ข่าวสาร

TPCH กำไรสุทธิรวมโตกว่า 100% YoY รับผลบวกจากโครงการ PTG และ CRB - สรุป MD&A Q2/2566

TPCH P/E -100.00 YIELD 0.00

7 ชั่วโมง 09:41 น. 0 ความเห็น

รายได้รวมโต 7.5% YoY แต่กำไรสุทธิรวมลดลง 59.9% QoQ เหตุการหยุดซ่อมบำรุง ขณะที่กำไรเฉพาะบริษัทพลิกเป็นบวก 27.26 ล้านบาท

บริษัท ทีพีซี เพาเวอร์ โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) หรือ TPCH รายงานผลประกอบการไตรมาส 2 ปี 2566 โดยภาพรวมบริษัทมีรายได้จากการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 7.5% เมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า แต่กำไรสุทธิรวมกลับลดลง 59.9% เมื่อเทียบกับไตรมาสก่อนหน้า สาเหตุหลักมาจากโครงการต่างๆ มีการหยุดซ่อมบำรุงตามแผน ขณะที่ผลประกอบการเฉพาะบริษัทพลิกกลับมามีกำไรสุทธิ 27.26 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 11.9% เมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า

Hero: หัวใจกำไร — สาเหตุหลักที่ทำให้ผลประกอบการเปลี่ยน

1) หัวใจคืออะไร

หัวใจสำคัญที่ส่งผลต่อผลประกอบการของ TPCH ในไตรมาส 2/2566 คือ การบริหารจัดการการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าต่างๆ ซึ่งส่งผลโดยตรงต่อรายได้และต้นทุนการขายไฟฟ้า โดยภาพรวมบริษัทมีกำไรสุทธิรวมลดลง 59.9% QoQ จาก 155.33 ล้านบาท เป็น 62.30 ล้านบาท แต่เมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า (YoY) กลับเพิ่มขึ้นกว่า 100% จาก 16.38 ล้านบาท เป็น 62.30 ล้านบาท ในขณะที่ผลประกอบการเฉพาะบริษัทพลิกจากขาดทุน 50.11 ล้านบาท ใน Q1/2566 มาเป็นกำไร 27.26 ล้านบาท ใน Q2/2566 และเพิ่มขึ้น 11.9% YoY

2) ทำไมถึงเป็นเช่นนั้น

การลดลงของกำไรสุทธิรวม QoQ เป็นผลมาจากการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนของหลายโครงการ เช่น โครงการ SGP, MWE, TPCH1, TPCH2, TPCH5 ซึ่งส่งผลให้ปริมาณการผลิตไฟฟ้าลดลงและกระทบต่อรายได้ นอกจากนี้ โครงการ PBB และ PBM ซึ่งเพิ่งเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ในเดือนมิถุนายน 2566 ยังอยู่ในช่วงปรับจูนเครื่องจักร ทำให้เดินเครื่องได้ในอัตราที่ต่ำกว่าปกติ

การเพิ่มขึ้นของกำไรสุทธิรวม YoY เกิดจากปัจจัยบวกสำคัญ 2 ประการ คือ

โครงการ PTG: มีการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น และอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติขายส่งเฉลี่ย (Ft) เพิ่มสูงขึ้น
โครงการ CRB: ซ่อมแซมเครื่องกำเนิดไฟฟ้าแล้วเสร็จ กลับมาเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้ตามปกติ และมีอัตราการเดินเครื่องเฉลี่ยสูงถึง 94%

การพลิกกลับมามีกำไรของผลประกอบการเฉพาะบริษัท มาจากการไม่มีการจ่ายเงินปันผลพิเศษในไตรมาสนี้ ทำให้รายได้จากเงินปันผลลดลงอย่างมีนัยสำคัญเมื่อเทียบกับไตรมาสก่อนหน้า แต่เมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า รายได้จากเงินปันผลกลับเพิ่มขึ้นเล็กน้อย และต้นทุนทางการเงินที่ลดลง

3) จะเกิดขึ้นต่อเนื่องหรือไม่

ลักษณะครั้งคราว สำหรับการลดลงของกำไรสุทธิรวม QoQ เนื่องจากเป็นผลจากการหยุดซ่อมบำรุงตามแผน ซึ่งเป็นกิจกรรมที่เกิดขึ้นเป็นประจำทุกปีสำหรับโรงไฟฟ้าต่างๆ อย่างไรก็ตาม การกลับมาเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้เต็มประสิทธิภาพหลังการซ่อมบำรุงจะส่งผลดีต่อรายได้ในไตรมาสถัดไป

มีโอกาสต่อเนื่อง สำหรับการเติบโตของกำไรสุทธิรวม YoY เนื่องจากโครงการ PTG และ CRB ที่มีผลการดำเนินงานดีขึ้น คาดว่าจะยังคงเป็นปัจจัยหนุนต่อไป นอกจากนี้ การเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าของโครงการ PBB และ PBM ที่เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์แล้ว หากสามารถปรับจูนเครื่องจักรให้มีประสิทธิภาพและเดินเครื่องได้ตามปกติ จะเป็นปัจจัยบวกเพิ่มเติมในอนาคต

Highlight สำคัญ

กำไรสุทธิรวม Q2/2566 อยู่ที่ 62.30 ล้านบาท เพิ่มขึ้นกว่า 100% YoY แต่ลดลง 59.9% QoQ
รายได้จากการขายไฟฟ้า Q2/2566 อยู่ที่ 659.39 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 7.5% YoY แต่ลดลง 16.2% QoQ
กำไรสุทธิเฉพาะบริษัท Q2/2566 อยู่ที่ 27.26 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 11.9% YoY
โครงการ PTG และ CRB เป็นปัจจัยหนุนสำคัญต่อการเติบโต YoY โดย PTG ได้รับผลบวกจากประสิทธิภาพการผลิตและอัตราค่าไฟฟ้าที่สูงขึ้น ส่วน CRB กลับมาเดินเครื่องปกติหลังซ่อมบำรุง
การหยุดซ่อมบำรุงตามแผนของหลายโครงการ เป็นสาเหตุหลักที่ทำให้กำไรสุทธิรวมลดลง QoQ
โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐชีวมวลแม่ลาน (PBM) และบันนังสตา (PBB) เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ในเดือนมิถุนายน 2566 แต่ยังอยู่ในช่วงปรับจูนเครื่องจักร
การลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ใน สปป.ลาว (MKP) ขนาด 100 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างการคัดเลือกผู้รับเหมา คาดว่าจะเริ่มก่อสร้างใน Q3/2566 และรับรู้รายได้เบื้องต้นในปี 2567

ภาพรวมผลประกอบการ

งบการเงินรวม:

รายได้จากการขายไฟฟ้า: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 659.39 ล้านบาท ลดลง 16.2% QoQ จาก 786.51 ล้านบาท แต่เพิ่มขึ้น 7.5% YoY จาก 613.60 ล้านบาท
ต้นทุนจากการขายไฟฟ้า: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 494.94 ล้านบาท ลดลง 5.3% QoQ จาก 522.62 ล้านบาท และลดลง 2.3% YoY จาก 506.62 ล้านบาท
กำไรขั้นต้น: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 164.46 ล้านบาท ลดลง 37.7% QoQ จาก 263.89 ล้านบาท แต่เพิ่มขึ้น 53.7% YoY จาก 106.98 ล้านบาท
กำไรก่อนค่าใช้จ่าย: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 173.21 ล้านบาท ลดลง 34.6% QoQ จาก 265.05 ล้านบาท แต่เพิ่มขึ้น 61.8% YoY จาก 107.08 ล้านบาท
ค่าใช้จ่ายในการบริหาร: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 46.52 ล้านบาท ลดลง 10.3% QoQ จาก 51.87 ล้านบาท แต่เพิ่มขึ้น 49.4% YoY จาก 31.14 ล้านบาท
กำไร (ขาดทุน) จากกิจกรรมดำเนินงาน: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 126.69 ล้านบาท ลดลง 40.6% QoQ จาก 213.17 ล้านบาท แต่เพิ่มขึ้น 66.8% YoY จาก 75.94 ล้านบาท
ส่วนแบ่งกำไร (ขาดทุน) จากเงินลงทุนในบริษัทร่วม: ไตรมาส 2/2566 ขาดทุน 4.32 ล้านบาท ลดลง 32.4% QoQ จากขาดทุน 6.39 ล้านบาท และลดลง 74.8% YoY จากขาดทุน 17.09 ล้านบาท
กำไร (ขาดทุน) ก่อนภาษีเงินได้: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 65.22 ล้านบาท ลดลง 58.7% QoQ จาก 157.97 ล้านบาท แต่เพิ่มขึ้นกว่า 100% YoY จาก 14.83 ล้านบาท
กำไร (ขาดทุน) สำหรับงวด (ส่วนที่เป็นของบริษัทใหญ่): ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 29.32 ล้านบาท ลดลง 73.5% QoQ จาก 110.77 ล้านบาท แต่เพิ่มขึ้นกว่า 100% YoY จาก (1.63) ล้านบาท
กำไรสุทธิรวม: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 62.30 ล้านบาท ลดลง 59.9% QoQ จาก 155.33 ล้านบาท แต่เพิ่มขึ้นกว่า 100% YoY จาก 16.38 ล้านบาท

งบเฉพาะกิจการ:

รายได้: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 81.29 ล้านบาท ลดลง 80.9% QoQ จาก 426.09 ล้านบาท และเพิ่มขึ้น 28.1% YoY จาก 63.48 ล้านบาท
กำไร (ขาดทุน) สุทธิสำหรับงวด: ไตรมาส 2/2566 อยู่ที่ 27.26 ล้านบาท ลดลง 92.7% QoQ จาก 375.97 ล้านบาท แต่เพิ่มขึ้น 11.9% YoY จาก 24.37 ล้านบาท

โอกาส

การพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนในต่างประเทศ: บริษัทฯ ได้ลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ใน สปป.ลาว ขนาด 100 เมกะวัตต์ และกำลังศึกษาโครงการในกัมพูชาและเวียดนาม ซึ่งคาดว่าจะสร้างรายได้ในอนาคต
การควบคุมต้นทุนการผลิตโครงการในประเทศ: มุ่งเน้นการปรับปรุงและซ่อมบำรุงเครื่องจักรอย่างสม่ำเสมอ เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและลดต้นทุนการผลิต
การบริหารจัดการเชื้อเพลิง: ปรับกลยุทธ์การบริหารจัดการต้นทุนและปริมาณเชื้อเพลิงหลักและเสริมให้เกิดประโยชน์สูงสุด
การเพิ่มรายได้จากการขายคาร์บอนเครดิต: เป็นโอกาสในการสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับโครงการในอนาคต
การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าขยะชุมชน: มีการพัฒนาโครงการ 5-7 แห่ง คาดว่าจะมีความชัดเจนเกี่ยวกับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในปี 2566 สำหรับ 2 โครงการ

ความเสี่ยง

ความล่าช้าในการก่อสร้างโครงการต่างประเทศ: การคัดเลือกผู้รับเหมาและกระบวนการขอใบอนุญาตอาจส่งผลต่อกำหนดการก่อสร้างและรับรู้รายได้
ความผันผวนของราคาเชื้อเพลิง: แม้บริษัทฯ จะบริหารจัดการเชื้อเพลิงเองเป็นส่วนใหญ่ แต่ความผันผวนของราคาอาจกระทบต่อต้นทุน
ปัญหาเครื่องจักรและการหยุดซ่อมบำรุง: การเกิดปัญหาเครื่องจักรหรือการหยุดซ่อมบำรุงตามแผน ส่งผลกระทบต่อปริมาณการผลิตไฟฟ้าและรายได้
การเปลี่ยนแปลงกฎระเบียบด้านพลังงาน: การเปลี่ยนแปลงนโยบายหรืออัตราการรับซื้อไฟฟ้าอาจส่งผลต่อผลประกอบการในระยะยาว
ความเสี่ยงด้านกฎหมายและใบอนุญาต: การดำเนินโครงการในต่างประเทศมีความเสี่ยงด้านกฎหมายและใบอนุญาตที่ต้องบริหารจัดการอย่างรอบคอบ

สิ่งที่ต้องจับตาเป็นพิเศษ

ความคืบหน้าการก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าใน สปป.ลาว (MKP): การคัดเลือกผู้รับเหมาและกำหนดการเริ่มก่อสร้าง
ประสิทธิภาพการเดินเครื่องของโครงการ PBB และ PBM: การปรับจูนเครื่องจักรและการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าหลังเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์
ผลการดำเนินงานของโครงการ PTG และ CRB: การรักษาประสิทธิภาพการผลิตและอัตราการเดินเครื่อง
ความคืบหน้าโครงการโรงไฟฟ้าขยะชุมชน: การได้รับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ 2 โครงการที่ระบุในแผน AEDP
การบริหารจัดการต้นทุนเชื้อเพลิง: การควบคุมต้นทุนให้มีประสิทธิภาพท่ามกลางความผันผวนของราคา

รายละเอียดเชิงลึก (กลุ่ม: ทรัพยากร / พลังงาน)

ปริมาณการผลิตไฟฟ้า: ในไตรมาส 2/2566 โรงไฟฟ้าต่างๆ มีอัตราการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าแตกต่างกันไป โดยโครงการ CRB (94%), MWE (93%), SGP (92%), PGP (91%), MGP (92%) มีอัตราการเดินเครื่องค่อนข้างสูง ในขณะที่โครงการ PTG (72%), TPCH1 (72%), TPCH2 (80%), PBB (32%), PBM (24%) มีอัตราการเดินเครื่องที่ต่ำกว่า ซึ่งส่วนใหญ่เกิดจากการซ่อมบำรุงหรืออยู่ในช่วงเริ่มต้นดำเนินการ
อัตราค่าไฟฟ้า: โครงการส่วนใหญ่รับซื้อไฟฟ้าในระบบ Feed-in Tariff (FiT) ซึ่งมีอัตราคงที่ เช่น โครงการ CRB (4.24 บาท/หน่วย), TSG (4.54 บาท/หน่วย), MWE (4.54 บาท/หน่วย), MGP (4.54 บาท/หน่วย), PGP (4.54 บาท/หน่วย), SGP (4.54 บาท/หน่วย) ส่วนโครงการ PTG ใช้ระบบ Adder (5.22 บาท/หน่วย) และโครงการ TPCH1, TPCH2, TPCH5, PBB, PBM ใช้ FiT ในอัตราที่แตกต่างกันไป
ต้นทุนการขายไฟฟ้า: ต้นทุนรวมลดลง YoY และ QoQ โดยต้นทุนค่าจ้างเดินเครื่องและค่าเชื้อเพลิงยังคงเป็นสัดส่วนหลัก (ประมาณ 70%) รองลงมาคือค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย (ประมาณ 17%) การบริหารจัดการต้นทุนเชื้อเพลิงและการซ่อมบำรุงมีผลต่ออัตรากำไรขั้นต้นอย่างมีนัยสำคัญ
โครงการใหม่: โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐชีวมวลแม่ลาน (PBM) และบันนังสตา (PBB) กำลังการผลิตโครงการละ 2.85 เมกะวัตต์ เริ่ม COD ในเดือนมิถุนายน 2566 โดยมีอัตราการรับซื้อไฟฟ้า FiT v ที่ 3.88 บาท/หน่วย (หากเดินเครื่องน้อยกว่า 80%) และ 5.25 บาท/หน่วย (หากเดินเครื่องมากกว่า 80%)

ฐานะการเงินและกระแสเงินสด

งบการเงินรวม: ไม่ได้ระบุรายละเอียดเกี่ยวกับฐานะการเงินและกระแสเงินสดในเอกสารที่ให้มา
งบเฉพาะกิจการ: มีต้นทุนทางการเงิน 18.57 ล้านบาทใน Q2/2566 เพิ่มขึ้นเล็กน้อยจาก 18.34 ล้านบาทใน Q1/2566 และเพิ่มขึ้น 0.0% YoY จาก 18.56 ล้านบาท

สรุปท้าย

TPCH ในไตรมาส 2/2566 เผชิญกับแรงกดดันจากต้นทุนการดำเนินงานที่เพิ่มขึ้นจากการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนของหลายโครงการ ส่งผลให้กำไรสุทธิรวมลดลงเมื่อเทียบกับไตรมาสก่อนหน้า อย่างไรก็ตาม การฟื้นตัวของโครงการ PTG และ CRB รวมถึงการกลับมามีกำไรของผลประกอบการเฉพาะบริษัท สะท้อนถึงศักยภาพในการบริหารจัดการและการดำเนินงานที่ดีขึ้นเมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า โอกาสในการเติบโตยังคงมาจากโครงการในต่างประเทศและการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าขยะชุมชน ขณะที่ความเสี่ยงหลักยังคงอยู่ที่การบริหารจัดการการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าและต้นทุนการดำเนินงาน

ความคิดเห็น (0)

เข้าสู่ระบบเพื่อแสดงความคิดเห็น

ยังไม่มีความคิดเห็น