BGRIM – 2Q67: กำไรลดลง YoY และ QoQ เพราะขาดทุน FX – NEUTRAL (ราคาเป้าหมาย 24.50 บาท)

BGRIM รายงานกำไรสุทธิ 229 ลบ. ใน 2Q67 (-66.3% YoY, -39.7% QoQ) ต่ำกว่า INVX คาด 8% และต่ำกว่า consensus คาด 17% ตัวเลขดังกล่าวมีขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยนและรายการตัดจำหน่ายค่าพัฒนาบางโครงการรวม 368 ลบ. ใน 2Q67 รวมอยู่ด้วย กำไรสุทธิจากการดำเนินงาน (NNP) ใน 2Q67 อยู่ที่ 597 ลบ. ลดลง 13.0% YoY แต่เพิ่มขึ้น 22.3% QoQ การปรับตัวลดลง YoY ของ NNP หลักๆ เกิดจากดอกเบี้ยจ่ายและค่าใช้จ่ายภาษีที่สูงขึ้น ในขณะที่การปรับตัวลดลง QoQ ของ NNP หลักๆ เกิดจากต้นทุนก๊าซที่ลดลงจาก 340 บาท/ล้าน BTU สู่ 305 บาท/ล้าน BTU เราคาดว่ากำไรปกติจะชะลอตัวลงใน 2H67 เนื่องจากเราคาดว่าต้นทุนก๊าซมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นเพราะจะไม่มีการรับรู้ประโยชน์จากการปรับราคาก๊าซย้อนหลัง และราคา LNG ในตลาดโลกสูงขึ้น รวมถึงความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมต่ำกว่าคาด เราปรับประมาณการกำไรปกติลดลง 8.9% ในปี 2567 และ 9.7% ในปี 2568 เพื่อสะท้อนความต้องการไฟฟ้าที่ต่ำกว่าคาดจากลูกค้าอุตสาหกรรม (IUs) ในประเทศไทย และต้นทุนก๊าซสำหรับปี 2568 ที่เพิ่มขึ้น 10 บาท/ล้าน BTU สู่ 333 บาท/ล้าน BTU เรายังคงคำแนะนำ tactical call สำหรับ BGRIM ไว้ที่ NEUTRAL โดยให้ราคาเป้าหมายใหม่กลางปี 2568 อ้างอิงวิธี DCF ที่ 24.5 บาท (จาก 33 บาท) เนื่องจากยังไม่มีปัจจัยกระตุ้นราคาหุ้นในระยะสั้น

กำไรสุทธิ 2Q67 ต่ำกว่า INVX และ consensus คาด BGRIM รายงานกำไรสุทธิ 2Q67 ที่ 229 ลบ. (-66.3% YoY, -39.7% QoQ) ต่ำกว่า INVX คาด 8% และต่ำกว่า consensus คาด 17% จากขาดทุนอัตราแลกเปลี่ยนที่สูงกว่าคาด หากตัดรายการพิเศษออก พบว่ากำไรสุทธิจากการดำเนินงาน (NNP) อยู่ที่ 597 ลบ. ใน 2Q67 เป็นไปตามที่ INVX คาดการณ์ไว้ NNP เพิ่มขึ้น 22.3% QoQ เนื่องจากต้นทุนก๊าซลดลงเหลือ 305 บาท/ล้าน BTU จาก 340 บาท/ล้าน BTU ซึ่งเป็นผลมาจากการปรับ margin S ลดลงและการใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติแบบ single pool โดยมีผลบังคับใช้ย้อนหลังตั้งแต่เดือน ม.ค. 2567 หากตัดรายการปรับปรุงย้อนหลังออก ต้นทุนก๊าซจะอยู่ประมาณ 330 บาท/ล้าน BTU การปรับตัวลดลง YoY ของ NNP หลักๆ เกิดจากดอกเบี้ยจ่ายและค่าใช้จ่ายภาษีที่สูงขึ้นหลังจากสิทธิประโยชน์ทางภาษีจากโครงการ 3 โครงการของบริษัทหมดอายุลง EBITDA margin เพิ่มขึ้นสู่ 28.7% ใน 2Q67 จาก 25.6% ใน 1Q67 และ 25.0% ใน 2Q66

รายได้ลดลง 3.6% QoQ และ 8.3% YoY จากการลดลงของรายได้จากการขายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. (-5.1% QoQ และ -7.2% YoY) และลูกค้าอุตสาหกรรม (IUs) (-4.4% QoQ และ -15.3% YoY) เนื่องจากปริมาณขายไฟฟ้าและราคาขาย (ASP) ลดลง ในขณะที่รายได้จากการขายไอน้ำให้แก่ลูกค้า IUs ลดลง 6.2% QoQ และ 23.4% YoY เพราะ ASP ลดลง ทั้งนี้ load factor สำหรับลูกค้าอุตสาหกรรมลดลงมาอยู่ที่ 59% ใน 2Q67 จาก 61% ใน 1Q67 สะท้อนถึงความต้องการใช้ไฟฟ้าระดับต่ำจากลูกค้าอุตสาหกรรมที่ได้รับผลกระทบจากภาวะเศรษฐกิจชะลอตัว

ปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้ลูกค้า IUs ลดลง YoY และ QoQ ปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้ลูกค้า IUs ลดลง 15.3% YoY และ 4.4% QoQ จากความต้องการที่ลดลงจากลูกค้ากลุ่มอุตสาหกรรมยานยนต์ แต่ได้รับการชดเชยบางส่วนจากความต้องการที่เพิ่มขึ้นจากลูกค้ากลุ่มอุตสาหกรรมอาหารและเครื่องดื่ม ราคาขายไฟฟ้าสะท้อนถึงต้นทุนก๊าซที่ลดลง 15.3% YoY และ 0.5% QoQ

จ่ายเงินปันผลงวด 1H67 ที่ 0.18 บาท/หุ้น อัตราการจ่ายเงินปันผล 77.3% คิดเป็นอัตราผลตอบแทนจากเงินปันผล (annualized) ที่ 1.7% ขึ้นเครื่องหมาย XD วันที่ 26 ส.ค. 2567

แนวโน้ม 2H67 กำไรปกติ 1H67 คิดเป็น 50.9% ของประมาณการกำไรปกติเต็มปีที่เราปรับใหม่ เราคาดว่ากำไรปกติจะชะลอตัวลงใน 2H67 เนื่องจากต้นทุนก๊าซจะกลับสู่ระดับปกติที่ประมาณ 330 บาท/ล้าน BTU ใน 3Q67 และเราคาดว่าราคาก๊าซอาจเพิ่มขึ้นใน 4Q67 หลังจากราคา LNG ในตลาดโลกยังคงอยู่ในระดับสูง ดังนั้นเราจึงปรับประมาณการกำไรปกติลดลง 8.9% ในปี 2567 และ 9.7% ในปี 2568 เพื่อสะท้อนความต้องการไฟฟ้าที่ต่ำกว่าคาดจากลูกค้า IUs ในประเทศไทย และต้นทุนก๊าซสำหรับปี 2568 ที่เพิ่มขึ้น 10 บาท/ล้าน BTU สู่ 333 บาท/ล้าน BTU สำหรับการกำลังการผลิตเพิ่มเติมในปี 2567 นั้นจะมาจากโครงการ U-Tapao Solar + ESS (เฟส 1, 18MW) โครงการ Solar GIFU ในญี่ปุ่น (9.8Mwe) และโครงการ Wind KOPOS ในเกาหลีใต้ ( 10Mwe) ซึ่งคาดว่าจะเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในปี 2567

ปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญ ต้นทุนก๊าซสูงกว่าคาด และความล่าช้าในการปรับค่า Ft เพื่อชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น ปัจจัยเสี่ยงด้าน ESG ที่สำคัญ คือ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล การบริหารจัดการพลังงาน การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูง และผลกระทบต่อชุมชนใกล้เคียง

ท่านสามารถอ่านและดาวน์โหลดเอกสารได้จาก BGRIM240814_T

BGRIM reported net profit of Bt229mn (-66.3% YoY, -39.7% QoQ), 8% below INVX and 17% below consensus. This included a Bt368mn FX loss and write-off of some projects under development. Normalized net profit (NNP) in 2Q24 was Bt597mn, down 13.0% YoY on higher interest and tax expenses but up 22.3% QoQ on a drop in gas costs to Bt305/mmbtu from Bt340/mmbtu. We expect core earnings to slow in 2H24 as we expect higher gas costs without a retroactive benefit and a higher global LNG price as well as weaker industrial demand. We cut our 2024F core profit by 8.9% and 2025F by 9.7% to reflect the lower electricity demand from IUs in Thailand and raise our 2025 gas cost by Bt10/mmbtu to Bt333/mmbtu. We maintain our tactical Neutral rating with new mid-2025 DCF-based TP of Bt24.5 (from Bt33) as there is no catalyst in the near term.

2Q24 net profit misses INVX and consensus estimates. BGRIM reported a 2Q24 profit of Bt229mn (-66.3% YoY, -39.7% QoQ), missing INVX by 8% and consensus by 17% due to higher FX loss. Stripping out the extraordinary items shows a normalized net profit (NNP) of Bt597mn, in line with INVX. NNP grew 22.3% QoQ on a drop in gas cost to Bt305/mmbtu from Bt340/mmbtu. This came from a downward adjustment in gas supply margin (margin S) and the implementation of single-pool gas price, which was retroactively applied from Jan 2024. Excluding the retroactive adjustment, gas cost was ~Bt330/mmbtu. The YoY decline in NNP was from higher interest and tax expenses after tax benefits from three projects expired. EBITDA margin increased to 28.7% in 2Q24 from 25.6% in 1Q24 and 25.0% in 2Q23.

Revenue slid 3.6% QoQ and 8.3% YoY on lower electricity revenue to EGAT (-5.1% QoQ and -7.2% YoY) and industrial users (IU) (-4.4% QoQ and -15.3% YoY) due to weaker electricity sales volume and ASP. IU steam revenue fell 6.2% QoQ and 23.4% YoY on the lower ASP. The electricity load factor for industrial users fell to 59% in 2Q24 from 61% in 1Q24, reflecting weak demand from IUs affected by the slow economy.

Electricity sales volume to IUs down YoY and QoQ. Electricity sales volume declined 15.3% YoY and 4.4% QoQ due to weaker demand from automotive customers with a partial offset by better demand from food & beverage customers. The electricity tariff showed a 15.3% YoY and 0.5% QoQ decline in gas cost.

1H24 dividend is Bt0.18/share, a 77.3% dividend payout ratio, implying 1.7% dividend yield (annualized). XD is August 26.

2H24 outlook. Operating profit in 1H24 represents 50.9% of our new full-year core profit estimate. We expect core profit to slow in 2H24 as gas costs return to normal at ~Bt330/mmbtu in 3Q24 and we expect gas price to rise in 4Q24 due to persistently high global LNG prices. As a result, we have revised down our 2024F core earnings by 8.9% and 2025F by 9.7% to reflect the lower electricity demand from IUs in Thailand and a rise in gas cost in 2025 of Bt10/mmbtu to Bt333/mmbtu. Capacity additions expected to start up commercially in 2024 include the U-Tapao solar + ESS project (Phase 1, 18MW), the solar GIFU project in Japan (9.8Mwe) and the wind KOPOS project in South Korea (10Mwe).

Key risks. Higher than expected gas cost and delayed adjustment of Ft rate to catch up with fuel cost. Key ESG risks are the environmental impact from its exposure to fossil fuels, energy management, high greenhouse gas emission, and nearby community impact.

Click here to read and/or download file BGRIM240814_E