สรุปงบการเงิน

<!-- mda-text-gen model=gemini-2.5-flash-lite in_tok=15199 out_tok=2694 at=2026-07-25T12:18:51 --> # BGRIM Q1/2565 กำไรสุทธิหดตัวแรง 96% จับตาราคาก๊าซพุ่งกระทบต้นทุน ## รายได้โต 41% แต่กำไรสุทธิบริษัทใหญ่ลดลง 96% YoY เหตุต้นทุนก๊าซธรรมชาติพุ่งสูง บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) หรือ BGRIM รายงานผลประกอบการไตรมาส 1 ปี 2565 มีรายได้จากการขายและให้บริการรวม 14,758 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 41.2% เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน แม้รายได้จะเติบโต แต่กำไรสุทธิส่วนที่เป็นของบริษัทใหญ่กลับลดลงอย่างมีนัยสำคัญถึง 96.2% มาอยู่ที่ 23 ล้านบาท โดยมีปัจจัยหลักมาจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่พุ่งสูงขึ้นอย่างมาก ## Hero: หัวใจกำไร — สาเหตุหลักที่ทำให้ผลประกอบการเปลี่ยน ### 1) หัวใจคืออะไร หัวใจหลักที่ทำให้อัตรากำไรและกำไรสุทธิของ BGRIM ในไตรมาส 1 ปี 2565 ปรับตัวลดลงอย่างมาก คือ **ต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ** ซึ่งส่งผลกระทบโดยตรงต่อธุรกิจกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม (IU) และกระทบต่อกำไรสุทธิจากการดำเนินงานของบริษัทใหญ่ลดลงถึง 94.7% YoY ### 2) ทำไมถึงเป็นเช่นนั้น ราคาขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. เพิ่มขึ้น 65.8% YoY เนื่องจากกลไกการส่งผ่านต้นทุนเชื้อเพลิงตามราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้น 100.4% เป็น 442 บาทต่อล้าน BTU ในไตรมาส 1/2565 อย่างไรก็ตาม แม้ราคาขายไฟฟ้าให้ลูกค้า IU จะปรับเพิ่มขึ้น 7.1% YoY ตามการปรับขึ้นของค่า Ft แต่การปรับขึ้นดังกล่าวมีความล่าช้าเมื่อเทียบกับต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่พุ่งสูงขึ้นอย่างรวดเร็ว ทำให้ส่วนต่างกำไร (Margin) ถูกกดดันอย่างหนัก โดยเฉพาะในธุรกิจกลุ่มลูกค้า IU ซึ่งคิดเป็น 20.4% ของรายได้รวม นอกจากนี้ กำไรสุทธิยังได้รับผลกระทบจาก **ผลขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริง** ซึ่งเกิดจากการอ่อนค่าของสกุลเงินท้องถิ่นเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐฯ ในส่วนของเงินให้กู้ยืมระยะสั้นแก่กิจการที่เกี่ยวข้องกัน ### 3) จะเกิดขึ้นต่อเนื่องหรือไม่ **ลักษณะครั้งคราว แต่ต้องติดตามปัจจัยกดดัน** ฝ่ายจัดการคาดการณ์ว่าผลการดำเนินงานในช่วง 12 เดือนข้างหน้าจะได้รับการสนับสนุนจากหลายปัจจัย เช่น การปรับขึ้นของค่า Ft ทุก 4 เดือน, การนำเข้า LNG ภายใต้สัญญาระยะยาวตั้งแต่ต้นปี 2566, การลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์, การเข้าซื้อกิจการ, การขยายฐานลูกค้า IU และการควบคุมค่าใช้จ่าย อย่างไรก็ตาม ความผันผวนของราคาก๊าซธรรมชาติยังคงเป็นปัจจัยสำคัญที่ต้องจับตาอย่างใกล้ชิด โดยเฉพาะอย่างยิ่งเมื่อการปรับขึ้นค่า Ft อาจไม่สามารถชดเชยต้นทุนที่เพิ่มขึ้นได้อย่างทันท่วงที ## Highlight สำคัญ * **รายได้รวมเติบโต 41.2% YoY** แตะ 14,758 ล้านบาท จากราคาขายไฟฟ้าที่สูงขึ้นและการเติบโตของลูกค้า IU * **กำไรสุทธิส่วนบริษัทใหญ่ลดลง 96.2% YoY** เหลือเพียง 23 ล้านบาท เนื่องจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติพุ่งสูง * **EBITDA ลดลง 34.1% YoY** เหลือ 2,172 ล้านบาท และ EBITDA margin หดตัวเหลือ 14.7% * **ราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยพุ่งสูงขึ้น 100.4% YoY** แตะ 442 บาทต่อล้าน BTU * **การปรับขึ้นค่า Ft มีความล่าช้า** เมื่อเทียบกับการเพิ่มขึ้นของต้นทุนก๊าซธรรมชาติ * **สถานะทางการเงินยังคงแข็งแกร่ง** ด้วยเงินสดในมือ 26,383 ล้านบาท และ D/E ratio ที่ 1.6 เท่า ## ภาพรวมผลประกอบการ ในไตรมาส 1 ปี 2565 BGRIM มีรายได้จากการขายและให้บริการรวม 14,758 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 41.2% เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน โดยมีปัจจัยหนุนจากราคาขายไฟฟ้าที่ปรับสูงขึ้นทั้งให้กับ กฟผ. (เพิ่มขึ้น 65.8%) และลูกค้าอุตสาหกรรม (IU) ในประเทศ (เพิ่มขึ้น 7.1%) รวมถึงการเติบโตของปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้ลูกค้า IU ในประเทศ 7.0% และการเติบโตจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมในไทย รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำในลาว อย่างไรก็ตาม EBITDA ปรับลดลง 34.1% YoY มาอยู่ที่ 2,172 ล้านบาท และ EBITDA margin ลดลงเหลือ 14.7% สาเหตุหลักมาจากราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้นถึง 100.4% เป็น 442 บาทต่อล้าน BTU ซึ่งส่งผลกระทบต่อต้นทุนอย่างมีนัยสำคัญ กำไรสุทธิส่วนที่เป็นของบริษัทใหญ่ลดลงอย่างมากถึง 96.2% YoY มาอยู่ที่ 23 ล้านบาท โดยกำไรสุทธิจากการดำเนินงานส่วนของบริษัทใหญ่ลดลง 94.7% YoY มาอยู่ที่ 34 ล้านบาท ซึ่งเป็นผลกระทบโดยตรงจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้น และความล่าช้าในการปรับค่า Ft นอกจากนี้ ยังมีผลขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงเข้ามาเป็นปัจจัยลบเพิ่มเติม ## โอกาส * **การปรับขึ้นค่า Ft อย่างต่อเนื่อง:** ฝ่ายจัดการคาดการณ์ว่าค่า Ft จะมีการปรับขึ้นทุก 4 เดือน ซึ่งจะช่วยบรรเทาผลกระทบจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้นได้ * **การนำเข้า LNG:** การเริ่มนำเข้า LNG ในต้นปี 2566 จะช่วยเพิ่มความยืดหยุ่นในการจัดหาเชื้อเพลิงและอาจช่วยลดต้นทุนในระยะยาว * **การเติบโตของลูกค้า IU:** บริษัทมีแผนขยายฐานลูกค้า IU อย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่าจะมีลูกค้ารายใหม่เชื่อมเข้าระบบตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าอย่างน้อย 55 เมกะวัตต์ในปี 2565 * **โครงการลงทุนใหม่:** มีการเดินหน้าโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ๆ ทั้งในไทยและต่างประเทศ เช่น โครงการโรงไฟฟ้า SPP Replacement, โครงการ U-Tapao Hybrid Power Plant และโครงการ BGPAT2 & BGPAT3 ซึ่งจะทยอย COD ในช่วงปี 2565-2566 * **ความร่วมมือเชิงกลยุทธ์:** การร่วมทุนกับ SCG Cleanergy และ AMATA เพื่อพัฒนาธุรกิจไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ และความร่วมมือกับกลุ่มทรูในการพัฒนานวัตกรรมดิจิทัล จะช่วยเสริมศักยภาพการเติบโตในอนาคต ## ความเสี่ยง * **ความผันผวนของราคาก๊าซธรรมชาติ:** เป็นความเสี่ยงหลักที่ส่งผลกระทบต่อต้นทุนและอัตรากำไรของบริษัทโดยตรง * **ความล่าช้าในการปรับค่า Ft:** หากการปรับขึ้นค่า Ft ไม่สามารถชดเชยต้นทุนเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นได้อย่างทันท่วงที จะส่งผลกระทบต่อผลประกอบการ * **ความเสี่ยงด้านอัตราแลกเปลี่ยน:** ความผันผวนของค่าเงินอาจส่งผลกระทบต่อผลกำไร โดยเฉพาะรายการที่ยังไม่เกิดขึ้นจริง * **ความล่าช้าในการก่อสร้างโครงการ:** โครงการโรงไฟฟ้าที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างอาจมีความล่าช้ากว่ากำหนดการ COD ซึ่งจะกระทบต่อการรับรู้รายได้ ## สิ่งที่ต้องจับตาเป็นพิเศษ * **ทิศทางราคาก๊าซธรรมชาติ:** การเปลี่ยนแปลงของราคาพลังงานโลกจะเป็นปัจจัยสำคัญต่อต้นทุนและกำไร * **การปรับขึ้นค่า Ft:** ความถี่และอัตราการปรับขึ้นค่า Ft จะส่งผลต่อรายได้ของธุรกิจ IU * **ความคืบหน้าโครงการก่อสร้าง:** การเดินหน้าโครงการใหม่ๆ ให้เป็นไปตามแผน COD เป็นสิ่งสำคัญต่อการเติบโตในอนาคต * **การบริหารจัดการต้นทุน:** ความสามารถในการควบคุมค่าใช้จ่าย SG&A และต้นทุนการดำเนินงานอื่นๆ * **การเข้าซื้อกิจการ:** กลยุทธ์การเติบโตผ่าน M&A จะเป็นปัจจัยสำคัญในการเพิ่มกำลังการผลิต ## รายละเอียดเชิงลึก (กลุ่ม: ทรัพยากร / พลังงาน) **ราคาขายไฟฟ้า:** ราคาขายไฟฟ้าให้ กฟผ. เพิ่มขึ้น 65.8% YoY เป็น 4.51 บาท/kWh เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้น ส่วนราคาขายไฟฟ้าให้ลูกค้า IU ในไทยเพิ่มขึ้น 7.1% YoY เป็น 3.46 บาท/kWh ตามการปรับขึ้นของค่า Ft **ปริมาณขายไฟฟ้า:** ปริมาณขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ลดลง 3.9% YoY เนื่องจากแผนซ่อมบำรุงและ Load Management ในช่วงสัญญาต่ออายุโรงไฟฟ้า ขณะที่ปริมาณขายไฟฟ้าให้ลูกค้า IU ในไทยเติบโต 7.0% YoY จากการเพิ่มขึ้นของความต้องการใช้ไฟฟ้าของลูกค้าเดิมและลูกค้ารายใหม่ **ต้นทุนก๊าซธรรมชาติ:** ต้นทุนก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น 97.1% YoY เป็น 10,917 ล้านบาท เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยเพิ่มขึ้น 100.4% YoY **โครงการลงทุน:** โครงการโรงไฟฟ้า SPP Replacement 5 โครงการ (700 MW) มีความคืบหน้า 70-97% และคาด COD ใน H2/2565, โครงการ BGPAT2 & BGPAT3 (280 MW) มีความคืบหน้า 23-33% และคาด COD ในปี 2566, โครงการ U-Tapao เฟสแรก (65% progress) คาด COD ในปี 2565 ## ฐานะการเงินและกระแสเงินสด ณ สิ้นไตรมาส 1 ปี 2565 BGRIM มีสินทรัพย์รวม 152,398 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 2.1% จากสิ้นปี 2564 โดยมีสาเหตุหลักมาจากการลงทุนในโครงการต่างๆ หนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยเพิ่มขึ้น 1.4% เป็น 95,918 ล้านบาท เพื่อรองรับการก่อสร้างโครงการ ส่วนของผู้ถือหุ้นเพิ่มขึ้น 4.0% เป็น 42,465 ล้านบาท ส่งผลให้อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น (D/E Ratio) อยู่ที่ 1.6 เท่า ซึ่งยังคงอยู่ในระดับที่แข็งแกร่งเมื่อเทียบกับข้อกำหนดของสถาบันการเงิน เงินสดในมือ ณ สิ้นไตรมาส 1 ปี 2565 อยู่ที่ 26,383 ล้านบาท ลดลงเล็กน้อยจากสิ้นปี 2564 ## สรุปท้าย BGRIM เผชิญแรงกดดันด้านต้นทุนอย่างหนักในไตรมาส 1 ปี 2565 จากราคาก๊าซธรรมชาติที่พุ่งสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ แม้รายได้จะเติบโตจากการปรับขึ้นของราคาขายไฟฟ้า แต่ก็ไม่สามารถชดเชยต้นทุนที่เพิ่มขึ้นได้ทันเวลา ส่งผลให้กำไรสุทธิส่วนบริษัทใหญ่ลดลงอย่างมาก อย่างไรก็ตาม บริษัทมีแผนการดำเนินงานที่ชัดเจนเพื่อบรรเทาผลกระทบในระยะยาว ทั้งการปรับขึ้นค่า Ft, การนำเข้า LNG, การควบคุมค่าใช้จ่าย และการเดินหน้าโครงการลงทุนใหม่ๆ ซึ่งต้องติดตามความคืบหน้าและผลกระทบจากความผันผวนของราคาพลังงานต่อไป