BGRIM – 3Q66: กำไรได้รับผลกระทบจากขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยน – NEUTRAL (ราคาเป้าหมาย 40 บาท)

กำไรสุทธิ 3Q66 อยู่ที่ 344 ลบ. เพิ่มขึ้นจากขาดทุน 529 ลบ. ใน 3Q65 แต่ลดลง 49.3% QoQ จากขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยน เป็นไปตามตลาดคาด กำไรสุทธิจากการดำเนินงาน (ไม่รวมขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยน) อยู่ที่ 632 ลบ. เพิ่มขึ้นจาก 162 ลบ. ใน 3Q65 โดยเกิดจากกำไรที่ดีขึ้นจากโรงไฟฟ้า SPPเงินชดเชยประกันภัย 190 ลบ. และกำไรจากการขายสินทรัพย์ กำไรสุทธิ 9M66 อยู่ที่ 1.4 พันลบ. เพิ่มขึ้นจากขาดทุน 699 ลบ. ใน 9M65 แต่ยังต่ำกว่าคาด ดังนั้นเราจึงปรับประมาณการปี 2566 ลดลง 32% เราคาดว่ากำไร 4Q66 จะลดลงเป็นช่วงโลว์ซีซั่นสำหรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากลูกค้าอุตสาหกรรม และราคาขายไฟฟ้าที่ลดลงเร็วกว่าต้นทุนเชื้อเพลิงอันเป็นผลมาจากความพยายามลดภาระค่าไฟฟ้าให้กับประชาชน เรายังคงเรทติ้ง NEUTRAL สำหรับ BGRIM เนื่องจากไม่มีปัจจัยกระตุ้นใหม่ๆ ในขณะที่ราคาหุ้นปรับตัวลดลงมาแล้ว 36% ใน 3 เดือนที่ผ่านมา เราปรับราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF ลดลงจาก 48 บาท สู่ 40 บาท

ยอดขายไฟฟ้าให้กับ IU เพิ่มขึ้น ยอดขายไฟฟ้าให้กับ IU (ลูกค้าอุตสาหกรรม) เติบโต 3.4% YoY และ 5.8% QoQ สู่ระดับที่ทำสถิติสูงสุดใน 3Q66 โดยได้รับการสนับสนุนจากการเชื่อมเข้าระบบของลูกค้าใหม่สำหรับโรงไฟฟ้าภายใต้โครงการ SPP Replacement ส่วนใหญ่อยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมแหลมฉบัง ซึ่งปริมาณการขายเติบโต 6.9% YoY และ 18.4% QoQ ทั้งนี้นิคมอุตสาหกรรมแห่งนี้ตั้งอยู่ในพื้นที่ยุทธศาสตร์ของ EEC ติดกับท่าเรือน้ำลึกแห่งใหม่ ซึ่งจะดึงดูดนักลงทุนต่างชาติได้มากขึ้น โดยเฉพาะกลุ่ม EV chain บริษัทสามารถเชื่อมเข้าระบบของลูกค้าใหม่ได้มากขึ้นด้วยกำลังการผลิตตามสัญญา 39.5MW ใน 3Q66 ทำให้ตัวเลข 9M66 เพิ่มขึ้นเป็น 51.7MW ตามเป้าหมายปี 2566 ที่บริษัทวางไว้ที่ 50-60MW

ปริมาณการขายไอน้ำลดลง QoQ จากฐานสูง ยอดขายไอน้ำที่ลดลงที่ Asia Industrial Estate Map Ta Phut (AIEMTP) ทำให้ปริมาณการขายไอน้ำลดลง 12.2% QoQ ใน 3Q66 (ยังเพิ่มขึ้น 4.9% YoY) เมื่อประกอบกับราคาไอน้ำที่ลดลง รายได้จากการขายไอน้ำจึงปรับตัวลดลง 24.1% YoY และ 38.3% QoQ สู่ระดับต่ำสุดในรอบ 2 ปี สะท้อนถึงการผลิตที่ลดลงโดยโรงงานปิโตรเคมีใน AIEMTP (PTT Group, Dow Chemical และ IVL) ความต้องการไอน้ำที่นิคมอุตสาหกรรมอื่นๆ ค่อนข้างทรงตัวโดยเฉลี่ย โดยปริมาณการขายไอน้ำที่ลดลงที่อมตะซิตี้ ชลบุรี และระยอง บ่งชี้ถึงการผลิตชิ้นส่วนยานยนต์และยางรถยนต์ที่ลดลง

ต้นทุนก๊าซลดลงต่อเนื่อง QoQ ต้นทุนก๊าซใน 3Q66 ของ BGRIM ลดลง 44.7% YoY และ 18.3% QoQ โดยเกิดจากราคาก๊าซที่ลดลง 42.5% QoQ และ 20.5% QoQ สู่ระดับต่ำสุดในรอบ 2 ปีที่ 321 บาท/mmbtu นอกจากนี้โรงไฟฟ้าแห่งใหม่ (SPP Replacement) ก็ใช้พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้นด้วย ซึ่งช่วยให้ปริมาณการใช้ก๊าซ/หน่วยลดลง 4.3% ต้นทุนเชื้อเพลิงลดลงเร็วกว่าราคาขายไฟฟ้าให้กับลูกค้า IU (+3.9% YoY และ -10.6% QoQ) ที่ 4.04 บาท/kWh หลังจากมีการลดค่า Ft ลงสู่ 0.9119 บาท/kWh สำหรับเดือนก.ค.-ส.ค. 2566 และปรับลดลงอีกสู่ 0.2048 บาท /kWh ในเดือนก.ย. ราคาไอน้ำลดลงในอัตราเร็วขึ้นที่ 27.6% YoY และ 29.6% QoQ ตามต้นทุนก๊าซอย่างใกล้ชิดมากขึ้น EBITDA margin ปรับตัวดีขึ้นสู่ 29.8% ใน 3Q66 จาก 25% ใน 2Q66 เทียบกับค่าเฉลี่ย 5 ปีที่ 27% ก่อนเกิดความขัดแย้งระหว่างรัสเซีย-ยูเครนซึ่งทำให้ราคาก๊าซทั่วโลกพุ่งสูงขึ้นในปี 2565 ราคาก๊าซเฉลี่ยในช่วง 9M66 อยู่ที่ 400 บาท/mmbtu ลดลง 15.7% YoY

รายได้จากการขายไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเล็กน้อย QoQ รายได้จากการขายไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน (8% ของยอดขายไฟฟ้าทั้งหมด) เพิ่มขึ้น 4.2% QoQ เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำในลาวผลิตไฟฟ้าได้มากขึ้นเพราะปริมาณน้ำเพิ่มขึ้น

แนวโน้ม 4Q66 เราคาดว่ากำไร 4Q66 จะลดลงเพราะเป็นช่วงโลว์ซีซั่นสำหรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจาก IU และราคาขายไฟฟ้าลดลงเร็วกว่าต้นทุนเชื้อเพลิงอันเป็นผลมาจากความพยายามของรัฐบาลในการลดภาระค่าไฟฟ้าให้กับประชาชน ซึ่งจะถูกชดเชยโดยกำลังการผลิตที่เพิ่มขึ้นจากโรงไฟฟ้า SPP ใหม่และทดแทน และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในเกาหลีใต้ (23.5MW) BGRIM คาดว่าต้นทุนก๊าซในปี 2567 จะลดลงสู่ 350-380 บาท/mmbtu เทียบกับ 400 บาท/mmbtu ใน 9M66 ปริมาณการใช้ก๊าซ/โรงไฟฟ้า 1 แห่ง คาดว่าจะลดลง เพราะมีโรงไฟฟ้า SPP ใหม่ 7 แห่งและโครงการปรับปรุงประสิทธิภาพ

ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ ต้นทุนก๊าซสูงกว่าคาด และความล่าช้าในการปรับค่า Ft เพื่อชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น

3Q23 net profit was Bt344mn, up from a loss of Bt529mn in 3Q22 but down 49.3% QoQ on FX losses, in line with market expectations. Normalized net profit, net of FX losses, was reported at Bt632mn, up from Bt162mn in 3Q22 on better contribution from SPPs, Bt190mn from insurance compensation and gain from sale of assets. 9M23 net profit was Bt1.4bn, up from a loss of Bt699mn in 9M22. This was, however, lower than expected and we thus revise down our 2023F by 32%. We expect 4Q23F profit to fall on low season for demand from industrial customers and a faster reduction in tariff than in fuel cost on government efforts to cap electricity cost for the public. We stay NEUTRAL as there is no new share catalyst while share price is already down 36% in the past three months. DCF-based TP is cut from Bt48 to Bt40.

Electricity sales to IUs creep up. Sale of electricity to IUs (industrial users) grew 3.4% YoY and 5.8% QoQ to a record high in 3Q23, thanks to greater synchronization with new customers for power plants under the SPP Replacement Scheme, most at Laem Chabang IE, where sales volume grew 6.9% YoY and 18.4% QoQ. Note that this industrial estate is located in the strategic area of EEC, adjacent to the new deep-sea port, which will attract more foreign investors, especially those in the EV chain. The company was able to synchronize more new customers with contracted capacity of 39.5MW in 3Q23, bringing the 9M23 number to 51.7MW, tracking its 2023 target of 50-60MW.

Steam sales volume down QoQ off a high base. Lower steam sales at Asia Industrial Estate Map Ta Phut (AIEMTP) were behind the 12.2% QoQ fall in steam sales volume in 3Q23 (still up 4.9% YoY). This plus lower steam price cut revenue from this segment 24.1% YoY and 38.3% QoQ to a 2-year low. This reflects lower production by petrochemical plants in AIEMTP (PTT Group, Dow Chemical and IVL). Steam demand at other industrial estates was relatively stable on average with lower volume at Amata City Chonburi and Rayong, implying lower production of auto parts and tires. 

Gas cost continued to fall QoQ. BGRIM’s gas cost in 3Q23 fell 44.7% YoY and 18.3% QoQ, thanks to a 42.5% YoY and 20.5% QoQ reduction in gas price to a 2-year low of Bt321/mmbtu. Further, its new power plants (SPP Replacement) are also more energy-efficient, helping reduce gas consumption/unit by 4.3%. Fuel cost fell at a faster pace than electricity tariff for IU customers (+3.9% YoY and -10.6% QoQ) of Bt4.04/kWh after Ft was cut Bt0.9119/kWh for Jul-Aug 2023 and further to Bt0.2048/kWh in Sep. Steam price fell at faster pace of 27.6% YoY and 29.6% QoQ, tracking gas cost more closely. EBITDA margin improved to 29.8% in 3Q23 from 25% in 2Q23 vs. 5-year average of 27%, prior to the Russia-Ukraine conflict which shoved up global gas price in 2022. The 9M23 average gas price of Bt400/mmbtu is down 15.7% YoY.

Renewable power revenue up slightly QoQ. Renewable power sales revenue (8% of total electricity sales) rose 4.2% QoQ on more contribution from hydropower in Laos due to better water flow.

4Q23F outlook. We expect 4Q23F profit to fall on low season for IU demand and a faster reduction in tariff than in fuel cost from government efforts to cap electricity cost for the public. This will be offset by more capacity from new and replacement SPPs and solar in South Korea (23.5MW). BGRIM expects gas cost in 2024 to decrease to Bt350-380/mmbtu vs. Bt400/mmbtu in 9M23. Gas consumption/plant is expected to decline on seven new SPPs and an efficiency improvement program.

Key risks. Higher than expected gas cost and delayed adjustment of Ft rate to catch up with fuel cost.