BGRIM - ต้นทุนก๊าซที่แพงขึ้นทำให้มีผลขาดทุนสุทธิใน 3Q
กำไรสุทธิปกติ (NNP) ใน 3Q อยู่ที่ 25 ล้านบาท (EPS 0.01 บาท) ลดลง 83% qoq และ 96% yoy ตามคาด
ปริมาณยอดขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. เพิ่มขึ้น 4% qoq (-2% yoy) เป็น 2,396GHh เพราะไม่มีการปิด ABP5 (ชลบุรี) และ BGPAT (อ่างทอง) และผลการดำเนินงานของ BPGM1&2 (มาบตาพุด) ดีขึ้นเล็กน้อย ปริมาณยอดขายไฟฟ้าให้กับ IU ในประเทศไทยเพิ่มขึ้น 1% yoy เป็น 853GWh โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่ขายให้กับ กฟผ. เพิ่มขึ้น 78% yoy เป็น 5.5 บาท/kWh เพราะต้นทุนก๊าซธรรมชาติพุ่งสูงขึ้น ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าที่ขายให้กับ IU เพิ่มขึ้น 19% yoy เป็น Bt3.9/kWh เนื่องจากมีการปรับขึ้นค่า Ft (เป็น 93.43 สตางค์/kwh ในเดือนกันยายน-ธันวาคม 2022) ต้นทุนขายเพิ่มขึ้น 75% yoy เนื่องจากต้นทุนก๊าซเพิ่มขึ้น 108% yoy เป็น 558 บาท/mmbtu ดังนั้น EBITDA margin ของ BGRIM จึงลดลงมาอยู่ที่ 13.7% จาก 17.1% ใน 2Q และ 26.3% ใน 3Q21 ทั้งนี้ NNP ของ BGRIM อยู่ที่ 25 ล้านบาท (-96% yoy) แต่หากรวมผลขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยน 830 ล้านบาท BGRIM จะขาดทุนสุทธิ 529 ล้านบาท จากที่ขาดทุน 193 ล้านบาทใน 2Q และจากที่มีกำไร 447 ล้านบาทใน 3Q21
ต้นทุนก๊าซน่าจะลดลง แต่จะยังสูงอยู่ใน 4Q
BGRIM คาดว่าจุดคุ้มทุนสำหรับต้นทุนก๊าซของ SPP จะอยู่ในช่วง 450-480 บาท/mmbtu ซึ่งน่าจะใกล้เคียงกับต้นทุนก๊าซใน 4Q เราคาดว่าผลการดำเนินงานในระยะสั้นจะยังคงอ่อนแอ โดยต้นทุนก๊าซที่เปลี่ยนแปลงไปทุก ๆ 1 บาท/mmbtu จะกระทบกับกำไรของ BGRIM 17 ล้านบาท/ปี
คงคำแนะนำถือ และประเมินราคาเป้าหมาย SoTP ที่ 33 บาท
BGRIM จะมีกำลังการผลิตเพิ่มเข้ามาอีก 214MW (+10%) ในปีนี้ (ส่วนใหญ่มาจากโครงการ SPP replacement ห้าโครงการ) และอีก 252MW (+11%) ในปี 2023 จากโครงการพลังงานลม (48MW) ในเวียดนาม, โรงไฟฟ้า SPPs สองโรงที่อ่างทอง โครงการไฮบริดที่อู่ตะเภา ทั้งนี้ ราคาเป้าหมาย SoTP ของเราที่ 33 บาท คิดเป็น PE ปี FY23F ที่ 42x
