กำไรสุทธิ 3Q67 อยู่ที่ 163 ลบ. (ต่ำกว่า consensus คาด) ลดลง 53% YoY และ 29% QoQ จากขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยน กำไรจากการดำเนินงานปกติปรับตัวดีขึ้นทั้ง YoY และ QoQ จากรายได้จากการพัฒนาโครงการที่สูงผิดปกติและการบันทึกค่าสินไหมทดแทนจากประกันภัย เราคาดว่ากำไร 4Q67 จะปรับตัวดีขึ้น YoY จากราคาขายไฟฟ้าที่สูงขึ้นและปริมาณขายไฟฟ้าที่สูงขึ้นหลังจากโครงการ BGPAT 2&3 ดำเนินงานเต็มไตรมาส เรายังคงคำแนะนำ NEUTRAL สำหรับ BGRIM โดยให้ราคาเป้าหมายที่ 24.5 บาท อ้างอิงวิธี DCF (WACC: 4.6%, terminal growth: 1.0%) เนื่องจากยังไม่มีปัจจัยกระตุ้นราคาหุ้นในระยะสั้น
Research
BGRIM - 3Q67: กำไรสุทธิต่ำกว่า consensus คาดจากขาดทุน FX
กำไรสุทธิ 3Q67 ต่ำกว่า consensus คาด โดยอยู่ที่ 163 ลบ. -52.7% YoY และ -28.8% QoQ โดยกำไรสุทธิปรับตัวลดลงทั้ง YoY และ QoQ เนื่องจากมีการบันทึกผลขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงเพิ่มขึ้น ขณะที่กำไรจากการดำเนินงานใน 3Q67 อยู่ที่ 808 ลบ. เพิ่มขึ้น 32.7% YoY และ 35.3% QoQ เนื่องจาก BGRIM มีรายได้พิเศษจากการพัฒนาโครงการที่ประเทศเกาหลีและญี่ปุ่นที่บันทึกเป็นรายได้จากการให้บริการอยู่ประมาณ 200 ลบ. ใน 3Q67 รวมถึงการบันทึกค่าสินไหมทดแทนประกันภัยจากโครงการโรงไฟฟ้า ABP3 จำนวน 120 ลบ. ใน 3Q67
รายการที่สำคัญใน 3Q67 รายได้ เติบโต 11.0% YoY จากปริมาณขายไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 3,908 GWh บวกกับปริมาณขายไอน้ำและราคาขายที่เพิ่มขึ้นตามราคาก๊าซที่สูงขึ้น อัตรากำไรขั้นต้น ลดลง 130bps YoY และ 90bps QoQ สู่ 19.1% ใน 3Q67 เพราะได้รับผลกระทบจากต้นทุนก๊าซที่เพิ่มขึ้น 14.3% YoY และ 12.1% QoQ สู่ 336 บาท/MMBtu จากต้นทุนก๊าซที่ต่ำผิดปกติใน 2Q67 หลังจากมีการคิดผลประโยชน์ย้อนหลังตั้งแต่ต้นปีมาอยู่ใน 2Q67
แนวโน้ม 2H67 เราคาดว่ากำไรปกติจะปรับตัวดีขึ้น YoY จากการปรับราคาขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเพื่อสะท้อนต้นทุนก๊าซที่สูงขึ้นและปริมาณขายไฟฟ้าที่สูงขึ้นหลังจากโครงการ BGPAT 2&3 ดำเนินงานเชิงพาณิชย์เต็มไตรมาส อย่างไรก็ดี กำไรปกติน่าจะอ่อนตัวลง QoQ เนื่องจากคาดว่าต้นทุนก๊าซจะเพิ่มขึ้นในฤดูหนาวที่เป็น peak season หากไม่รวมรายได้จากการพัฒนาโครงการและการบันทึกค่าสินไหมทดแทนจากประกันภัย กำไรจากการดำเนินงาน 9M67 คิดเป็น 76% ของประมาณการกำไรเต็มปีของเรา
ประเด็นสำคัญจากการประชุม ผู้บริหาร BGRIM คาดว่าราคาก๊าซ SPP ในปี 2568 จะอยู่ที่ 310-340 บาท/ MMBtu ลดลงเล็กน้อยจาก 320-350 บาท/MMBtu ในปี 2567 โดยราคาก๊าซที่มีแนวโน้มปรับตัวลดลงนี้เกิดจากการเพิ่มขึ้นของอุปทานก๊าซที่ผลิตภายในประเทศเข้าสู่ระบบ pool gas ซึ่งมีราคาต่ำกว่าก๊าซนำเข้า ทั้งนี้เพื่อลดต้นทุนก๊าซลงอีก BGRIM จึงวางแผนนำเข้า LNG จำนวน 5 ลำในปีหน้า เพิ่มขึ้นจาก 2 ลำในปีนี้ ซึ่งจะช่วยประหยัดต้นทุนก๊าซได้ด้วยการหลีกเลี่ยงการจ่ายมาร์จิ้น 5 บาท/MMBtu ให้กับ PTT จากการวิเคราะห์ของเรา คาดว่าการนำเข้า LNG แต่ละลำจะช่วยประหยัดต้นทุนก๊าซได้ประมาณ 17 ลบ. ใน 4Q67 BGRIM คาดว่าจะได้ลูกค้าอุตสาหกรรมรายใหม่ (IU) 10-15MW นอกจากนี้ คาดว่าโครงการ KOPOS (10 Mwe) และอู่ตะเภา (18MWe) จะเริ่มดำเนินการได้ภายในสิ้นปีนี้หรือต้นปีหน้า สำหรับแนวโน้มระยะกลางถึงระยะยาว BGRIM คาดการณ์ว่าความต้องการไฟฟ้าจะเติบโต 400-600MW ในช่วง 3-4 ปีข้างหน้า โดยได้รับแรงหนุนจากความต้องการที่เพิ่มขึ้นจาก data centers และลูกค้าอุตสาหกรรมรายใหม่ โดยในระยะแรกคาดว่าจะเพิ่มขึ้น 100-200MW
ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ ต้นทุนก๊าซสูงกว่าคาด และความล่าช้าในการปรับค่า Ft เพื่อชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล การบริหารจัดการพลังงาน การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูง และผลกระทบต่อชุมชนใกล้เคียง