BGRIM รายงานกำไรปกติ 4Q68 ตามที่เราและตลาดคาดการณ์ กำไรปกติปรับตัวเพิ่มขึ้นทั้ง YoY และ QoQ โดยได้รับแรงหนุนจากมาร์จิ้นของโรงไฟฟ้า SPP ที่ดีขึ้นเนื่องจากต้นทุนก๊าซลดลงมากกว่าค่า Ft รวมถึงรายได้จากการบริการที่สูงขึ้น แม้ถูกหักล้างบางส่วนโดยค่าใช้จ่าย SG&A ที่สูงขึ้น เรายังคงคำแนะนำ OUTPERFORM ในระยะกลางถึงระยะยาว โดยได้รับการสนับสนุนจากโครงการที่เริ่ม COD ใหม่หลายโครงการ ด้วยราคาเป้าหมายกลางปี 2569 ที่ 18.5 บาท อ้างอิงวิธี DCF (WACC: 4.6%, terminal growth: 0.6%)
BGRIM รายงานกำไรปกติเพิ่มขึ้น YoY และ QoQ ตามที่เราคาดการณ์ BGRIM รายงานกำไรปกติที่ 505 ลบ. เป็นไปตามที่เราคาดการณ์ โดยเพิ่มขึ้น 54% YoY และ 22% QoQ จากมาร์จิ้นของโรงไฟฟ้า SPP ที่ปรับตัวดีขึ้นทั้ง YoY และ QoQ เนื่องจากต้นทุนก๊าซลดลงมาอยู่ที่ 289 บาท/mmBTU ลดลงแรงกว่าค่า Ft นอกจากนี้ BGRIM ยังบันทึกรายได้จากการบริการเพิ่มขึ้นกว่า 350 ลบ. โดยส่วนใหญ่มาจากความคืบหน้าของโครงการ Nakwol ซึ่งปัจจุบันก่อสร้างเสร็จไปแล้วกว่า 70% และการเริ่มรับรู้รายได้จากโครงการ ARECO ทำให้รายได้อื่นจากการขายและการให้บริการปรับขึ้นมาอยู่ที่ 594 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 182% YoY และ 278% QoQ ซึ่งช่วยชดเชยค่าใช้จ่าย SG&A ที่เพิ่มขึ้น 24% YoY และ 68% QoQ จากการปรับโครงสร้างพนักงาน BGRIM JV มาอยู่ใน BGRIM Power
เงินปันผลสำหรับงวด 2H68 คณะกรรมการของ BGRIM มีมติอนุมัติการจ่ายเงินปันผลที่ 0.232 บาทต่อหุ้น สำหรับผลการดำเนินงานงวด 2H68 คิดเป็นอัตราการจ่ายเงินปันผลที่ 59% หรืออัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลเฉลี่ย 3% ต่อปี ขึ้นเครื่องหมาย XD วันที่ 10 มี.ค. 2569
แนวโน้มปี 2569 เราคาดว่ากำไรปกติปี 2569 จะเติบโต 33.9% โดยได้รับการสนับสนุนจากการรับรู้รายได้จากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมนอกชายฝั่ง Nakwol 1 (365MW, ถือหุ้น 49%, เริ่ม COD บางส่วน: 4Q68) การ COD ของโครงการ ARECO Solar (65MW, COD: 4Q68) และการรับรู้รายได้เต็มปีจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำ NERH ในสหรัฐฯ (406MW, ถือหุ้น 25%, เริ่มรับรู้รายได้ 12 ม.ค. 2569) นอกจากนี้ การเติบโตยังได้รับแรงหนุนจากโครงการพลังงานลมนอกชายฝั่ง Nakwol 2 (375MW, ถือหุ้น 49%, COD: 4Q69) และ data center เฟส 1 (50MW, ถือหุ้น 40%, เริ่ม COD บางส่วน: 4Q69) อย่างไรก็ตาม ประมาณการกำไรปี 2569 ของเรามีความเสี่ยง downside จากความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ ซึ่งอาจผลักดันให้ต้นทุนก๊าซสูงกว่าสมมติฐานปัจจุบันของเราหากสถานการณ์ยืดเยื้อ
ประเด็นสำคัญจากการประชุม ผู้บริหาร BGRIM คาดว่าราคา pool gas จะยังคงอยู่ในช่วง 270-290 บาท/MMBTU ในปี 2569 แต่ยังต้องติดตามสถานการณ์ไม่สงบในตะวันออกกลางอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากความขัดแย้งที่ยืดเยื้ออาจกระทบอุปทานก๊าซ BGRIM ตั้งเป้าเพิ่มลูกค้าอุตสาหกรรมเป็น 50-60MW ในปี 2569 (เพิ่มขึ้นจาก 44MW ในปี 2568) โดยการเติบโตนี้จะได้รับแรงหนุนจากกลุ่มเคมีภัณฑ์ อิเล็กทรอนิกส์ และ data center ทั้งนี้ BGRIM กำลังเตรียมระบบรองรับการเปิดเสรีตลาดไฟฟ้าที่กำลังจะเกิดขึ้น โดยการพัฒนา "Energy Platform as a Service" ซึ่งปัจจุบันแพลตฟอร์มดังกล่าวอยู่ระหว่างการทดสอบภายในกลุ่ม และถูกออกแบบมาให้รองรับปริมาณการซื้อขายขนาดใหญ่ โดยแพลตฟอร์มนี้จะช่วยสนับสนุนโครงการ direct PPA ที่กำลังจะเกิดขึ้น
Valuation และคำแนะนำ เรายังคงคำแนะนำ OUTPERFORM ในระยะกลางถึงระยะยาว เนื่องจากมีโครงการที่เริ่ม COD ใหม่หลายโครงการ โดยมีราคาเป้าหมายกลางปี 2569 ที่ 18.5 บาท อิงวิธี DCF (WACC: 4.6%, terminal growth: 0.6%)
ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ ต้นทุนก๊าซสูงกว่าคาด และความล่าช้าในการปรับค่า Ft เพื่อชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล การบริหารจัดการพลังงาน การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูง และผลกระทบต่อชุมชนใกล้เคียง
4Q25: Core profit up QoQ & YoY
BGRIM reported 4Q25 core profit of Bt505mn, in line with INVX and consensus estimates. Earnings grew both YoY and QoQ, driven by improved SPP margins as gas costs declined more than the Ft rate, as well as higher service income; however, this was partially offset by higher SG&A expenses. We maintain an OUTPERFORM rating for the medium to long term, supported by several new project startups, with a mid-2026 TP of Bt18.5 based on DCF valuation (WACC: 4.6%, terminal growth: 0.6%).
4Q25 core profit of Bt505mn, up YoY and QoQ. BGRIM reported a 4Q25 core profit of Bt505mn, in line with our expectations, up 54% YoY and 22% QoQ. This growth was driven by improved SPP margins both YoY and QoQ as gas costs fell to Bt289/mmBTU, declining more sharply than the Ft rate. BGRIM recorded service income growth of over Bt350mn, primarily from progress on the Nakwol project, which is now over 70% complete, and the start of revenue recognition from the ARECO project. This lifted other income from sales and services by 182% YoY and 278% QoQ to Bt594mn, partly offsetting a 24% YoY and 68% QoQ increase in SG&A expenses from the restructuring of BGRIM JV personnel into BGRIM Power.
Dividend for 2H25. BGRIM's board approved a DPS of Bt0.232 for 2H25 operations, a 59% dividend payout ratio or an annualized dividend yield of 3%. XD is set for March 10.
2026 outlook. 2026 core profit is expected to grow 33.9%, supported by revenue from the Nakwol 1 offshore wind project (365MW, 49% stake, partial COD: 4Q25), the COD of the ARECO Solar project (65MW, COD: 4Q25), and a full-year contribution from the NERH hydroelectric power plant in the US (406MW, 25% stake, started recognizing revenue Jan 12, 2026). Growth will be further bolstered by the Nakwol 2 offshore wind project (375MW, 49% stake, COD: 4Q26) and Data Center Phase 1 (50MW, 40% stake, partial COD: 4Q26). However, our 2026 earnings projection does face downside risk from the war between the US and Iran, which may push gas costs above our current assumption if this is prolonged.
Takeaway from meeting. BGRIM management expects the gas pool price to remain within the Bt270-290/MMBTU range in 2026. However, we will continue to monitor the instability in the Middle East, as a prolonged conflict could disrupt the gas supply. The company targets increasing industrial customers to 50-60MW in 2026 from 44MW in 2025, backed by the chemical and electronics sectors, as well as data centers. BGRIM is preparing its systems for the upcoming electricity market liberalization by developing "Energy Platform as a Service." Currently, the platform is undergoing internal pilot testing within the group and is designed to scale up to handle large-scale trading volumes. This platform will specifically support the upcoming direct PPA projects.
Valuation/recommendation. We maintain our OUTPERFORM rating for medium to long-term on several new COD projects with a mid-2026 TP of Bt18.5 based on a DCF valuation (WACC: 4.6%, terminal growth: 0.6%).
Key risks.Higher gas cost and 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 > BGRIM260304_E.pdf
