กลุ่มสาธารณูปโภค (Presentation) - เลือกซื้อหุ้นที่มีปัจจัยบวกเฉพาะตัวท่ามกลางปีที่ไม่แน่นอน; GULF ยังคงเป็นหุ้นเด่นของเรา และ BCPG เป็น wildcard play

กลุ่มสาธารณูปโภค มี overhang หลายอย่างที่ต้องจับตา

• ความเป็นไปได้ที่จะมีการคงหรือปรับลดค่าไฟฟ้าฐานสำหรับงวดสุดท้ายของปี 2568 ลงอีก ปลัดกระทรวงพลังงานกล่าวว่าเพื่อรักษาระดับค่าไฟในงวดสุดท้ายของปีนี้ (เดือนก.ย.-ธ.ค. 2568) ไม่ให้กระทรวงพลังงานได้หารือร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงานกกพ.) วางมาตรการดูแลไว้ 4-5 แนวทาง ซึ่งรวมถึงการซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากผู้ผลิตต้นทุนต่ำ เช่น โรงไฟฟ้าพลังน้ำ และโรงไฟฟ้าถ่านหินที่แม่เมาะ เพื่อลดต้นทุนไฟฟ้าโดยรวมลงอีก นอกจากนี้ นายกรัฐมนตรียังมีแผนที่จะปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานลงมาอยู่ที่ 3.70 บาท/หน่วย ในกรณีฐานของเรา เราใช้สมมติฐานว่าค่าไฟฟ้าฐานจะอยู่ที่ 4.05 บาท/หน่วย สำหรับปี 2568-69 นอกจากนี้เรายังทำ sensitivity analysis ผลกระทบของการเปลี่ยนแปลงค่าไฟฟ้าต่อกำไรปกติของบริษัทในกลุ่มสาธารณูปโภคด้วย
  
  
• คณะกรรมาธิการการพลังงานแถลงผลการศึกษาปัญหาค่าไฟแพง โดยเสนอ 8 มาตรการเพื่อลดค่าไฟฟ้าพื้นฐาน มาตรการที่อาจส่งผลกระทบต่อกำไรของกลุ่มสาธารณูปโภคไทย ได้แก่ การทบทวนและปรับปรุงเงื่อนไขการสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder และ Feed in Tariff (FiT) ซึ่งอาจส่งผลกระทบเชิงลบทำให้รายได้ค่าไฟฟ้าลดลง นอกจากนี้ คณะกรรมาธิการการพลังงานยังได้เสนอให้ทบทวนสัดส่วนของการนำเข้า LNG แบบสัญญาระยะยาวต่อสัญญาแบบราคาตลาดจรเพื่อปรับต้นทุนให้เหมาะสม รวมถึงปรับโครงสร้างการจัดสรรต้นทุนก๊าซเพื่อลดต้นทุนก๊าซสำหรับกลุ่มสาธารณูปโภค อย่างไรก็ตาม เราคาดว่าการดำเนินการดังกล่าวจะต้องอาศัยความร่วมมือกับหน่วยงานภาครัฐอื่นๆ และเกิน 3.99 บาท/หน่วย แม้ว่าราคา LNG จะสูงขึ้น ต้องได้รับการอนุมัติจากครม. ซึ่งจะต้องใช้เวลาพอสมควร

ความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ผลักดันต้นทุนก๊าซให้สูงขึ้น แต่คาดว่าจะลดลงในระยะยาว

• ความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ที่ทวีความรุนแรงขึ้นจะผลักดันให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติสูงขึ้น ความขัดแย้งระหว่างอิสราเอลและอิหร่านรอบใหม่ส่งผลทำให้ราคาตลาดของ LNG ในตลาดญี่ปุ่น/เกาหลี (JKM) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 18% มาอยู่ที่ US$13.2/ล้านบีทียู ณ วันที่ 27 มิ.ย. 2568 เพิ่มขึ้นจาก US$11.2/ล้านบีทียู ในเดือนพ.ค. 2568 ราคา LNG ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นครั้งนี้คาดว่าจะทำให้ราคา pool gas ในประเทศไทยสูงขึ้น เนื่องจากประเทศไทยนำเข้า LNG ประมาณ 20-30% ของปริมาณการใช้ก๊าซทั้งหมด
  
  
• นอกจากนี้เรายังได้ทำ sensitivity analysis ต่อกำไรของบริษัทผู้ผลิตไฟฟ้า 4 บริษัทภายใต้การวิเคราะห์ของเรา: BCPG BGRIM GPSC และ GULF สำหรับ GPSC เราประเมินได้ว่าต้นทุนก๊าซที่เพิ่มขึ้นทุกๆ 1 บาท/ล้านบีทียู จะทำให้กำไรลดลง 25 ลบ. ซึ่งคิดเป็น 0.6% ของประมาณการกำไรปี 2568 ของเรา สำหรับ BGRIM เราประเมินได้ว่าต้นทุนก๊าซที่เพิ่มขึ้นทุกๆ 1 บาท/ล้านบีทียู จะทำให้กำไรลดลง 14 ลบ. ซึ่งคิดเป็น 0.8% ของประมาณการกำไรปี 2568 ของเรา สำหรับ GULF เราประเมินได้ว่าต้นทุนก๊าซที่เพิ่มขึ้นทุกๆ 1 บาท/ล้านบีทียู จะทำให้กำไรลดลง 12 ลบ. ซึ่งคิดเป็น 0.06% ของประมาณการกำไรปี 2568 ของเรา
  
  
• เราคาดว่าราคา LNG ในตลาด JKM จะลดลงในระยะกลางถึงระยะยาวจากการมีคลังเก็บ LNG แห่งใหม่และที่มีอยู่เดิมในสหรัฐฯ (ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติรายใหญ่) EIA คาดการณ์ว่ากำลังการส่งออก LNG ของอเมริกาเหนือจะเพิ่มขึ้นเป็นสองเท่าภายในปี 2571 ซึ่งช่วยยืนยันถึงบทบาทสำคัญของ LNG ในตลาดพลังงานโลก กำลังการส่งออก LNG ซึ่งประเมินได้ที่ 14.2 พันล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2568 (ประมาณการในเดือนมี.ค. 2568 ของ EIA) ซึ่งเทียบเท่ากับประมาณ 108 ล้านตัน/ปี คาดว่าจะปรับขึ้นมาอยู่ที่ 24.3 พันล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน หรือประมาณ 181.00 ล้านตัน/ปีในอีกหลายปีข้างหน้า การเติบโตดังกล่าวได้รับแรงหนุนจากการขยายคลังเก็บ LNG ที่มีอยู่เดิม โครงการใหม่ และความต้องการ LNG ของอเมริกาเหนือที่เพิ่มขึ้นทั่วโลก โดยเฉพาะในยุโรปและเอเชีย

Thai Utilities Sector Several overhangs need to watch

• Potential further reduction in or unchanged base electricity tariff for Sep – Dec 2025. The Permanent Secretary for Energy mention the final period of the year (between September and December 2025) at below Bt3.99/kWh despite higher LNG prices, regulators have discussed with EGAT, PTT, and ERC to implement 4-5 measures. These include purchasing more from low-cost power generation producers like hydropower and coal-fired power plants at Mae Moh to further reduce the overall cost of electricity. Moreover, Prime Minister also intend to restructure base electricity tariff down to Bt3.70/kWh. In our base case, we assume the base electricity tariff will be 4.05/kWh for 2025-26. We also provide a sensitivity analysis for how changes in the electricity tariff would impact the core earnings of the utilities sector.
  
  
• The Committee on Energy has released a study proposing eight measures to reduce the base electricity tariff. Measures that may impact Thai utilities' earnings include reviewing and revising the conditions for adder/FiT, which could negatively impact lower tariff revenue. Additionally, they propose reviewing the proportion of long-term and spot LNG imports to optimize costs, as well as restructuring gas cost allocation to reduce gas costs for the utilities sector. However, we expect this will require collaboration with other government departments and cabinet approval and thus will require considerable time

Geopolitical issue drive gas costs but expect to be lower for long-term

• Escalating geopolitical unrest driving up natural gas costs. According to the new round of the Israel-Iran conflict, the market price of LNG in the JKM has soared by 26% to US$14.3/mmBTU as of June 23, 2025, up from US$11.2/mmBTU in May 2025. This increase is expected to raise the energy pool gas price in Thailand, as we import 20-30% of our total gas consumption as LNG.
  
  
• We also ran a sensitivity analysis on the earnings. BCPG, BGRIM, GPSC, and GULF. For GPSC, each Bt1/mmbtu increase in gas cost is estimated to cut profit by Bt25mn, equivalent to 0.6% of our 2025 forecast. For BGRIM, each Bt1/mmbtu increase in gas cost is estimated to decrease profit by Bt14mn, equivalent to 0.8% of our 2025 forecast. For GULF, each Bt1/mmbtu increase in gas cost is estimated to cut profit by Bt12mn, equivalent to 0.06% of our 2025 forecast.
  
  
• We expect a decline in market price of LNG in JKM over the medium to long term due to new and existing LNG terminals in the US (a major natural gas producer). The EIA has forecast a doubling in North America's LNG export capacity by 2028. The estimate export capacity of 14.2 billion cubic feet per day (Bcf/d) in 2025 (EIA’s March 2025 forecast), which equates to approximately 108mn tons per annum (mta), is projected to reach 24.3 Bcf/d, or roughly 181.00 mta, over the next several years. This growth is fueled by expansions at existing terminals, new projects and increasing global demand for North American LNG, particularly in Europe and Asia.

Download EN version click >> UTLITIES(Presentation)250701_E.pdf