BGRIM - 3Q68: กำไรใกล้เคียงกับที่ INVX และตลาดคาด

กำไรสุทธิ 2Q68 ต่ำกว่าที่ INVX และตลาดคาดการณ์ BGRIM รายงานกำไรสุทธิ 521 ล้านบาท ใน 3Q68 เพิ่มขึ้น 220% YoY และ 7,600% QoQ กำไรสุทธินี้รวมกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยน 108 ล้านบาท ใน 3Q68 (เทียบกับขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยน 331 ล้านบาทใน 2Q68 และขาดทุน 149 ล้านบาทใน 3Q67) ขณะที่กำไรหลัก (NNP) ใน 3Q68 อยู่ที่ 414 ล้านบาท ลดลง 48.8% YoY และ 12.8% QoQ สาเหตุหลักมาจากส่วนแบ่งผลขาดทุนจากบริษัทร่วมและกิจการร่วมค้า ซึ่งมีมูลค่า -169 ล้านบาท โดยมีแรงกดดันจากขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจากโครงการ KOPOS และ GIFU อย่างไรก็ตาม อัตรากำไรของ SPP ได้รับผลดีจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง มาอยู่ที่ 299 บาท/mmBTU ใน 3Q68 ซึ่งลดลงมากกว่าการปรับลดค่า Ft ทางบริษัทคาดการณ์ว่าต้นทุนจะลดลงอีกใน 4Q68 โดยคาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 290–295 บาท/mmBTU นอกจากนี้ ปริมาณการขายไฟฟ้าให้แก่ลูกค้าอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น 1.6% YoY โดยได้แรงหนุนจากความต้องการที่เพิ่มขึ้นจากลูกค้าในกลุ่มเหล็ก ก๊าซอุตสาหกรรม และเครื่องใช้ไฟฟ้า ซึ่งสามารถชดเชยอุปสงค์ที่อ่อนแอในกลุ่มยานยนต์ (37% ของรายได้ลูกค้าอุตสาหกรรม) ค่าใช้จ่าย SG&A ลดลง 12% YoY และ 14% QoQ เนื่องจากค่าที่ปรึกษาโครงการลงทุนใหม่ลดลง

 

ประเด็นสำคัญจากการประชุม ผู้บริหาร BGRIM จะเข้าร่วมโครงการ Quick Big Win ของรัฐบาล BGRIM คาดว่า ในเบื้องต้น บริษัทจะมีโอกาสเข้าร่วมโครงการประมาณ 300–500 เมกะวัตต์ ในสองโครงการ: 1) โครงการโซลาร์ภาคประชาชน (Community solar project) ที่รัฐบาลมีแผนจะเปิดรับรวม 1,500 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการนี้ BGRIM กำลังเตรียมการและศึกษาความเป็นไปได้กับพันธมิตรสำหรับโครงการโซลาร์และโซลาร์ลอยน้ำ โดยตั้งเป้าหมายไปที่ชุมชนกว่า 300 แห่ง โดยเฉพาะบริเวณใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรมอมตะ ซึ่งบริษัทได้เตรียมที่ดินและสามารถจัดตั้งระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็ก ได้ 2) โครงการนำร่อง Direct PPA ขนาด 2,000 เมกะวัตต์ BGRIM ก็อยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้กับพันธมิตร โดยมุ่งเน้นที่ลูกค้ากลุ่ม Data Center ผู้บริหาร BGRIM ยังคงมั่นใจในเป้าหมายระยะยาวด้านกำลังการผลิตรวมที่ 10,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2030 โดยมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเกินกว่า 50% (เพิ่มขึ้นจากกำลังการผลิตรวมปัจจุบันที่ 4,178 เมกะวัตต์ ซึ่งมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน 30%) ผู้บริหาร BGRIM คาดว่าต้นทุนก๊าซธรรมชาติจะอยู่ในช่วง 290–310 บาท/mmBTU ในปี 2026 ซึ่งเป็นระดับที่บริษัทพิจารณาว่าเหมาะสมสำหรับทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค

 

การปรับประมาณการกำไรสำหรับปี 2025-26 เราได้ปรับเพิ่มคาดการณ์กำไรหลักปี 2025-26 ขึ้น 16.1% และ 14.6% ตามลำดับ เนื่องจากการกลับรายการผลกระทบจากอัตรา FiT ที่ลดลงในโครงการโซลาร์ของเวียดนาม เนื่องจากพัฒนาการเชิงบวกที่เกิดขึ้นเมื่อเร็ว ๆ นี้ และเรายังได้ปรับลดสมมติฐานต้นทุนPool ก๊าซลงเหลือ 290 บาท/mmBTU สำหรับปี 2025-26 จากเดิมที่ 300 บาท

 

Valuation และคำแนะนำ เรายังคงคำแนะนำ Outperform สำหรับ BGRIM ราคาเป้าหมายใหม่กลางปี 2569 อยู่ที่ 16.5 บาท (จาก 16.3 บาท) อ้างอิงวิธี DCF (WACC: 4.8%, terminal growth: 0.6%)

 

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

 

3Q25: Profit in line, earnings bottomed

 

3Q25 net profit was Bt521mn, in line with INVX and consensus. Core profit fell YoY and QoQ due to contribution of losses from its JVs, while SPP margin began to recover. Things look better in 4Q25, with potentially lower gas cost offsetting a lower FT rate. We revise up our 2025F by 16% and 2026F by 15%, lowering our gas cost assumption to Bt290/mmBTU and reversing our expected impact from the tariff rate change in Vietnam. We maintain Outperform with a new mid-2026 TP of Bt16.5 (up from Bt16.3) based on DCF valuation (WACC: 4.8%, terminal growth: 0.6%)

 

3Q25 net profit in line with estimates. BGRIM announced a net profit of Bt521mn in 3Q25, a jump of 220% YoY and hugely better QoQ, which included a FX gain of Bt108mn in 3Q25 (compared to a Bt331mn FX loss in 2Q25 and a Bt149mn FX loss in 3Q24). Core earnings stood at Bt414mn in 3Q25, decreasing 48.8% YoY and 12.8% QoQ, on the Bt169mn loss contribution from associates and JVs from unrealized FX losses on the KOPOS and GIFU projects. SPP margin benefited from a steady decline in natural gas cost to Bt299/mmBTU in 3Q25 that was greater than the reduction in Ft, and the company anticipates a further decline in gas cost in 4Q25 to Bt290–295/mmBTU. The volume of electricity sold to industrial customers grew 1.6% YoY from rising demand from customers in the steel, industrial gas and electrical appliance sectors, offsetting weaker demand in the automotive sector (37% of IU revenue). SG&A expense came down 12% YoY and 14% QoQ on lower consulting fees for new investment projects.

 

Takeaway from the meeting. BGRIM executives will participate in the government's Quick Big Win project. It expects to initially have the opportunity to participate in 300–500 MW in both community solar projects and a direct PPA pilot profit. 1) Community solar projects. The government plans to open 1,500 MW in community solar projects; BGRIM is currently preparing and conducting a feasibility study with partners for both solar and floating solar projects, targeting more than 300 communities, particularly those near the Amata Industrial Estate, where it has land prepared and can establish a microgrid. 2) A 2,000 MW direct PPA pilot project. BGRIM is conducting a feasibility study with partners for this project with a focus on data center customers. Management remains confident that it will achieve its long-term capacity MW target of 10,000 MW by 2030, with the proportion of renewable energy exceeding 50% (up from the current 4,178 MW total capacity, which has a 30% renewable share). It expects natural gas costs to be in the range of Bt290–310/mmBTU in 2026, a level it considers appropriate for both producers and consumers.

 

2025-26 earnings revised. We have revised up our 2025F core earnings by 16.1% and 2026F by 14.6% as we reverse the impact from the lower FiT in its Vietnam solar projects to reflect recent positive developments and also lower our pool gas cost assumption to Bt290/mmBTU for 2025-26 from Bt300/mmBTU previously.

 

Valuation/recommendation. We maintain our Outperform rating, with a new TP of Bt16.5 (from Bt16.3) based on a DCF valuation (WACC: 4.8%, terminal growth: 0.6%).

 

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.

 

Download PDF Click > BGRIM251125_E.pdf