เนื้อหาโดยรวม
GPSC รายงานกำไรสุทธิ 864 ลบ. ใน 1Q67 (ตาม consensus คาด) ลดลง 22.7% YoY เพราะส่วนแบ่งกำไรจากบริษัทร่วมและการร่วมค้าลดลง แต่เพิ่มขึ้น 80.9% QoQ เพราะกำไรขั้นต้นของธุรกิจ SPP เติบโต 36% QoQ โดยได้รับการสนับสนุนจากปริมาณการขายไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น 6% และต้นทุนถ่านหินที่ลดลง 7% สู่ 142.7 บาท/ตัน เราคาดว่ากำไรจะเพิ่มขึ้นอย่างค่อยเป็นค่อยไปอันเป็นผลมาจากต้นทุนก๊าซที่ลดลง เราปรับประมาณการกำไรปี 2567 ลดลง 10% และปี 2568 ลดลง 8% เพื่อสะท้อนผลการดำเนินงานของธุรกิจ IPP ที่ต่ำกว่าคาด เรายังคงคำแนะนำ tactical call ระยะ 3 เดือนสำหรับ GPSC ไว้ที่ NEUTRAL โดยให้ราคาเป้าหมายใหม่ที่ 60 บาท (จาก 70 บาท) อ้างอิงวิธี DCF
กำไรของธุรกิจ SPP เพิ่มขึ้น YoY และ QoQ กำไรของธุรกิจ SPP (72% ของกำไรขั้นต้นทั้งหมด) เติบโต 14% YoY เพราะอัตรากำไรขั้นต้นดีขึ้นที่ 22% ใน 1Q67 เทียบกับ 15% ใน 1Q66 เนื่องจากต้นทุนก๊าซ (-28% YoY) ที่ 362 บาท/mmBTU ลดลงในอัตราที่เร็วกว่าราคาขายไฟฟ้า (-25%) ที่ 3.67 บาท/kWh ใน 1Q67 ทั้งนี้ค่า Ft เฉลี่ยเพิ่มขึ้นจาก 0.2048 บาท/kWh ใน 4Q66 สู่ 0.3972/kWh ใน 1Q67 กำไรของธุรกิจ SPP ปรับตัวเพิ่มขึ้น 36% QoQ เพราะปริมาณการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 6% และต้นทุนถ่านหินลดลง 7% สู่ 142.7 บาท/ตัน ปัจจัยบวกเหล่านี้ถูกลดทอนลงบางส่วนโดยปริมาณการขายไอน้ำที่ลดลง 1% YoY และ 7% QoQ สู่ 2,982k ตัน เนื่องจากลูกค้าอุตสาหกรรมปิโตรเคมีหยุดการผลิต ส่วนแบ่งกำไรจากบริษัทร่วมและการร่วมค้าลดลง YoY และ QoQ ส่วนแบ่งกำไรจากบริษัทร่วมและการร่วมค้าพลิกมามีตัวเลขติดลบที่ 12 ลบ. ใน 1Q67 เทียบกับกำไร 113 ลบ. ใน 1Q66 และกำไร 223 ลบ. ใน 4Q66 หลักๆ เกิดจากส่วนแบ่งกำไรที่ลดลงจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำไซยะบุรี (สัดส่วนการถือหุ้น 25%) ในลาว โดยมีสาเหตุมาจากปริมาณน้ำที่ลดลงใน 1Q67 และขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยน (ดอลลาร์ไต้หวันอ่อนค่าเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ) ที่โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมนอกชายฝั่ง (CFXD) ในไต้หวัน ทำให้โครงการนี้มีผลขาดทุน 93 ลบ. ใน 1Q67 (เทียบกับขาดทุน 42 ลบ. ใน 1Q66 และกำไร 213 ลบ. ใน 4Q66) ซึ่งได้รับการชดเชยบางส่วนโดยกำไรที่ดีขึ้นจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในอินเดีย (Avaada Energy (AEPL; สัดส่วนการถือหุ้น 42.93%) ที่ 130 ลบ. (+2% YoY, +814% QoQ) ใน 1Q67 แนวโน้มปี 2567 แม้กำไรปกติ 1Q67 ของ GPSC คิดเป็น 18.8% ของประมาณการกำไรปี 2567 ที่เราปรับใหม่ แต่เรายังคงประมาณการของเราไว้เหมือนเดิม เนื่องจากเราคาดว่ากำไรปกติของ GPSC จะได้รับอานิสงส์จากต้นทุนก๊าซที่มีแนวโน้มปรับตัวลดลงในธุรกิจ SPP ซึ่งคิดเป็น 33% ของกำลังการผลิตไฟฟ้าดำเนินงานตามสัดส่วนการถือหุ้นทั้งหมด แต่คิดเป็น 72% ของกำไรขั้นต้นทั้งหมดใน 1Q67 กำไรปกติ 2Q67 คาดว่าจะปรับตัวดีขึ้น QoQ โดยได้รับการสนับสนุนจากค่า Ft ในระดับทรงตัว ในขณะที่คาดว่าต้นทุนก๊าซจะลดลงจากการไหลของก๊าซในอ่าวไทยที่สูงขึ้น อย่างไรก็ตาม เรามีมุมมองที่เป็นกลางต่อแนวโน้มระยะกลางของมาร์จิ้นธุรกิจ SPP เนื่องจากรัฐบาลต้องการลดค่าไฟฟ้าของประเทศไทยลงสู่ระดับต่ำกว่า 4.0 บาท/kWh จากปัจจุบันที่ 4.18 บาท/kWh สำหรับการดำเนินงานต่างประเทศ เราคาดการณ์ถึงกำไรที่สูงขึ้นจาก AEPL ซึ่งวางแผนเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในอินเดียอีก 800MW (1Q67: 200MW) ในปี 2567 (343MWe สำหรับ GPSC) และการดำเนินงานเชิงพาณิชย์เต็มรูปแบบของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมนอกชายฝั่ง (149MWe) ของไต้หวันใน 3Q67 ปรับประมาณการกำไรลดลง เราปรับประมาณการกำไรสุทธิปี 2567 ลดลง 10% และปี 2568 ลดลง 8% เพื่อสะท้อนผลการดำเนินงานของธุรกิจ IPP ที่ต่ำกว่าคาด นอกจากนี้เราก็ปรับราคาเป้าหมายอ้างอิงวิธี DCF (สิ้นปี 2567) ลดลงจาก 70 บาท สู่ 60 บาท ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ: ต้นทุนเชื้อเพลิงสูงกว่าคาด การเลื่อนปรับค่า Ft ผลตอบแทนจากโครงการลงทุนใหม่ต่ำกว่าคาด และการเปลี่ยนแปลงกฎหมายเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล ท่านสามารถอ่านและดาวน์โหลดเอกสารได้จาก GPSC240509_T |
|---|
GPSC posted net profit of Bt864mn in 1Q24 (in line with consensus), down 22.7% YoY due to lower share of profit from its JVs but up 80.9% QoQ off a 36% QoQ growth in SPP gross profit thanks to a 6% increase in electricity sales volume and a 7% decline in coal cost to Bt142.7/ton. We expect earnings to rise gradually on the back of lower gas cost. We cut our 2024F by 10% and 2025F by 8% to reflect lower IPP performance than expected. We maintain our 3-month tactical rating of Neutral with a new target price of Bt60 (from Bt70) based on DCF valuation.
Operating profit for IPP fell YoY and QoQ. Gross profit for the IPP segment (26% of total gross profit) fell 14% YoY and 11% QoQ to Bt1.3bn in 1Q24 due to an 11-day unplanned shutdown of the GHECO-One power plant in January and lower margin at the Sriracha power plant after EGAT's dispatch instruction to use more natural gas, which has a lower margin than diesel fuel.
SPP earnings up YoY and QoQ. SPP profit (72.0% of total gross profit) grew 14% YoY off a better gross margin of 22% in 1Q24 vs. 15% in 1Q23, as gas cost (-28% YoY) of Bt362/mmBTU declined at a faster pace than electricity tariff rate (-25%) of Bt3.67/kWh in 1Q24. Note that average Ft rate rose to Bt0.3972/kWh in 1Q24 from Bt0.2048/kWh in 4Q23. SPP profit soared 36% QoQ on a 6% increase in electricity sales volume and a 7% decline in coal cost to Bt142.7/ton. These positives were partially offset by a drop in steam sales volume of 1% YoY and 7% QoQ to 2,982k tons as petrochemical customers shuttered their manufacturing plants.
Share of profit from associates & JVs declined YoY and QoQ. The share of profit from associates & JVs turned to a loss of Bt12mn in 1Q24 vs. a profit of Bt113mn in 1Q23 and a profit of Bt223mn in 4Q23, mainly due to lower contribution from Xayaburi hydropower plant (25% interest) in Laos caused by lower water flow in 1Q24 and FX loss (Taiwan dollar depreciation against the US dollar) at the offshore wind power project (CFXD) in Taiwan, which brought contribution to a loss of Bt93mn in 1Q24 (vs. a loss of Bt42mn in 1Q23 and a profit of Bt213mn in 4Q23); a partial offset was provided by better contribution from the solar project in India (Avaada Energy, AEPL, 42.93% interest) of Bt130mn (+2% YoY, +814% QoQ) in 1Q24.
2024 outlook. 1Q24 core profit accounted for 18.8% of our new full-year forecast, but we expect core earnings to continue benefiting from potential lower gas cost at SPPs, which accounted for 33% of total equity operating power capacity but 72% of total gross profit in 1Q24. 2Q24 core earnings are expected to improve QoQ on the back of a stable Ft rate, while gas costs are expected to decline due to higher gas flow in the Gulf of Thailand. We take a neutral stance on the medium-term outlook for SPP margin as the government's agenda is to reduce the country's electrical tariff to below Bt4.0/kWh from the current Bt4.18/kWh. For overseas operations, we expect a higher contribution from AEPL, which plans to start up 800MW in renewable projects in India (1Q24F: 200MW) in 2024 (343MWe for GPSC) plus full commercial operations of Taiwan's offshore wind power project (149MWe) in 3Q24.
Earnings forecast revised down. We cut our net profit forecast for 2024 by 10% and 2025 by 8% to reflect lower IPP performance than anticipated. We also cut our DCF-based TP (end-2024) to Bt60 from Bt70.
Key risks: Higher than expected fuel cost, delays in Ft adjustment, lower return on new investments and regulatory changes regarding GHG emissions. Key ESG risk are the environmental impact from its exposure to fossil fuels.
Click here to read and/or download file GPSC240509_E