BGRIM - 4Q67: กำไรปกติอยู่ในระดับต่ำตามคาด

กำไรสุทธิ 4Q67 อยู่ที่ 787 ลบ. เพิ่มขึ้น 69% YoY และ 383% QoQ สูงกว่าที่เราคาดการณ์ไว้ 8% จากกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่สูงกว่าคาด แต่เป็นไปตาม consensus คาด เมื่อหักรายการพิเศษออก พบว่ากำไรปกติอยู่ที่ 328 ลบ. เป็นไปตามที่เราคาดการณ์ โดยลดลง 23.4% YoY และ 59.4% QoQ หลักๆ เกิดจากขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่บันทึกในส่วนแบ่งกำไรจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและการร่วมค้า ซึ่งทำให้มีผลขาดทุน 206 ลบ. ใน 4Q67 (4Q66: กำไร 71 ลบ., 3Q67: กำไร 236 ลบ.)

แนวโน้ม 1Q68 เราคาดว่ากำไร 1Q68 จะอยู่ในระดับทรงตัว YoY แต่จะเพิ่มขึ้น QoQ (จากฐานต่ำ) โดยเราคาดว่าจะเห็นการเพิ่มขึ้นของราคา pool gas (ม.ค. 2568: 313 บาท/mmBTU, 4Q67: 297 บาท/mmBTU, 1Q67: 321 บาท/mmBTU) ขณะที่มีการประกาศปรับค่าไฟฟ้างวดเดือนม.ค.-เม.ย. 2568 ลดลง 0.03 บาท/kWh อย่างไรก็ตาม เราคาดว่าส่วนแบ่งกำไรที่ดีขึ้นจากบริษัทร่วมและการร่วมค้าจะช่วยชดเชยปัจจัยลบดังกล่าวได้บางสวน

ประเด็นสำคัญจากการประชุม ผู้บริหาร BGRIM คาดว่าค่าไฟฟ้าฐานของประเทศที่รัฐบาลมีเป้าหมายที่จะลดลงในปีนี้นั้น จะเป็นลักษณะค่อยๆ ลดลง โดยเบื้องต้น BGRIM ประเมินว่าค่าไฟฐานของประเทศจะลดลงมาที่ระดับ 4 บาทต่อหน่วยในช่วงที่เหลือของปีนี้ (เท่ากับที่ทางเราคาดการณ์ไว้) ทั้งนี้สำหรับต้นทุนราคาก๊าซ ผู้บริหารมองราคาก๊าซจะอยู่ในช่วง 320-350 บาทต่อล้าน BTU ใน 2568 ปรับเพิ่มจาก 324 บาทต่อล้าน BTU ในปี 2567 ทั้งนี้ทาง BGRIM วางแผนจะนำเข้า LNG จำนวน 5 cargo เข้ามาในปีนี้ ซึ่งจะช่วยประหยัดต้นทุนก๊าซ ไม่ต้องจ่าย margin ให้ PTT ประมาณ 5 บาทต่อล้าน BTU จากการวิเคราะห์ของเรา การนำเข้า LNG แต่ละ cargo น่าจะช่วยประหยัดต้นทุนก๊าซได้ราว 17 ลบ. นอกจากนี้ BGRIM ยังคาดว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าใหม่ๆ จะมาจากลูกค้าอุตสาหกรรม (40-50MW) รวมถึงลูกค้า data center ที่คาดว่าจะมีข้อสรุปในช่วง 1H68 ทั้งในแง่ของการขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าเก่า 10MW และลูกค้าใหม่ (30-40MW) และในแง่ของการไปถือหุ้น Data Center ด้วย ผลกระทบจาก GMT คาดว่าจะมีผลกระทบน้อยในปี 2568-2569 แต่ด้วยการที่มีหลายๆ โรงไฟฟ้าที่ได้ BOI หมดอายุในระหว่างปี 2567 อัตราภาษีที่แท้จริงจึงปรับขึ้นมาอยู่ใกล้ๆ 15% อัพเดทโครงการใหม่: ฟาร์มกังหันลมนอกชายฝั่ง Nakwol 1 (ถือหุ้น 49%) ปัจจุบันก่อสร้างไปแล้ว 39% โดยจะเริ่มตั้งเสาในทะเล ซึ่งจะต้องรอดูสภาพอากาศ และความพร้อมของเรือ โดยคาดว่าจะสามารถ COD ได้ภายในปีนี้ ที่กำลังการผลิตทั้งหมด 365MW (ระยะเวลา 20 ปี) และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ARECO (กำลังการผลิต 65MW, ถือหุ้น 100%) ก่อสร้างไปแล้ว 68% คาดว่าจะ COD ในช่วง 2H68 เป้าอัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุน ไม่เกิน 2 เท่า โดยวางกลยุทธ์แปลงสินทรัพย์เป็นเงิน ซึ่งคาดว่าจะอยู่ในช่วง 1H68 และคาดว่าจะทำให้อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อทุนลดลงมาอยู่ที่ระดับ 1.0-1.1 เท่า จาก 1.86 เท่า ณ สิ้นปี 2567

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

4Q24: Core profit low, as expected

4Q24 net profit was Bt787mn, 8% above our estimate and in line with consensus, up 69% YoY and 383% QoQ due to FX gain. Core profit was Bt328mn, in line with our estimate, falling 23% YoY and 59% QoQ on Bt206mn FX losses recorded at associates and JVs in 4Q24. We expect 1Q25 earnings to be flat YoY on capacity addition via GIFU solar, U-Tapao phase 1 and Kopos wind farm projects. We maintain our Neutral rating with a target price of Bt14.9 on DCF valuation (WACC: 4.5%, terminal growth: 0.9%), with no near-term catalyst.

4Q24 net profit was Bt787mn, up 69% YoY and 383% QoQ, 8% higher than our estimate due to higher FX gain and in line with consensus. Removing the extraordinary items shows a core profit of Bt328mn, in line with our estimate, down 23.4% YoY and 59.4% QoQ due to Bt206mn FX losses recorded at associates and JVs in 4Q24 (4Q23: Bt71mn profit, 3Q24: Bt236mn profit).

1Q25 outlook. We anticipate a flat 1Q25 performance YoY but growth QoQ (off a low base). We expect to see an increase in the pool gas price (January 2025: Bt313/mmBTU, 4Q24: Bt297/mmBTU, 1Q24: Bt321/mmBTU) and a Bt0.03/kWh reduction in electricity tariff for the January-April 2025 period. At the same time, we expect some partial offset by better earnings at associates and JVs.

Takeaway from meeting. BGRIM’s management expects electricity tariffs to come down gradually. Initially, it estimates a reduction to ~Bt4/unit over the rest of the year (in line with our estimate). It expects gas prices to be in the range of Bt320-350/mnBTU in 2025, an increase from Bt324/mnBTU in 2024. To save cost, BGRIM plans to import five LNG cargoes this year, allowing it to bypass the Bt5/mnBTU margin payment to PTT. Based on our analysis, each cargo import will save ~Bt17mn in gas costs. BGRIM also expects 40-50MW in new electricity demand to come from new industrial users as well as data center customers, with conclusions expected in 1H25. This includes more electricity sold to current customers (10MW) as well as to new customers (30-40MW), and also equity participation in data centers. The impact from GMT is expected to be minimal in 2025-26, but the expiration of BoI promotions on several plants in 2024 has raised effective tax rate to ~15%. New project updates: Nakwol 1 offshore wind farm (49% equity) is currently 39% complete, with the start of offshore tower installation depending on weather conditions and vessel readiness. COD is expected this year, with a total capacity of 365MW (20-year). The ARECO solar power plant (65MW capacity, 100% equity) is 68% complete, with COD expected in 2H25. Net D/E target is a maximum of 2x. It is working on asset monetization, expected in 1H25, that should reduce net D/E ratio to 1.0-1.1x from 1.86x at the end of 2024.

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 EN version click >> BGRIM250304_E-(1).pdf