสี่ยงให้กับลูกค้า IU บางราย แต่คาดว่าราคาก๊าซที่ลดลงจะช่วยลดผลกระทบได้บ้าง ความต้องการไฟฟ้าในอนาคตที่ 40-50MW คาดว่าจะได้แรงหนุนจากลูกค้าภาคอุตสาหกรรมและดาต้าเซ็นเตอร์ โดยคาดว่าความต้องการดาต้าเซ็นเตอร์จะเพิ่มขึ้นอย่างมากในอีกไม่กี่ปีข้างหน้า โครงการ Nakwon1 คาดว่าจะมีการเลื่อน COD จากกำหนดการเดิม แต่ผู้รับเหมาจะเป็นผู้รับภาระค่าก่อสร้างส่วนเพิ่มไปตามสัญญา ทั้งนี้แม้ว่าจะมีหลาย โครงการที่อยู่ใน pipeline แต่ BGRIM ยังคงเป้าอัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุนของบริษัทไว้ที่ระดับต่ำกว่า 2 เท่า (1Q68: 1.8 เท่า) ผ่านการควบคุมต้นทุนและการขายสินทรัพย์

Valuation และคำแนะนำ เรายังคงคำแนะนำ NEUTRAL สำหรับ BGRIM โดยให้ราคาเป้าหมายสิ้นปี 2568 ที่ 14.9 บาท อ้างอิงวิธี DCF (WACC: 4.5%, terminal growth: 0.9%) เนื่องจากยังไม่มีปัจจัยกระตุ้นราคาหุ้นในระยะสั้นและมีแนวโน้มที่จะได้รับผลกระทบจากค่าไฟฟ้าที่ลดลง

ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ ต้นทุนก๊าซสูงกว่าคาด และความล่าช้าในการปรับค่า Ft เพื่อชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล การบริหารจัดการพลังงาน การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูง และผลกระทบต่อชุมชนใกล้เคียง

1Q25: Net profit in line with consensus

1Q25 net profit was Bt654mn, in line with consensus, up 72.7% YoY on higher equity income, especially from the Malacha project. Its outlook remains challenging given the cut in electricity tariff of Bt0.17/unit to Bt3.98/unit in May-August 2025, which will erode SPP margin, though there is a partial offset by potentially lower gas cost along with lower Japan/Korea LNG price. We stay Neutral with an end-2025 target price of Bt14.9 on DCF valuation (WACC: 4.5%, terminal growth: 0.9%), with no near-term catalyst.

BGRIM reported a net profit of Bt654mn in 1Q25, in line with market expectations. Net profit shot up 72.7% YoY due to higher equity income of Bt162mn in 1Q25 after a loss of Bt21mn in 1Q24. This was driven by FX gain and improved profitability at the Malacha project, a 30MW hydropower plant in the US, which started to record income after acquisition in May 2024 and also as it was high season for this project.

Outlook for the rest of the year is challenging. We expect the government's electricity tariff reduction to Bt3.98/unit for the May-August 2025 period, with a potential extension until year-end, to punish profit for the rest of the year. However, there is a chance for a partial offset by lower gas cost. BGRIM forecasts gas costs at Bt320-340/mmBTU in 2025 (1Q25: Bt334/mmBTU; our 2025 assumption is Bt340/mmBTU).

Takeaway from meeting. BGRIM's management foresees a slight narrowing in SPP margins due to a cut in electricity tariffs to Bt3.98/unit in May-August 2025. However, a corresponding decrease in gas costs will keep the decline low; guidance suggests slightly lower gas costs in 2H25 compared to 1H25. BGRIM plans to import five LNG cargoes this year, which would help save on gas costs via avoiding a margin payment of ~Bt5/mmBTU to PTT. BGRIM is actively restructuring Industrial User (IU) customer contracts towards gas-linked agreements. While US tariffs pose a potential risk to some IU clients, lower gas prices could provide some relief. Future electricity demand of 40-50MW is expected to be driven by industrial and data center customers, with significant data center demand projected. The startup of the Nakwon 1 project has been delayed, but additional construction costs will be borne by the contractor. Despite ongoing project work, BGRIM aims to maintain its net D/E ratio below 2x (1Q25: 1.8X) through spending control and potential asset sales.

Valuation/Recommendation. We maintain our Neutral rating with an end-2025 TP of Bt14.9 on DCF valuation (WACC: 4.5%, terminal growth: 0.9%), with no near-term catalyst and potential impact from the lower electricity tariff.

Key risks. Higher than expected gas cost and delayed adjustment of Ft rate to catch up with fuel cost. Key ESG risks are the environmental impact from its exposure to fossil fuels, energy management, high greenhouse gas emission, and nearby community impact.

Download EN version click >> BGRIM250520_E.pdf