GPSC ประกาศกำไรสุทธิ 1Q26 ที่ 1.7 พันลบ. ใกล้เคียงกับ INVX และตลาดคาด โดยกำไรสุทธิ 1Q26 เพิ่มขึ้น 51% YoY และ 15% QoQ โดยได้รับปัจจัยหนุนจากกำไรจากธุรกิจ SPP ที่สูงขึ้นจากการเพิ่มขึ้นของปริมาณการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้กับลูกค้ากลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ส่วนแบ่งกำไรจากบริษัทร่วมที่เพิ่มขึ้น และค่าใช้จ่ายดอกเบี้ยที่ลดลง เราคาดว่า 2Q69 จะเป็นจุดต่ำสุดของปีนี้เนื่องจากต้นทุนก๊าซพุ่งสูงขึ้นทำจุดสูงสุด ก่อนที่แรงกดดันจะผ่อนคลายลงใน 2H69 เรายังคงคำแนะนำ OUTPERFORM สำหรับ GPSC เนื่องจากเราเห็นโอกาสในการปรับเพิ่มประมาณการกำไรจากธุรกิจ data center การต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และการทำ asset monetization ภายในกลุ่ม PTT โดยเราให้ราคาเป้าหมายสิ้นปี 2569 ที่ 45.7 บาท (อิงกับ WACC ที่ 6.3% และอัตราการเติบโตระยะยาวที่ 1.5%)
กำไรสุทธิ 1Q69 เพิ่มขึ้นทั้ง YoY และ QoQ GPSC รายงานกำไรสุทธิ 1Q69 ที่ 1.7 พันลบ. ใกล้เคียงกับ INVX และตลาดคาด โดยกำไรสุทธิเพิ่มขึ้น 51% YoY และ 15% QoQ หลักๆ มาจากกำไรที่เพิ่มขึ้นจากธุรกิจ SPP จากปริมาณความต้องการไฟฟ้าและไอน้ำที่เพิ่มขึ้น โดยเฉพาะธุรกิจปิโตรเคมีที่ลูกค้าหลักเดินเครื่องเต็มกำลังหลังจากส่วนต่างราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในตลาดโลกสูงขึ้นมาก นอกจากนี้ธุรกิจ SPP ยังมีการรับรู้ค่า Minimum Take-or-Pay (MTOP) ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ำกรณีที่ลูกค้ามีปริมาณการใช้ไฟฟ้าหรือไอน้ำต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำตามสัญญา ส่วนแบ่งกำไรปรับตัวดีขึ้น YoY จากการปรับปรุงรายการทางบัญชีที่เกิดขึ้นครั้งเดียวในส่วนของอัตราดอกเบี้ยที่แท้จริงจำนวน 204 ลบ. ใน 1Q69 ปริมาณน้ำที่เพิ่มขึ้นที่โรงไฟฟ้าพลังน้ำไซยะบุรี และโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม CFXD ในไต้หวันมีการรับรู้เงินชดเชยจากผู้รับเหมา EPC ตามเงื่อนไขการรับประกันอัตราความพร้อมใช้งานของกังหันลมผลิตไฟฟ้า ขณะที่ค่าใช้จ่ายดอกเบี้ยลดลง 18% YoY และ 6% QoQ หลังจากการชำระคืนหนี้และอัตราดอกเบี้ยในตลาดลดลง สำหรับธุรกิจ IPP โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วันมีการปิดซ่อมบำรุงตามแผนงานเป็นเวลา 88 วัน ใน 1Q69 ส่งผลให้ค่าความพร้อมจ่ายลดลงเหลือ 4% จาก 97% ใน 1Q68 และ 98% ใน 4Q68
แนวโน้ม 2Q69 คาดว่าจะอ่อนตัวลง แต่น่าจะเป็นจุดต่ำสุดของปี เราคาดว่ากำไรปกติจะลดลงทั้ง YoY และ QoQ ใน 2Q69 จากต้นทุนก๊าซที่สูงขึ้น โดย GPSC คาดว่าราคา pool gas จะปรับขึ้นมาอยู่ที่ 345–350 บาท/mmbtu ใน 2Q69 อย่างไรก็ดี หากมีการกำหนดเพดานราคา pool gas ราคาอาจลดลงมาอยู่ที่ 335–340 บาท/mmbtu สำหรับภาพรวมทั้งปี 2569 คาดว่าราคาจะอยู่ที่ 325–330 บาท/mmbtu โดยถูกขับเคลื่อนจากราคา LNG ที่สูงขึ้น โดยทาง GPSC สามารถลดผลกระทบจากการที่ใช้โรงไฟฟ้าถ่านหิน (สัดส่วน 17%) มาแบ่งเบาผลกระทบได้บางส่วน
แนวโน้มระยะกลางถึงระยะยาวเป็นบวกจากนโยบายภาครัฐ ผู้บริหารคาดว่ารัฐบาลจะออกประกาศเกี่ยวกับโครงการนำร่องซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct PPA) จำนวน 2,000MW ในปีนี้ ซึ่ง GPSC มีความพร้อมและกำลังเจรจากับลูกค้า data center ขนาด 300MW ทั้งรูปแบบขายไฟฟ้าและระบบ cooling system ทั้งนี้ภายใต้แผน PDP2026 คาดว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้น 70GW ภายในปี 2593 นำโดยกลุ่ม data center ซึ่งคาดว่าพลังงานหมุนเวียนจะมีสัดส่วนถึง 50–70% ของความต้องการในส่วนนี้ หรือมากกว่า 35GW ซึ่ง GPSC มองว่าเป็นโอกาสในการเติบโต โดยบริษัทตั้งเป้าได้ส่วนแบ่ง 15% สำหรับธุรกิจ EPC ผ่าน Getz (GPSC ถือหุ้น 100%) นอกจากนี้ บริษัทยังให้ความสำคัญกับการเพิ่มอัตราการใช้กำลังการผลิตของสินทรัพย์ที่สัญญากำลังจะหมดอายุ ทั้งนี้ท่ามกลางภาวะขาดแคลนกังหันก๊าซในปัจจุบัน ผู้บริหารคาดว่ารัฐบาลจะพิจารณาต่ออายุสัญญา PPA ของ GPSC ออกไปอีก 10–15 ปี เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่สูงของประเทศ ซึ่งจะครอบคลุมการต่ออายุสัญญา PPA ที่กำลังจะหมดอายุของโรงไฟฟ้า 3 แห่ง ได้แก่ GLOW IPP (หมดอายุปี 2571), Glow SPP 11 (หมดอายุปี 2568) และโรงไฟฟ้าพลังน้ำห้วยเหาะ (หมดอายุปี 2572) นอกจากนี้บริษัทยังมีทางเลือกในการจ่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้า data center ทั้งรายเดิมและรายใหม่ โดยใช้กำลังการผลิตเดิมที่มีอยู่กว่า 1,000MW
ปัจจัยเสี่ยง ต้นทุนเชื้อเพลิงสูงกว่าคาด การเลื่อนปรับค่า Ft ผลตอบแทนจากโครงการลงทุนใหม่ต่ำกว่าคาด และการเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล
1Q26: In line with all estimates
GPSC’s 1Q26 net profit of Bt1.7bn lined up with all estimates, up 51% YoY and 15% QoQ, backed by higher SPP contribution from higher IU sales volume in the petrochemical sector, higher profit sharing, and lower interest expenses. We expect 2Q26 to be the year’s bottom as gas costs peak, followed by easing pressure in 2H26. We maintain our OUTPERFORM rating as we see potential earnings upside from the data center business, extension of PPA contracts, and asset monetization within the PTT group. Our end-2026 TP is Bt45.7 (based on a WACC of 6.3% and LT growth of 1.5%).
1Q26 net profit grew both YoY and QoQ. GPSC reported a 1Q26 net profit of Bt1.7bn, in line with expectations, with net profit surging 51% YoY and 15% QoQ on higher earnings from the SPP business on increased demand for electricity and steam in the petrochemical sector, where core customers operated at full capacity following a significant rise in global chemical spreads. The SPP segment also recognized minimum take-or-pay (MTOP) revenue under power and steam purchase agreements as customer consumption was lower than the minimum contracted volume. Profit sharing improved YoY due to a one-time adjustment of Bt204mn in effective interest rate in 1Q26, higher water flow levels at the Xayaburi hydropower plant, and the CFXD wind farm in Taiwan receiving LD claims from the EPC contractor under a turbine availability guarantee. Interest expenses fell 18% YoY and 6% QoQ after debt repayment and lower market interest rates. Its IPP, Gheco-One, closed for an 88-day planned maintenance in 1Q26, cutting availability payments to 4% from 97% in 1Q25 and 98% in 4Q25.
2Q26 expected to soften, but should be the year’s bottom. We expect core profit to fall both YoY and QoQ in 2Q26 due to higher gas costs. GPSC expects the pool gas price to rise to Bt345–350/mmbtu in 2Q26; however, if a pool gas cap is implemented, the price could fall to Bt335–340/mmbtu. For the full year 2026, prices are projected at Bt325–330/mmbtu, driven by higher LNG prices. GPSC can partially mitigate this impact by utilizing its coal-fired power plants, which account for 17% of its SPP portfolio.
Medium to long-term outlook positive on government policy. Management expects the 2,000MW direct PPA to be issued by the government this year. GPSC is prepared, and currently in talks with a 300MW data center customer in Thailand for both power sales and cooling systems. Under the PDP2026, power demand is forecast to increase by 70GW by 2050, led by data centers. Renewables are expected to comprise 50–70% of this demand, or more than 35GW, which GPSC views as a growth opportunity. It expects to capture a 15% market share for the EPC business via Getz (100% owned by GPSC). It is prioritizing increasing utilization of its expiring contract assets. Given the current gas turbine shortage, management expects the government to consider extending GPSC’s PPA contracts by another 10–15 years to meet the country’s high electricity demand. This would involve extending expiring PPA contracts for three power plants: GLOW IPP (expiring in 2028), Glow SPP 11 (expired in 2025), and Houay Ho hydropower (expiring in 2029). Additionally, there is an option to supply electricity to existing and new data center clients by leveraging over 1,000MW of existing capacity.
Risks.Higher fuel cost than expected, delays in Ft adjustment, lower return on new investments and regulatory changes regarding GHG emissions. Key ESG risk is the environmental impact from its exposure to fossil fuels.
Download PDF click > GPSC260511_E.pdf
