ผลประกอบการของ BGRIM ฟื้นตัวดีกว่าตลาดคาดเล็กน้อย ด้วยกำไรสุทธิ 399 ลบ. จากแรงหนุนราคาขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมที่สูงขึ้น ราคาก๊าซที่มีเสถียรภาพมากขึ้น QoQ และประสิทธิภาพที่สูงขึ้นของโรงไฟฟ้าใหม่ภายใต้โครงการโรงไฟฟ้า SPP เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิม ขาดทุนจากรายการพิเศษ (อัตราแลกเปลี่ยน และการด้อยค่าของสินทรัพย์) ที่ลดลงก็หนุนให้กำไรดีขึ้น QoQ เช่นกัน กำไรสุทธิจากการดำเนินงานอยู่ที่ 379 ลบ. เพิ่มขึ้น >100% YoY และ QoQ เนื่องจาก EBITDA margin ปรับตัวดีขึ้นสู่ 21% จาก 15% ใน 1Q65 และ 18% ใน 4Q65 เราคาดว่าผลประกอบการจะฟื้นตัวในปี 2566 ราคาเป้าหมายยังคงยู่ที่ 48 บาท/หุ้น อ้างอิงวิธี DCF คงเรทติ้ง NEUTRAL
ปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้แก่ลูกค้า IU เพิ่มขึ้น QoQ จากช่วงโลว์ซีซั่นใน 4Q65 ปริมาณไฟฟ้าและไอน้ำที่ BGRIM ขายให้กับลูกค้า IU (ลูกค้าอุตสาหกรรม) เพิ่มขึ้น 5.6% และ 38.4% QoQ ตามลำดับ หลังจากช่วงโลว์ซีซั่นและการหยุดซ่องบำรุงตามแผนของลูกค้าใน 4Q65 เมื่อรวมกับราคาขายไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากการปรับค่า Ft เพิ่มขึ้น รายได้จากกลุ่ม IU จึงเพิ่มขึ้น 32.8% YoY และ 14.3% QoQ BGRIM ขายไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นจากการเชื่อมเข้าระบบของลูกค้ารายใหม่จำนวน 12.2MW จากจำนวนสัญญาซื้อขายไฟฟ้ารายใหม่ทั้งหมด 34.4MW อย่างไรก็ตาม อุปสงค์ที่ลดลงจากลูกค้ากลุ่มชิ้นส่วนยานยนต์ บรรจุภัณฑ์ และก๊าซอุตสาหกรรม (เนื่องจากลูกค้าย้ายฐานการผลิต) ส่งผลกระทบต่อปริมาณขาย YoY อย่างต่อเนื่อง (3% สำหรับไฟฟ้า และ 18% สำหรับไอน้ำ)
ต้นทุนก๊าซเพิ่มขึ้น QoQ ในอัตราที่ช้าลงมาก ต้นทุนก๊าซของธุรกิจ SPP เพิ่มขึ้น 0.4% QoQ สู่ 483 บาท/mmbtu แม้ว่าต่ำกว่าจุดสูงสุดใน 3Q65 ที่ 558 บาท/mmbtu ค่อนข้างมาก แต่ยังเพิ่มขึ้น 9% YoY เพราะราคาเนื้อก๊าซเพิ่มขึ้น ซึ่งได้รับการชดเชยจากราคาขายไฟฟ้าให้กับลูกค้า IU ที่เพิ่มขึ้น 43% YoY และ 12% QoQ สู่ 4.96 บาท/kWh หลังจากค่า FT ปรับขึ้นสู่ 1.5492 บาท/kWh สำหรับงวดเดือนม.ค.-เม.ย. 2566 จาก 0.9343 บาท/kWh ในงวดก่อนหน้า ซึ่งถูกลดทอนโดยราคาไอน้ำที่ลดลง 16% QoQ (แม้ยังคงเพิ่มขึ้น 45% YoY) สู่ 1,550 บาท/ตัน โรงไฟฟ้าใหม่ 5 แห่งของ BGRIM ภายใต้โครงการโรงไฟฟ้า SPP เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมยังช่วยให้บริษัทประหยัดต้นทุนพลังงานได้ด้วย เนื่องจากอุปกรณ์มีประสิทธิภาพมากขึ้น เมื่อรวมกับโครงการปรับปรุงประสิทธิภาพอย่างต่อเนื่อง ส่งผลทำให้อัตราการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าลดลง 4.6% ดังนั้นปริมาณการใช้ก๊าซโดยรวมจึงปรับตัวลดลง ซึ่งช่วยหนุนให้ EBITDA margin ปรับเพิ่มขึ้นสู่ 21% ใน 1Q66 จาก 18% ใน 4Q65
รายได้จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนได้รับผลกระทบจากช่วงโลว์ซีซั่นของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ รายได้จากการขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (6% ของรายได้จากการขายไฟฟ้าทั้งหมด) ลดลง 11% QoQ โดยมีสาเหตุมาจากช่วงโลว์ซีซั่นของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ (-32% QoQ) แม้ว่ายังคงเพิ่มขึ้น 17% YoY โดยเกิดจากอุปสงค์ที่ปรับตัวดีขึ้นและผลกระทบจากการจำกัดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าที่ลดลงสำหรับธุรกิจโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในเวียดนาม BGRIM วางแผนเพิ่มกำลังการผลิตของพลังงานหมุนเวียนจาก 25% ในปี 2565 สู่ 50% ภายในปี 2573 ซึ่งสะท้อนถึงเป้าหมายที่ท้าทายในการเพิ่มกำลังการผลิต >4GW ในระยะ 8 ปีข้างหน้า โดยพลังงานหมุนเวียนจะคิดเป็นสัดส่วน >60% ของกำลังการผลิตใหม่ในช่วงดังกล่าว
กำไรจะปรับตัวดีขึ้นต่อเนื่องใน 2Q66 เพราะต้นทุนก๊าซลดลง ต้นทุนก๊าซเฉลี่ยคาดว่าจะลดลงอีกสู่ 400-450 บาท/mmbtu เทียบกับ 483 บาท/mmbtu ใน 1Q66 ซึ่งจะช่วยชดเชยค่า Ft สำหรับงวดเดือนพ.ค.-ส.ค. 2566 ที่ลดลงสู่ 0.9119 บาท/kWh เราคาดว่า BGRIM จะพลิกกลับมามีกำไรสุทธิ 2.7 พันลบ. ในปีนี้ โรงไฟฟ้า SPP ใหม่ 5 แห่งภายใต้โครงการโรงไฟฟ้า SPP เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมจะช่วยสนับสนุนผลประกอบการผ่านทางการประหยัดพลังงานได้ 15% นอกจากนี้จะมีโรงไฟฟ้าเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์เพิ่มในปี 2566 ได้แก่ โรงไฟฟ้าไฮบริดอู่ตะเภา (18 MW บวกระบบกักเก็บพลังงาน 50MWh) และโรงไฟฟ้า SPP 2 แห่งในอ่างทอง (กำลังการผลิตตามสัดส่วนการถือหุ้น 196 MW)
ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ ต้นทุนก๊าซสูงกว่าคาด และความล่าช้าในการปรับค่า Ft เพื่อชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น
PDF คลิกอ่านเพิ่มเติม BGRIM16052023
