กำไรสุทธิ 2Q67 ต่ำกว่า INVX และ consensus คาด BGRIM รายงานกำไรสุทธิ 2Q67 ที่ 229 ลบ. (-66.3% YoY, -39.7% QoQ) ต่ำกว่า INVX คาด 8% และต่ำกว่า consensus คาด 17% จากขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยนที่สูงกว่าคาด หากตัดรายการพิเศษออก พบว่ากำไรสุทธิจากการดำเนินงาน (NNP) อยู่ที่ 597 ลบ. ใน 2Q67 เป็นไปตามที่ INVX คาดการณ์ไว้ NNP เพิ่มขึ้น 22.3% QoQ เนื่องจากต้นทุนก๊าซลดลงเหลือ 305 บาท/ล้าน BTU จาก 340 บาท/ล้าน BTU ซึ่งเป็นผลมาจากการปรับ margin S ลดลงและการใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติแบบ single pool โดยมีผลบังคับใช้ย้อนหลังตั้งแต่เดือน ม.ค. 2567 หากตัดรายการปรับปรุงย้อนหลังออก ต้นทุนก๊าซจะอยู่ประมาณ 330 บาท/ล้าน BTU การปรับตัวลดลง YoY ของ NNP หลักๆ เกิดจากดอกเบี้ยจ่ายและค่าใช้จ่ายภาษีที่สูงขึ้นหลังจากสิทธิประโยชน์ทางภาษีจากโครงการ 3 โครงการของบริษัทหมดอายุลง EBITDA margin เพิ่มขึ้นสู่ 28.7% ใน 2Q67 จาก 25.6% ใน 1Q67 และ 25.0% ใน 2Q66 รายได้ลดลง 3.6% QoQ และ 8.3% YoY จากการลดลงของรายได้จากการขายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. (-5.1% QoQ และ -7.2% YoY) และลูกค้าอุตสาหกรรม (IUs) (-4.4% QoQ และ -15.3% YoY) เนื่องจากปริมาณขายไฟฟ้าและราคาขาย (ASP) ลดลง ในขณะที่รายได้จากการขายไอน้ำให้แก่ลูกค้า IUs ลดลง 6.2% QoQ และ 23.4% YoY เพราะ ASP ลดลง ทั้งนี้ load factor สำหรับลูกค้าอุตสาหกรรมลดลงมาอยู่ที่ 59% ใน 2Q67 จาก 61% ใน 1Q67 สะท้อนถึงความต้องการใช้ไฟฟ้าระดับต่ำจากลูกค้าอุตสาหกรรมที่ได้รับผลกระทบจากภาวะเศรษฐกิจชะลอตัว ปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้ลูกค้า IUs ลดลง YoY และ QoQ ปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้ลูกค้า IUs ลดลง 15.3% YoY และ 4.4% QoQ จากความต้องการที่ลดลงจากลูกค้ากลุ่มอุตสาหกรรมยานยนต์ แต่ได้รับการชดเชยบางส่วนจากความต้องการที่เพิ่มขึ้นจากลูกค้ากลุ่มอุตสาหกรรมอาหารและเครื่องดื่ม ราคาขายไฟฟ้าสะท้อนถึงต้นทุนก๊าซที่ลดลง 15.3% YoY และ 0.5% QoQ จ่ายเงินปันผลงวด 1H67 ที่ 0.18 บาท/หุ้น อัตราการจ่ายเงินปันผล 77.3% คิดเป็นอัตราผลตอบแทนจากเงินปันผล (annualized) ที่ 1.7% ขึ้นเครื่องหมาย XD วันที่ 26 ส.ค. 2567 แนวโน้ม 2H67 กำไรปกติ 1H67 คิดเป็น 50.9% ของประมาณการกำไรปกติเต็มปีที่เราปรับใหม่ เราคาดว่ากำไรปกติจะชะลอตัวลงใน 2H67 เนื่องจากต้นทุนก๊าซจะกลับสู่ระดับปกติที่ประมาณ 330 บาท/ล้าน BTU ใน 3Q67 และเราคาดว่าราคาก๊าซอาจเพิ่มขึ้นใน 4Q67 หลังจากราคา LNG ในตลาดโลกยังคงอยู่ในระดับสูง ดังนั้นเราจึงปรับประมาณการกำไรปกติลดลง 8.9% ในปี 2567 และ 9.7% ในปี 2568 เพื่อสะท้อนความต้องการไฟฟ้าที่ต่ำกว่าคาดจากลูกค้า IUs ในประเทศไทย และต้นทุนก๊าซสำหรับปี 2568 ที่เพิ่มขึ้น 10 บาท/ล้าน BTU สู่ 333 บาท/ล้าน BTU สำหรับการกำลังการผลิตเพิ่มเติมในปี 2567 นั้นจะมาจากโครงการ U-Tapao Solar + ESS (เฟส 1, 18MW) โครงการ Solar GIFU ในญี่ปุ่น (9.8Mwe) และโครงการ Wind KOPOS ในเกาหลีใต้ ( 10Mwe) ซึ่งคาดว่าจะเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในปี 2567 ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ ต้นทุนก๊าซสูงกว่าคาด และความล่าช้าในการปรับค่า Ft เพื่อชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล การบริหารจัดการพลังงาน การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูง และผลกระทบต่อชุมชนใกล้เคียง | ||
ท่านสามารถอ่านและดาวน์โหลดเอกสารได้จาก BGRIM240814_T
|