BGRIM – 4Q66: กำไรเป็นไปตามคาด – NEUTRAL (ราคาเป้าหมาย 40 บาท)

BGRIM รายงานกำไรสุทธิ 463 ลบ. ใน 4Q66 (+35% QoQ แต่ฟื้นตัวจากขาดทุนสุทธิใน 4Q65) เป็นไปตาม consensus คาด ตัวเลขดังกล่าวรวมผลกระทบของขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยนจำนวน 451 ลบ. จากการแข็งค่าของเงินบาท กำไรสุทธิจากการดำเนินงาน (NNP) ใน 4Q66 ลดลง 37% QoQ จากผลกระทบทางฤดูกาลของความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ลดลงจากลูกค้า IU (-2.4% QoQ) ตามคาด แต่ปรับตัวดีขึ้น 127% YoY ซึ่งเป็นผลมาจากราคาขายและต้นทุนเชื้อเพลิงที่สมดุลมากขึ้น ทำให้อัตรากำไรขั้นต้นปรับตัวเพิ่มขึ้นจาก 11.5% ใน 4Q65 สู่ 18.7% ใน 4Q66 แม้ว่ายังต่ำกว่าระดับ >20% ก่อนหน้านี้ก็ตาม กำไรสุทธิปี 2566 อยู่ที่ 1.9 พันลบ. เทียบกับขาดทุนสุทธิ 1.2 พันลบ. ในปี 2565 NNP ปรับตัวดีขึ้นอย่างมากจาก 375 ลบ. ในปี 2565 สู่ 2.1 พันลบ. ในปี 2566 (+448.3% YoY) เราคาดว่าผลประกอบการของ BGRIM จะปรับตัวดีขึ้น QoQ ใน 1Q67 เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าจากลูกค้า IU จะฟื้นกลับคืนมาจากช่วงโลว์ซีซั่นใน 4Q66 และต้นทุนเชื้อเพลิงที่ลดลงจะช่วยสนับสนุนอัตรากำไรขั้นต้นอย่างต่อเนื่อง บวกกับราคาขายที่สูงขึ้นจากการปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นจาก 0.2048 บาท/kWh ใน 4Q66 สู่ 0.3972 บาท/kWh ใน 1Q67 เรายังคงคำแนะนำ NEUTRAL สำหรับ BGRIM ด้วยราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF ที่ 40 บาท เนื่องจากยังไม่มีปัจจัยใหม่ๆ เข้ามากระตุ้นราคาหุ้น

ปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้แก่ลูกค้า IU ลดลง QoQ ปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้แก่ลูกค้า IU (ลูกค้าอุตสาหกรรม) เติบโต 7.2% YoY จากการเชื่อมเข้าระบบของลูกค้า IU รายใหม่ แต่ลดลง 2.4% QoQ จากผลกระทบทางฤดูกาล ยกเว้นโรงไฟฟ้า SPP ในนิคมอุตสาหกรรมดับบลิวเอชเอ ชลบุรี (+13.7% QoQ) ซึ่งมีการซ่อมบำรุงใหญ่ใน 3Q66 เมื่อรวมกับราคาขายไฟฟ้าที่ลดลง (-10% QoQ, -18% YoY) สู่ 3.64 บาท/kWh รายได้จากการขายไฟฟ้าให้แก่ลูกค้า IU ในประเทศไทยจึงปรับตัวลดลง 12% QoQ และ 12% YoY ทั้งนี้ค่า Ft ถูกปรับลดลงจาก 0.9119 บาท/kWh สำหรับเดือนพ.ค.-ส.ค. 2566 สู่ 0.2048 บาท/kWh สำหรับเดือนก.ย.-ธ.ค. 2566 สะท้อนถึงค่า Ft ที่ลดลง 70% ใน 4Q66

ปริมาณขายไอน้ำเพิ่มขึ้นก้าวกระโดด QoQ รายได้จากการขายไอน้ำเพิ่มขึ้น 20% QoQ โดยได้แรงหนุนจากปริมาณขายไอน้ำที่สูงขึ้น (+14.5% QoQ) โดยเฉพาะโรงงานที่นิคมอุตสาหกรรมเอเชีย มาบตาพุด (AIEMTP) รายได้จากการขายไอน้ำให้กับโรงงานนี้คิดเป็นสัดส่วน >40% ของปริมาณขายไอน้ำทั้งหมดใน 4Q66 สะท้อนถึงความต้องการที่สูงขึ้นจากลูกค้าในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีหลังจากหยุดซ่อมบำรุงใน 3Q66 ราคาไอน้ำก็ปรับเพิ่มขึ้น 4.8% QoQ เพื่อสะท้อนราคาก๊าซอ้างอิงที่สูงขึ้นในสูตรราคา

ต้นทุนก๊าซลดลง YoY ต้นทุนก๊าซใน 4Q66 ของ BGRIM ลดลง 21.7% YoY แต่เพิ่มขึ้น 1.3% QoQ โดยเกิดจากราคาก๊าซที่ลดลง 35% YoY และ 2.5% QoQ สู่ 312.8 บาท/mmbtu นอกจากนี้โรงไฟฟ้าแห่งใหม่ (SPP Replacement) ก็ใช้พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้นด้วย ซึ่งช่วยให้ปริมาณการใช้ก๊าซ/หน่วยลดลง 4.3% เนื่องจากราคาขายลดลงในอัตราที่เร็วกว่าต้นทุนเชื้อเพลิง EBITDA margin จึงปรับตัวลดลงจาก 29.8% ใน 3Q66 สู่ 26.2% ใน 4Q66 ต่ำกว่าค่าเฉลี่ย 5 ปีที่ 27% ก่อนเกิดความขัดแย้งระหว่างรัสเซีย-ยูเครนซึ่งทำให้ราคาก๊าซทั่วโลกพุ่งสูงขึ้นในปี 2565 ราคาก๊าซเฉลี่ยในปี 2566 ลดลง 21% YoY สู่ 377 บาท/mmbtu

รายได้จากการขายไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนลดลง QoQ รายได้จากการขายไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน (7% ของยอดขายไฟฟ้าทั้งหมด) ลดลง 13.2% QoQ เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำในลาวผลิตไฟฟ้าได้น้อยลงหลังจากผ่านพ้นช่วงไฮซีซั่นใน 3Q66 ซึ่งได้รับการชดเชยจากยอดขายที่สูงขึ้นจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา

แนวโน้ม 1Q67 เราคาดว่ากำไร 1Q67 จะปรับตัวดีขึ้น QoQ ฟื้นตัวจากช่วงโลว์ซีซั่นใน 4Q66 เราคาดว่า EBITDA margin ของ BGRIM จะเพิ่มขึ้นจาก 4Q66 ซึ่งเป็นผลมาจากต้นทุนก๊าซที่ลดลงและค่า Ft ที่สูงขึ้น (เพิ่มขึ้นจาก 0.2048 บาท/kWh ใน 4Q66 สู่ 0.3972/kWh ใน 1Q67) แนวโน้มเช่นนี้น่าจะเกิดขึ้นต่อเนื่องตลอดปีนี้ โดยบริษัทคาดว่าราคาก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้า SPP จะอยู่ที่ 320-350 บาท/mmbtu ลดลง 7-15% YoY การดำเนินงานเต็มไตรมาสของโรงไฟฟ้า SPP แห่งใหม่ (โครงการ BGPAT2&3) ซึ่งเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ใน 4Q66 จะช่วยสนับสนุนผลประกอบการใน 1Q67 ด้วยเช่นกัน นอกจากนี้ BGRIM ได้ประกาศจ่ายเงินปันผลงวดสุดท้ายสำหรับผลการดำเนินงานปี 2566 ที่ 0.18 บาท/หุ้น (XD: 13 มี.ค.) ส่งผลทำให้เงินปันผลรวมทั้งหมดสำหรับปี 2566 อยู่ที่ 0.36 บาท/หุ้น (อัตราการจ่ายเงินปันผล 50%)

ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ ต้นทุนก๊าซสูงกว่าคาด และความล่าช้าในการปรับค่า Ft เพื่อชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น

ท่านสามารถอ่านและดาวน์โหลดเอกสารได้จาก  BGRIM240301_T

BGRIM reported net profit of Bt463mn (+35% QoQ, up from net loss in 4Q22), in line with consensus. This included an FX loss of Bt451mn due to THB appreciation. Normalized net profit (NNP) in 4Q23 fell 37% QoQ due to seasonal effect of lower demand from IUs (-2.4% QoQ) as expected but grew 127% YoY on a better balance between tariff rate and fuel cost. This lifted gross margin to 18.7% in 4Q23 from 11.5% in 4Q22, though still below >20% prior. 2023 net profit was Bt1.9bn vs. net loss of Bt1.2bn in 2022. NNP improved sharply to Bt2.1bn (+448.3% YoY) from Bt375mn in 2022. We expect earnings to improve QoQ in 1Q24 as demand from IUs has returned after low season in 4Q23 plus continued support to gross margin from fuel cost and higher tariff rate brought by an increase in Ft rate from Bt0.2048/kWh in 4Q23 to Bt0.3972/kWh in 1Q24. We maintain our Neutral rating with DCF-based TP of Bt40 as there is no new share catalyst.

Electricity sales volume to IUs slipped QoQ. Electricity sales volume to IUs (industrial users) grew 7.2% YoY due to more system synchronization with new customers but fell 2.4% QoQ on seasonality, except for its SPP in WHA Chonburi Industrial Estate (+13.7% QoQ) which underwent a major overhaul in 3Q23. This plus a lower electricity tariff
(-10% QoQ, -18% YoY) to Bt3.64/kWh cut revenue from electricity sales to IUs in Thailand 12% QoQ and 12% YoY. Note that Ft was cut from Bt0.9119/kWh for May-Aug 2023 to Bt0.2048/kWh for Sep-Dec 2023. This implies a 70% drop in Ft rate in 4Q23.

Steam sales volume jumped QoQ. Revenue from steam sales grew 20% QoQ driven by higher steam sales volume (+14.5% QoQ), especially for the plant at Asia Industrial Estate Map Ta Phut (AIEMTP) (+21.1% QoQ). Steam revenue from this plant accounted for >40% of total steam volume in 4Q23, reflecting higher demand from clients in the petrochemical industry after planned shutdowns in 3Q23. Steam price also rose 4.8% QoQ to reflect higher benchmark gas price in the pricing formula. 

Gas cost down YoY. BGRIM’s gas cost in 4Q23 fell 21.7% YoY but edged up 1.3% QoQ, thanks to a 35% YoY and 2.5% QoQ reduction in gas price to Bt312.8/mmbtu. Further, its new power plants (SPP replacement) are also more energy-efficient, helping reduce gas consumption/unit by 4.3%. As tariff rate fell at a faster pace than fuel cost, EBITDA margin weakened to 26.2% in 4Q23 from 29.8% in 3Q23, slightly below the five-year average of 27% prior to the Russia-Ukraine conflict which shoved up global gas price in 2022. Average gas price in 2023 fell 21% YoY to Bt377/mmbtu.

Renewable power revenue fell QoQ. Renewable power sales revenue (7% of total electricity sales) fell 13.2% QoQ on lower contribution from hydropower in Laos after the high season in 3Q23. This was offset by higher sales from new solar rooftop projects.

1Q24F outlook. We expect 1Q24F profit to improve QoQ, recovering from low season in 4Q23. We expect EBITDA margin to rise from 4Q23 on lower fuel cost and a step up in Ft rate to Bt0.3972/kWh in 1Q24 from Bt0.2048/kWh in 4Q23. This trend is likely to continue throughout the year with guidance for gas price for SPPs at Bt320-350/mmbtu, down 7-15% YoY. Full-quarter operation of a new SPP (BGPAT2&3 project), which started up in 4Q23, will also drive earnings in 1Q24. The company announced a final dividend on 2023 operations of Bt0.18/share (XD: 13 Mar), bringing 2023 DPS to Bt0.36 (50% payout).

Key risks. Higher than expected gas cost and delayed adjustment of Ft rate to catch up with fuel cost.