สรุปงบการเงิน

<!-- mda-text-gen model=gemini-2.5-flash-lite in_tok=17686 out_tok=2853 at=2026-07-25T11:34:32 --> # BGRIM กำไรสุทธิ Q3/65 พลิกขาดทุนหนัก รับต้นทุนก๊าซพุ่ง-ค่า Ft ล่าช้า ## รายได้รวมโต 56.9% แต่ EBITDA หด 18% ฝ่ายจัดการชี้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติพุ่งสูงเป็นปัจจัยหลัก กดดันมาร์จิ้น บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) หรือ BGRIM รายงานผลประกอบการไตรมาส 3 ปี 2565 พลิกกลับมาขาดทุนสุทธิ 529 ล้านบาท เทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อนที่มีกำไร 447 ล้านบาท แม้รายได้รวมจะเติบโตถึง 56.9% เป็น 18,383 ล้านบาท โดยมีปัจจัยหลักมาจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่พุ่งสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ ## Hero: หัวใจกำไร — สาเหตุหลักที่ทำให้ผลประกอบการเปลี่ยน ### 1) หัวใจคืออะไร หัวใจสำคัญที่ทำให้ผลประกอบการของ BGRIM ในไตรมาส 3 ปี 2565 พลิกจากกำไรเป็นขาดทุน คือ **ต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่พุ่งสูงขึ้นอย่างรุนแรง** ซึ่งส่งผลกระทบโดยตรงต่อธุรกิจกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม (IU) ในประเทศ แม้ว่ารายได้รวมจะเติบโตถึง 56.9% แต่ EBITDA กลับลดลงถึง 18.0% และกำไรสุทธิจากการดำเนินงานส่วนที่เป็นของบริษัทใหญ่ลดลงถึง 95.6% ### 2) ทำไมถึงเป็นเช่นนั้น ราคาขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. และลูกค้า IU ในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตามกลไกการส่งผ่านค่าเชื้อเพลิง (ราคาก๊าซธรรมชาติ) และการปรับขึ้นค่า Ft อย่างไรก็ตาม **การปรับขึ้นค่า Ft มีความล่าช้า** เมื่อเทียบกับการเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซธรรมชาติ ทำให้ส่วนต่างราคาขายและต้นทุนก๊าซธรรมชาติแคบลง โดยเฉพาะในธุรกิจกลุ่มลูกค้า IU ที่มีสัดส่วนรายได้ 18.0% ของรายได้รวม ซึ่งได้รับผลกระทบโดยตรงจากราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้นถึง 107.9% ในไตรมาสนี้ ขณะที่ราคาขายไฟฟ้าให้ลูกค้า IU เพิ่มขึ้นเพียง 19.0% ทำให้เกิดส่วนต่างที่ติดลบมากขึ้น นอกจากนี้ ยังมีผลขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจำนวน 830 ล้านบาท ซึ่งเป็นรายการที่ไม่ใช่เงินสดเข้ามาเป็นปัจจัยกดดันผลประกอบการสุทธิ ### 3) จะเกิดขึ้นต่อเนื่องหรือไม่ **มีโอกาสต่อเนื่องในระยะสั้น แต่จะค่อยๆ ดีขึ้น** ฝ่ายจัดการคาดการณ์ว่าจะมีปัจจัยสนับสนุนผลการดำเนินงานในช่วง 12 เดือนข้างหน้า จากการปรับขึ้นค่า Ft ทุกๆ 4 เดือน ซึ่งจะช่วยลดผลกระทบจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้น นอกจากนี้ ยังมีการเข้าซื้อกิจการอื่น การเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ของโครงการโรงไฟฟ้า SPP ใหม่ การขยายฐานลูกค้า IU อย่างต่อเนื่อง และการควบคุมค่าใช้จ่าย อย่างไรก็ตาม ความผันผวนของราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราแลกเปลี่ยนยังคงเป็นปัจจัยที่ต้องติดตามอย่างใกล้ชิด ## Highlight สำคัญ * **รายได้รวมเติบโต 56.9% YoY:** แตะ 18,383 ล้านบาทใน Q3/65 จากการส่งผ่านต้นทุนเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น และปริมาณขายไฟฟ้าให้ลูกค้า IU ที่เพิ่มขึ้น * **EBITDA ลดลง 18.0% YoY:** เหลือ 2,525 ล้านบาท และ EBITDA margin หดเหลือ 13.7% เนื่องจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติพุ่งสูง 107.9% ขณะที่การปรับขึ้นค่า Ft ล่าช้า * **พลิกขาดทุนสุทธิ 529 ล้านบาท:** เทียบกับกำไร 447 ล้านบาทใน Q3/64 โดยมีสาเหตุหลักจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่กระทบธุรกิจ IU และผลขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริง 830 ล้านบาท * **ต้นทุนก๊าซธรรมชาติพุ่งสูงสุด:** แตะ 558 บาทต่อล้าน BTU เพิ่มขึ้น 107.9% YoY * **โครงการก่อสร้างคืบหน้า:** โรงไฟฟ้า SPP 4 โครงการ (560 MW) คืบหน้าร้อยละ 91-98 กำหนด COD Q4/65, โรงไฟฟ้า SPP ใหม่ 2 โครงการ (280 MW) คืบหน้าร้อยละ 48-66 กำหนด COD ปี 2566, และโครงการอู่ตะเภา เฟสแรก (78%) กำหนด COD 1H/66 ## ภาพรวมผลประกอบการ ในไตรมาส 3 ปี 2565 BGRIM มีรายได้จากการขายและการให้บริการรวม 18,383 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 56.9% เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน โดยมีปริมาณไฟฟ้าที่ขาย 3,700 กิกะวัตต์-ชั่วโมง การเติบโตของรายได้มาจาก 1) ราคาขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้นตามราคาก๊าซธรรมชาติและค่า Ft 2) การเติบโตของปริมาณไฟฟ้าขายให้ลูกค้า IU ในประเทศจากลูกค้ารายใหม่ 3) การฟื้นตัวของปริมาณขายให้ลูกค้า IU ในเวียดนามหลังการผ่อนคลายมาตรการโควิด-19 และ 4) การเริ่มดำเนินการของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม 16 เมกะวัตต์ อย่างไรก็ตาม EBITDA ลดลง 18.0% YoY เป็น 2,525 ล้านบาท และ EBITDA margin ลดลงมาอยู่ที่ 13.7% สาเหตุหลักมาจากราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญถึง 107.9% ในขณะที่การปรับขึ้นค่า Ft มีความล่าช้า ส่งผลให้กำไรสุทธิจากการดำเนินงานส่วนที่เป็นของบริษัทใหญ่ลดลงถึง 95.6% YoY เหลือเพียง 25 ล้านบาท เมื่อรวมรายการขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริงจำนวน 830 ล้านบาท และรายการอื่น ๆ ทำให้บริษัทบันทึกผลขาดทุนสุทธิส่วนที่เป็นของบริษัทใหญ่ 529 ล้านบาทในไตรมาสนี้ ## โอกาส * **การปรับขึ้นค่า Ft:** การปรับขึ้นค่า Ft อย่างต่อเนื่องทุก 4 เดือน จะช่วยบรรเทาผลกระทบจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้น และเพิ่มส่วนต่างราคาขาย * **การเติบโตของลูกค้า IU:** การขยายฐานลูกค้า IU อย่างต่อเนื่อง โดยเฉพาะกลุ่มอิเล็กทรอนิกส์ เหล็ก และดาต้าเซ็นเตอร์ จะช่วยเพิ่มปริมาณการขายไฟฟ้า * **โครงการใหม่ COD:** โครงการโรงไฟฟ้า SPP ที่จะทยอยเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ (COD) ในช่วงปลายปี 2565 และปี 2566 จะช่วยเพิ่มกำลังการผลิตและรายได้ในอนาคต * **การเข้าซื้อกิจการ:** การมองหาโอกาสในการเข้าซื้อกิจการอื่น ๆ จะช่วยเสริมความแข็งแกร่งให้กับพอร์ตการลงทุน * **พลังงานหมุนเวียน:** การร่วมมือกับพันธมิตรเพื่อพัฒนาธุรกิจพลังงานสะอาด เช่น REC และการพัฒนานิคมอุตสาหกรรมที่ใช้พลังงานสะอาด เป็นการตอบรับเทรนด์ความยั่งยืน ## ความเสี่ยง * **ความผันผวนของราคาก๊าซธรรมชาติ:** ราคาก๊าซธรรมชาติที่ยังคงผันผวนและมีแนวโน้มสูง อาจส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตและอัตรากำไรอย่างต่อเนื่อง * **ความล่าช้าในการปรับขึ้นค่า Ft:** หากการปรับขึ้นค่า Ft ไม่ทันต่อการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนเชื้อเพลิง อาจส่งผลกระทบต่อผลประกอบการ * **ความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยน:** การอ่อนค่าของเงินบาทเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ ส่งผลให้เกิดขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ยังไม่เกิดขึ้นจริง ซึ่งกระทบต่อผลกำไรสุทธิ * **การแข่งขันในตลาดลูกค้า IU:** การที่ลูกค้าบางรายย้ายฐานการผลิต อาจส่งผลกระทบต่อปริมาณการขายในบางกลุ่ม * **ความเสี่ยงด้านกฎระเบียบและสิ่งแวดล้อม:** การเปลี่ยนแปลงกฎหมายหรือข้อกำหนดด้านพลังงานและสิ่งแวดล้อม อาจส่งผลกระทบต่อการดำเนินงาน ## สิ่งที่ต้องจับตาเป็นพิเศษ * **แนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติ:** ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงานโลกและผลกระทบต่อต้นทุนของบริษัท * **การปรับขึ้นค่า Ft:** ตรวจสอบความถี่และความเหมาะสมของการปรับขึ้นค่า Ft เพื่อสะท้อนต้นทุนเชื้อเพลิงที่แท้จริง * **ความคืบหน้าโครงการใหม่:** ติดตามกำหนดการ COD ของโครงการโรงไฟฟ้า SPP ที่กำลังก่อสร้าง และโครงการอู่ตะเภา * **การบริหารจัดการอัตราแลกเปลี่ยน:** ประเมินผลกระทบของค่าเงินต่อผลประกอบการ และกลยุทธ์การป้องกันความเสี่ยงของบริษัท * **การขยายฐานลูกค้า IU:** ติดตามการเติบโตของลูกค้าใหม่ โดยเฉพาะกลุ่มอุตสาหกรรมเป้าหมาย ## รายละเอียดเชิงลึก (กลุ่ม: ทรัพยากร / พลังงาน) **ราคาขายไฟฟ้าและต้นทุนเชื้อเพลิง:** ราคาขายไฟฟ้าให้ กฟผ. เพิ่มขึ้น 77.9% YoY ใน Q3/65 เป็น 5.46 บาท/kWh โดยมีสาเหตุหลักจากราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงขึ้น 107.9% YoY เป็น 558 บาท/ล้าน BTU ขณะที่ปริมาณขายให้ กฟผ. ลดลง 2.0% YoY เนื่องจากแผนบริหารจัดการโหลดของโครงการ BGPM1&2 และการทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมของ BPLC1R สำหรับลูกค้า IU ในไทย ราคาขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 19.0% YoY เป็น 3.89 บาท/kWh แต่ปริมาณขายลดลงเล็กน้อย 0.6% YoY เนื่องจากลูกค้ากลุ่มก๊าซอุตสาหกรรมย้ายฐานการผลิต ส่วนปริมาณขายไอน้ำลดลง 35.6% YoY แต่ราคาขายเพิ่มขึ้น 91.2% YoY สอดคล้องกับราคาก๊าซธรรมชาติ **กำลังการผลิตและโครงการลงทุน:** โครงการโรงไฟฟ้า SPP 4 โครงการ (560 MW) ที่จะทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมมีความคืบหน้า 91-98% กำหนด COD Q4/65 โครงการ SPP ใหม่ 2 โครงการ (280 MW) คืบหน้า 48-66% กำหนด COD ปี 2566 และโครงการอู่ตะเภา เฟสแรก คืบหน้า 78% กำหนด COD 1H/66 **กฎระเบียบพลังงาน:** การอนุมัติปรับขึ้นค่า Ft เป็น 0.9343 บาท/kWh สำหรับ ก.ย.-ธ.ค. 2565 เป็นปัจจัยบวกที่ช่วยลดผลกระทบจากต้นทุนเชื้อเพลิง ## ฐานะการเงินและกระแสเงินสด ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 สินทรัพย์รวมของ BGRIM เพิ่มขึ้น 17.1% จากสิ้นปี 2564 เป็น 174,761 ล้านบาท โดยมีสาเหตุหลักจากการลงทุนในโครงการใหม่ และเงินสดจากการออกหุ้นกู้ หนี้สินที่มีภาระดอกเบี้ยเพิ่มขึ้น 21.9% เป็น 115,347 ล้านบาท จากการกู้ยืมเพื่อพัฒนาโครงการและการออกหุ้นกู้ ส่วนของผู้ถือหุ้นเพิ่มขึ้น 7.4% เป็น 43,824 ล้านบาท ทำให้อัตราส่วนหนี้สินสุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้นเพิ่มขึ้นเป็น 1.9 เท่า ## สรุปท้าย หัวใจสำคัญของผลประกอบการ BGRIM ในไตรมาส 3 ปี 2565 คือแรงกดดันจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่พุ่งสูงขึ้นอย่างรุนแรง ซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตรากำไร โดยเฉพาะธุรกิจลูกค้าอุตสาหกรรม แม้รายได้รวมจะเติบโตได้ดีจากการส่งผ่านต้นทุน แต่การปรับขึ้นค่า Ft ที่ล่าช้าและผลขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยน ทำให้บริษัทพลิกกลับมาขาดทุนสุทธิ อย่างไรก็ตาม โอกาสจากการปรับขึ้นค่า Ft อย่างต่อเนื่อง การ COD โครงการใหม่ และการควบคุมค่าใช้จ่าย จะเป็นปัจจัยสำคัญในการฟื้นฟูผลประกอบการในระยะต่อไป ขณะที่ความเสี่ยงจากความผันผวนของราคาพลังงานและอัตราแลกเปลี่ยนยังคงเป็นสิ่งที่ต้องจับตาอย่างใกล้ชิด