บล.พาย:
BGRIM: ต้นทุนก๊าซจะฉุดอัตรากำไรโครงการ SPP ใน 1H22
ให้น้ำหนักการประชุมนักวิเคราะห์เป็นลบ ประมาณการต้นทุนก๊าซที่สูงขึ้นจะกดดันอัตรากำไรโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และฉุดกำไรลงในช่วง 1H22 แต่ดีลควบรวมกิจการ (M&A) ใหม่ และอัตรากำไรที่ดีขึ้นตั้งแต่ 2H22 จากการปรับค่า Ft และการแทนที่ 5 โครงการโรงไฟฟ้า SPP เดิมที่จะเริ่มดำเนินงานเชิงพาณิชย์ (COD) ในช่วงดังกล่าว ซึ่งคาดว่าจะช่วยหนุนการเติบโตของกำไรตั้งแต่ปี 2023 เป็นต้นไป
- คาดกำไรปกติ 1Q22 จะอ่อนตัวลงจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงต่อเนื่อง ประเมินกำไรแตะจุดต่ำใน 1H22 และฟื้นตัว ต่อเนื่องตั้งแต่ 3Q22 เป็นต้นไป
- ราคาก๊าซที่โครงการ SPP เพิ่มเป็น 336 บาท/mmbtu ใน 4Q21 เทียบกับ 268 บาท/mmbtu ใน 3Q21 ผู้บริหารคาดต้นทุนที่สูงขึ้นใกล้เคียงระดับ 450 บาท/mmbtu ใน 1H22 หลังจากราคาน้ำมันดิบพุ่งสูงขึ้นเมื่อเร็วๆ นี้
- ตั้งเป้าขยายกำลังการผลิตเป็น 7.2GW ภายใน 2025 หรือโตขึ้น 2 เท่าจากปัจจุบันที่ 3.3GW คาดเซ็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ขนาด 1.0GW ภายในปี 2022 คิดเป็นการเติบโต 10%-15% ซึ่งน่าจะช่วยหนุนกำไรได้ตั้งแต่ปี 2023
คงคำแนะนำ “ซื้อ” เพราะมีมุมมองเชิงบวกต่อภาพระยะยาว ด้วยมูลค่าพื้นฐาน 42.0 บาท คำนวณด้วยวิธีคิดลดเงินสด (DCF) (6.1% WACC, 1.0% TG) อิง 60.0x PE’22E คาดราคาที่ผันผวนต่อเนื่องในช่วง 1H22 แนะนำให้เทรด และค่อยๆ สะสมหุ้นภายใน 3Q22
ภาพรวมกำไร 1H22
- คาดกำไรปกติ 1Q22 จะอ่อนตัวลงจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงต่อเนื่อง ประเมินกำไรแตะจุดต่ำใน 1H22 และฟื้นตัวต่อเนื่องตั้งแต่ 3Q22 เป็นต้นไป
- ราคาก๊าซที่โครงการ SPP เพิ่มเป็น 336 บาท/mmbtu ใน 4Q21 เทียบกับ 268 บาท/mmbtu ใน 3Q21 ผู้บริหารคาดต้นทุนที่สูงขึ้นใกล้เคียงระดับ 450 บาท/mmbtu ใน 1H22 หลังจากราคาน้ำมันดิบพุ่งสูงขึ้นเมื่อเร็วๆ นี้
- ขณะที่คาดว่าสัดส่วนการนำเข้า LNG ใน PTT จะอยู่ที่ 38% ในปี 2022 เพิ่มจากปี 2021 จากปริมาณการผลิตในอ่าวไทยที่ลดลง ทั้งนี้ จากปริมาณการนำเข้าสุทธิจะมีสัดส่วนเกือบครึ่งที่ผลิตจากตลาด spot จึงคาดว่าราคาก๊าซจะยังยืนระดับสูงในช่วง 1H22 และกดดันอัตรากำไรโครงการ SPP
ดีล M&A และการนำเข้า LNG จะเป็นปัจจัยสำคัญต่อการเติบโต
- คาดกำไรปกติปี 2022 จะลดลง 22% YoY จากต้นทุนก๊าซที่สูงขึ้น และการไม่ได้ COD โครงการใหม่นอกเหนือจากการแทน SPP 5 โครงการเดิม
- บริษัทตั้งเป้าขยายกำลังการผลิตเป็น 7.2GW ภายใน 2025 หรือโตขึ้น 2 เท่าจากปัจจุบันที่ 3.3GW คาดเซ็น PPA ขนาด 1.0GW ภายในปี 2022 คิดเป็นการเติบโต 10%-15% ซึ่งน่าจะช่วยหนุนกำไรได้ตั้งแต่ปี 2023
- คาดอัตรากำไรโครงการ SPP ที่ดีขึ้นตั้งแต่ปี 2023 จากการปรับค่า Ft และการเริ่มนำเข้า LNG ตั้งแต่ 1Q23 เพื่อนำมาใช้ใน SPP 5 โครงการที่จะมาแทนของเดิมซึ่งจะเริ่ม COD ในปี 2022 ขณะที่บริษัทคาดว่าจะประหยัดต้นทุนจากส่วนของ IU ได้ 7%-10%
ซื้อเพราะภาพระยะยาว
- ราคาหุ้นลดลง 17% YTD และดูเหมือนจะสะท้อนภาพรวมกำไรที่อ่อนแอในปี 2022 ไปแล้ว
- แต่คาดว่าบริษัทจะเข้าซื้อโครงการใหม่ เมื่อดูจากงบลงทุนที่ 1.40 แสนล้านบาทสำหรับปี 2022-26 จึงคาดถึง upside ที่อาจเกิดขึ้นกับประมาณการกำไรปี 2022-23
- คงคำแนะนำ “ซื้อ” เพราะมีมุมมองเชิงบวกต่อภาพระยะยาว ด้วยมูลค่าพื้นฐาน 42.0 บาท คำนวณด้วยวิธีคิดลดเงินสด (DCF) (6.1% WACC, 1.0% TG) อิง 60.0x PE’22E คาดราคาที่ผันผวนต่อเนื่องในช่วง 1H22 แนะนำให้เทรดและค่อยๆ สะสมหุ้นภายใน 3Q22
สรุปผลประกอบการ
- กำไรสุทธิ 4Q21 แตะจุดต่ำ 7 ไตรมาสที่ 195 ล้านบาท (-66% YoY, -56% QoQ) หากไม่รวมรายการพิเศษครั้งเดียว กำไรปกติจะอ่อนตัวลงเป็น 212 ล้านบาท (-59% YoY, -63% QoQ)
- ผลประกอบการออกมาต่ำกว่าคาด กำไรสุทธิและกำไรปกติทั้งปี 2021 อยู่ที่ 2.3 พันล้านบาท (+5% YoY) และ 2.4 พันล้านบาท (-7%) ตามลำดับ
- กำไรที่ลดลงใน 4Q21 เป็นผลจาก 1) อัตรากำไรขั้นต้น (GPM) ที่ลดลงจากต้นทุนก๊าซที่เพิ่มขึ้นเป็น 335 บาท/mmbtu (+56% YoY, +25% QoQ) และ 2) การปิดซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)
- รายได้โตเป็น 1.30 หมื่นล้านบาท (+24% YoY, +11% QoQ) จากยอดขายผู้ใช้ภาคอุตสาหกรรม และค่า พลังงานไฟฟ้า (EP) โรงไฟฟ้า SPP ที่สูงขึ้น (การปรับค่า Ft)
- EBITDA margin ลดลงเป็น 19% เทียบกับ 26%-30% ใน 4Q20 และ 3Q21 จากราคาก๊าซที่สูงขึ้น
- คาดกำไรปกติ 1Q22 จะอ่อนตัวลงยิ่งขึ้น จากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่สูงต่อเนื่อง คาดกำไรแตะจุดต่ำใน 1H22 และค่อยๆ ฟื้นตัวตั้งแต่ 3Q22 เป็นต้นไป
Revenue breakdown
BGRIM ลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าหลากหลายประเภท ได้แก่ พลังงานร่วม (Co-generation) พลังงานน้ำ พลังแสงอาทิตย์ พลังลม ดีเซล และพลังงานขยะ โดยทำการจำหน่ายไฟฟ้าให้กับกลุ่มลูกค้าทั้งในและต่างประเทศ รายได้ส่วนใหญ่ของ BGRIM มาจากการจำหน่ายไฟฟ้าซึ่งคิดเป็น 98% ของรายได้ทั้งหมด ทั้งยังจำหน่ายไอน้ำให้กับกลุ่มผู้ใช้ภาคอุตสาหกรรม (IU) ผ่านท่อส่งไอน้ำของบริษัทเอง ซึ่งเชื่อมต่อไปยังโรงงานของลูกค้าโดยตรง โดยหน่วยธุรกิจนี้คิดเป็น 1% ของรายได้ทั้งหมด
รายได้เกือบ 94% มาจากในประเทศ ประกอบด้วย 66% จาก กฟผ. 24% จากกลุ่ม IU ไทย และ 3% จาก กฟภ. กฟน. ฯลฯ ขณะที่อีก 5% ของรายได้รวมมาจากเวียดนาม และ 1% จากลาว
