BGRIM – 1Q67: กำไรลดลง YoY และ QoQ เพราะขาดทุน FX – NEUTRAL (ราคาเป้าหมาย 33 บาท)

BGRIM รายงานกำไรสุทธิ 379 ลบ. ใน 1Q67 (-5.3% YoY, -18.5% QoQ) ดีกว่า consensus คาด 12% ตัวเลขดังกล่าวมีขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยนจากการอ่อนค่าของเงินบาทรวมอยู่ด้วย กำไรสุทธิจากการดำเนินงาน (NNP) ใน 1Q67 อยู่ที่ 488 ลบ. เพิ่มขึ้น 28.4% YoY และ 27.1% QoQ โดยได้แรงหนุนจาก: 1) ปริมาณไฟฟ้าขายให้แก่ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้น 17.4% YoY และ 2.5% QoQ จากการเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ของโครงการโรงไฟฟ้า SPP 3 โครงการ: AIE-MTP หน่วยที่ 2 (มี.ค. 2566), BGPAT2 (ต.ค. 2566) และ BGPAT3 (ธ.ค. 2566) กำลังการผลิตรวม 294MWe 2) ปริมาณไฟฟ้าขายให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรม (IUs) ในประเทศไทยที่เพิ่มขึ้น 2.2% YoY และ 0.6% QoQ และ 3) ปริมาณไอน้ำขายให้แก่ IUs ในประเทศไทยที่เพิ่มขึ้น 20.5% YoY และ 6.6% QoQ เราคาดว่าผลประกอบการจะปรับตัวดีขึ้น QoQ ใน 2Q67 เนื่องจากอัตรากำไรขั้นต้นจะได้รับการสนับสนุนอย่างต่อเนื่องจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ลดลงและราคาขายในระดับทรงตัว เราปรับประมาณการกำไรปกติปี 2567-2568 ลดลง เพื่อสะท้อน load factor สำหรับ IUs ที่ต่ำกว่าคาด เรายังคงคำแนะนำ tactical call สำหรับ BGRIM ไว้ที่ NEUTRAL โดยปรับราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF ใหม่เป็น 33 บาท (จาก 40 บาท) เนื่องจากยังไม่มีปัจจัยกระตุ้นราคาหุ้นในระยะสั้น

 

ปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้ IUs ปรับตัวดีขึ้น YoY และ QoQ ปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้ IUs เติบโต 2.2% YoY และ 0.6% QoQ จากการเชื่อมเข้าระบบของลูกค้ารายใหม่ (6MW) ใน 1Q67 อย่างไรก็ตาม รายได้จาก IUs ในประเทศไทยลดลง 20.8% YoY โดยมีสาเหตุมาจากราคาขายไฟฟ้าที่ลดลง 22.4% และต้นทุนก๊าซที่ลดลง 29.5% ทั้งนี้ราคาขายไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซเคลื่อนไหวตามค่า Ft ที่ลดลงจาก 0.9345 บาท/kWh ใน 1Q66 สู่ 0.3972 บาท/kWh ใน 1Q67 (เพิ่มขึ้นจาก 0.2048 บาท/kWh ใน 4Q66) ในขณะที่รายได้จากการขายไฟฟ้าให้แก่ IUs ในประเทศไทยเพิ่มขึ้น 6.3% QoQ โดยเกิดจากราคาขายไฟฟ้าเฉลี่ยที่เพิ่มขึ้น 5.8% และต้นทุนก๊าซที่เพิ่มขึ้น 8.8%

 

ปริมาณขายไอน้ำลดลง YoY แต่เพิ่มขึ้น QoQ รายได้จากการขายไอน้ำลดลง 14.6% YoY เนื่องจากราคาขายไอน้ำมเฉลี่ยลดลง 28.9% YoY สะท้อนถึงราคาก๊าซมาตรฐานที่ลดลงในสูตรกำหนดราคา แต่ปริมาณการขายไอน้ำเพิ่มขึ้น 20.5% YoY สู่ 234,476 ตันใน 1Q67 จากความต้องการที่แข็งแกร่งจากลูกค้าปัจจุบันและลูกค้าใหม่ สำหรับ QoQ รายได้จากการขายไอน้ำเพิ่มขึ้น 10.3% อันเป็นผลมาจากปริมาณการขายไอน้ำที่เพิ่มขึ้น 6.6% และราคาขายเฉลี่ยที่เพิ่มขึ้น 3.5% สอดคล้องกับแนวโน้มราคาก๊าซที่สูงขึ้น QoQ ใน 1Q67

 

ต้นทุนก๊าซลดลง YoY แต่เพิ่มขึ้น QoQ ต้นทุนก๊าซใน 1Q67 ของ BGRIM ลดลง 29.5% YoY แต่เพิ่มขึ้น 8.8% QoQ สะท้อนการเคลื่อนไหวของ Energy Pool Price (EPP) เนื่องจากราคาขายเพิ่มขึ้นในอัตราที่เร็วกว่าต้นทุนเชื้อเพลิง EBITDA margin จึงเพิ่มขึ้นสู่ 25.6% ใน 1Q67 จาก 20.8% ใน 1Q66 แต่ยังคงต่ำกว่าระดับ 26.3% ใน 4Q66 อยู่เล็กน้อย

 

รายได้จากการขายไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนลดลง QoQ รายได้จากการขายไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน (7% ของยอดขายไฟฟ้าทั้งหมด) ลดลง 3.0% YoY และ 3.8% QoQ เนื่องจากปริมาณการขายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าแห่งประเทศเวียดนาม (EVN) เพิ่มขึ้น และได้รับประโยชน์จากการอ่อนค่าของเวียดนามดองเทียบกับดอลลาร์สหรัฐใน 1Q67

 

แนวโน้ม 2Q67 กำไรปกติ 1Q67 คิดเป็น 21% ของประมาณการกำไรปกติเต็มปีที่เราปรับใหม่ เราคาดว่ากำไรปกติของ BGRIM จะได้แรงหนุนจากต้นทุนก๊าซที่มีแนวโน้มปรับตัวลดลงอันเป็นผลมาจากปริมาณก๊าซที่เพิ่มขึ้นในอ่าวไทย ขณะที่ค่า Ft อยู่ในระดับทรงตัว ซึ่งจะช่วยสนับสนุนให้ผลการดำเนินงานของธุรกิจ SPP ปรับตัวดีขึ้นอย่างต่อเนื่องในระยะสั้น อย่างไรก็ตาม เรามีมุมมองที่เป็นกลางต่อแนวโน้มระยะกลางของมาร์จิ้นธุรกิจ SPP เนื่องจากรัฐบาลต้องการลดค่าไฟฟ้าของประเทศไทยลงสู่ระดับต่ำกว่า 4.0 บาท/kWh จากปัจจุบันที่ 4.18 บาท/kWh ดังนั้นต้นทุนก๊าซที่ลดลงจะถูกชดเชยโดยราคาขายไฟฟ้าที่ลดลง สำหรับการกำลังการผลิตเพิ่มเติมในปี 2567 นั้นจะมาจากโครงการ U-Tapao Solar + ESS (เฟส 1, 18MW) โครงการ Solar GIFU ในญี่ปุ่น (9.8Mwe) และโครงการ Wind KOPOS ในเกาหลีใต้ ( 10Mwe) ซึ่งคาดว่าจะเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในปี 2567 เราปรับประมาณการกำไรปกติปี 2567 ลดลง 12.3% และปี 2568 ลดลง 7.8% เนื่องจากเราปรับสมมติฐาน load factor สำหรับ IUs ลดลงจาก 80% สู่ 75% ในปี 2567-2568 เพื่อสะท้อนความต้องการไฟฟ้าจาก IUs ในประเทศไทยที่ต่ำกว่าคาด

 

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

 

ท่านสามารถอ่านและดาวน์โหลดเอกสารได้จาก BGRIM240514_T

 

BGRIM reported net profit of Bt379mn (-5.3% YoY, -18.5% QoQ), 12% ahead of consensus. This included an FX loss due to THB depreciation. Normalized net profit (NNP) in 1Q24 was Bt488mn, up 28.4% YoY and 27.1% QoQ on three factors. 1) A rise in sale of electricity to EGAT of 17.4% YoY and 2.5% QoQ following the COD of three SPP power plants with a total capacity of 294Mwe: AIE-MTP unit 2 (Mar 2023), BGPAT2 (Oct 2023) and BGPAT3 (Dec 2023). 2) Growth of 2.2% YoY and 0.6% QoQ in sale of electricity to industrial users (IUs) in Thailand. 3) A sharp 20.5% YoY and 6.6% QoQ rise in steam sales to IUs in Thailand. We expect earnings to improve QoQ in 2Q24 on margin support from potential lower fuel cost and stable tariff rate. We cut our 2024-25F to reflect lower IU load factor. We maintain our tactical call of Neutral with new DCF-based TP of Bt33 (from Bt40) as there is no catalyst in the near term.   Electricity sales volume to IUs up YoY and QoQ. Electricity sales volume grew 2.2% YoY and 0.6% QoQ due to more system synchronization with new customers (6MW) in 1Q24. However, revenue from IUs in Thailand fell 20.8% YoY on a 22.4% decrease in the electricity tariff and a 29.5% decline in gas cost. Note that electricity tariff and gas cost move with the Ft, which decreased from Bt0.9345/kWh in 1Q23 to Bt0.3972/kWh in 1Q24, but increased from Bt0.2048/kWh in 4Q23. Revenue from IUs in Thailand grew 6.3% QoQ due to a 5.8% increase in the electricity ASP and a higher gas cost of 8.8%.   Steam sales volume declined YoY but increased QoQ. Revenue from steam sales declined 14.6%YoY on a fall of 28.9% YoY in steam ASP, reflecting a lower benchmark gas price in the pricing formula, but steam sales volume increased 20.5% YoY to 234,476 tons in 1Q24 on solid demand from current clients plus new customers. On a QoQ basis, revenue from steam rose 10.3% on a 6.6% increase in steam sales volume and 3.5% increase in ASP in tandem with a higher gas price QoQ in 1Q24.   Gas cost down YoY but up QoQ. BGRIM's gas cost in 1Q24 fell 29.5% YoY but rose 8.8% QoQ, reflecting the movement of the Energy Pool Price (EPP). As tariff rate increased at a faster pace than fuel cost, EBITDA margin increased to 25.6% in 1Q24 from 20.8% in 1Q23, but remained slightly below the 26.3% level in 4Q23.   Renewable power revenue fell QoQ. Renewable power sales revenue (7% of total electricity sales) rose 3.0% YoY and 3.8% QoQ on higher contribution from Electricity of Vietnam (EVN) and benefit from VND depreciation against US$ in the quarter.   2Q24 outlook. BGRIM's 1Q24 core profit accounted for 21% of our new full-year core profit forecast and we expect core earnings to continue benefiting from potential lower gas cost due to higher gas flow in the Gulf of Thailand with stable fuel Ft. These will continue to improve SPP earnings in the short-term. However, we take a neutral view on the medium-term outlook for SPP margin as the government intends to reduce the country's electricity tariff to below Bt4.0/kWh from the current Bt4.18/kWh, which means the lower gas cost will likely simply offset a lower electricity tariff. This year is scheduled to bring added capacity from the U-Tapao Solar + ESS project (Phase 1, 18MW), the Solar GIFU project in Japan (9.8Mwe) and the Wind KOPOS project in South Korea (10Mwe). We have revised down our core 2024F earnings by 12.3% and 2025F by 7.8% as we reduce our load factor assumption for IUs to 75% in 2024-25 from 80% to reflect the lower demand from Thailand IUs.   Key risks. Higher 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.   Click here to read and/or download BGRIM240514_E