BGRIM - 2Q68: กำไรสุทธิต่ำกว่าที่ INVX และตลาดคาด

กำไรสุทธิ 2Q68 ต่ำกว่าที่ INVX และตลาดคาดการณ์ไว้ BGRIM รายงานกำไรสุทธิ 7 ลบ. ใน 2Q68 ต่ำกว่าที่ INVX และตลาดคาดการณ์ไว้ โดยหลักๆ เกิดจากขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่มากกว่าคาด กำไรปกติ (NNP to owner) อยู่ที่ 475 ลบ. ใกล้เคียงกับที่ INVX าคาด โดยกำไรปกติปรับลดลง 20.4% YoY และ 36.6% QoQ จากสองปัจจัยหลัก: ผลกระทบจากการที่ PTT เรียกเก็บค่าก๊าซย้อนหลัง จากในช่วงปี 2566 ที่มติครม.ให้ PTT ช่วยคงค่าก๊าซไว้ที่ระดับ 304.79 บาทต่อล้านบีทียู ทั้งๆ ที่ราคาก๊าซในตลาดช่วงนั้นสูงกว่ามาก รวมถึงค่าใช้จ่าย SG&A ที่เพิ่มขึ้น 9.5% YoY และ 15.3% QoQ จากค่าที่ปรึกษาโครงการลงทุนใหม่ๆ ที่กำลังอยู่ในช่วงศึกษา SPP margin ใน 2Q68 มีการปรับตัวลดลง หลักๆ มาจากราคาขายต่อหน่วยของลูกค้าอุตสาหกรรมในประเทศไทยอยู่ที่ 3.67 บาทต่อหน่วย ใน 2Q68 ลดลง 4.2% YoY และ 3.4% QoQ ตามแนวโน้มการปรับลดลงของค่า Ft ขณะที่ต้นทุนก๊าซเพิ่มขึ้น 21.3% YoY และ 10.9% QoQ จากผลกระทบที่ PTT มีการเรียกเก็บค่าก๊าซย้อนหลัง ซึ่งหากไม่รวมรายการปรับปรุงค่าก๊าซ ต้นทุนก๊าซของ BGRIM อยู่ที่ 312 บาทต่อล้านบีทียู ใน 2Q68 เพิ่มขึ้น 2.1% YoY แต่ลดลง 1.1% QoQ

ประกาศจ่ายเงินปันผล BGRIM ประกาศจ่ายเงินปันผลระหว่างกาลงวด 1H68 ในอัตรา 0.18 บาท/หุ้น หรือคิดเป็นอัตราการจ่ายเงินปันผล 72% หรือคิดเป็นอัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลเฉลี่ยต่อปีที่ 3% กำหนดขึ้นเครื่องหมาย XD วันที่ 26 ส.ค. 2568

ประเด็นสำคัญจากการประชุม ผู้บริหารของ BGRIM คาดว่าอัตราค่าไฟฟ้าพื้นฐานใหม่ทั่วประเทศที่ 3.94 บาท/kWh สำหรับเดือนก.ย.-ธ.ค. 2568 จะถูกชดเชยด้วยต้นทุนก๊าซที่คาดว่าจะลดลงเหลือ 300-310 บาท/ล้านบีทียู นอกจากนี้ BGRIM ยังคาดการณ์ว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าใหม่จะมาจากลูกค้าอุตสาหกรรม (40-50 MW) ใน 2H68 โดยแบ่งเป็นลูกค้าเดิม 10 MW และลูกค้าใหม่ 30-40 MW

รัฐบาลเวียดนามและ EVN ได้ลดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าลงแล้ว BGRIM ได้ยื่นเอกสารยืนยันว่าโครงการสองโครงการในเวียดนามได้ดำเนินการตามกฎระเบียบทั้งหมดอย่างครบถ้วน คาดว่าจะได้ข้อสรุปภายในสิ้นปีนี้ ปัจจุบัน BGRIM ยังคงบันทึกรายได้ที่อัตราค่าไฟฟ้า 9.35 เซนต์ต่อหน่วย แต่กระแสเงินสดจริงคำนวณจากอัตราค่าไฟฟ้า 7.09 เซนต์ต่อหน่วย จนกว่าจะมีการตกลงขั้นสุดท้ายในปลายปีนี้

Valuation และคำแนะนำ เรายังคงคำแนะนำ NEUTRAL สำหรับ BGRIM โดยเปลี่ยนมาใช้ราคาเป้าหมายกลางปี 2569 ทำให้ได้ราคาเป้าหมายใหม่ที่ 13.0 บาท (จาก 12.4 บาท) อ้างอิงวิธี DCF (WACC: 4.5%, terminal growth: 0.9%) เนื่องจากยังไม่มีปัจจัยกระตุ้นราคาหุ้นในระยะสั้น

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

2Q25 net profit was Bt7mn, below all estimates on a larger FX loss, but core profit was in line with INVX. Core profit fell YoY and YoY on a retroactive gas price payment to PTT and lower ASP for industrial customers. In 2H25, management expects the lower Ft rate to be offset by lower gas cost, but there is a downside risk from a lower tariff rate in Vietnam. We stay Neutral with a mid-2026 TP of Bt13 (from Bt12.4) on DCF valuation (WACC: 4.5%, terminal growth: 0.9%), with no near-term catalyst.

2Q25 net profit misses all estimates. 2Q25 net profit was Bt7mn, below INVX and market estimates, brought primarily by a larger FX loss. Core earnings (normalized net profit to owner) were Bt475mn, in line with INVX. However, core earnings as a whole fell 20.4% YoY and 36.6% QoQ on two factors: retroactive payment to PTT for gas from 2023, when a cabinet resolution fixed gas price at Bt304.79/mnBTU, even though market prices were much higher and a 9.5% YoY and 15.3% QoQ increase in SG&A from consulting fees for new investment projects under review. SPP margin fell in 2Q25 because the selling price per unit for industrial customers in Thailand dropped 4.2% YoY and 3.4% QoQ to Bt3.67/unit in 2Q25, after Ft rate was reduced. At the same time, gas costs grew 21.3% YoY and 10.9% QoQ due to the retroactive payment to PTT for gas. Excluding the gas price adjustment, gas cost was Bt312/mnBTU in 2Q25, up 2.1% YoY but down 1.1% QoQ.

Dividend. An interim DPS of Bt0.18 for 1H25 was announced, representing a 72% dividend payout ratio and a 3% annualized dividend yield. XD is August 26.

Takeaway from the meeting. Management expects the new national base tariff of Bt3.94/kWh for Sep–Dec 2025 will be offset by a drop in gas costs to Bt300-310/mmBTU in 2H25. It also expects new electricity demand from industrial customers (40-50 MW) in 2H25: 10 MW from existing customers and 30-40 MW from new clients.

The Vietnamese government and EVN have reduced tariffs for power plants. BGRIM has submitted documents to confirm that its two projects in Vietnam have been operating in full compliance with all regulations and it expects a decision on this matter by the end of the year. Currently, BGRIM records revenue at a tariff rate of 9.35 cents/unit, but actual cash flow will be based on tariff of 7.09 cents until a final agreement is reached later this year.

Valuation/recommendation. We maintain our Neutral rating. We have rolled our target price to mid-2026, which gives a new TP of Bt13.0 (from Bt12.4) based on a DCF valuation (WACC: 4.5%, terminal growth: 0.9%), with no near-term catalyst.

Key risks. Higher than expected 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 > BGRIM250815_E.pdf