ความเสี่ยงด้านอัตราค่าไฟฟ้าดูเหมือนจะถูกสะท้อนในราคาอย่างเต็มที่แล้ว
เราเชื่อว่าความกังวลเกี่ยวกับผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ถูกนำมาพิจารณาในการประเมินมูลค่าปัจจุบันของโรงไฟฟ้าพลังงานร่วมเป็นส่วนใหญ่แล้ว ข้อนี้สนับสนุนโดยข้อเท็จจริงที่ว่า GPSC และ BGRIM มีผลการดำเนินงานต่ำกว่าดัชนี SET โดยรวม 14% และ 20% ตามลำดับ นับตั้งแต่ต้นปีจนถึงปัจจุบัน แม้ว่าเราจะยอมรับว่ามีโอกาสที่จะเกิดผลกระทบในทางลบ แต่เราเชื่อว่าผลกระทบที่แท้จริงจากการลดอัตราค่าไฟฟ้าจะรุนแรงน้อยกว่าที่ตลาดกังวลในปัจจุบัน

การลดอัตราค่าไฟฟ้ามีแนวโน้มที่จะมาพร้อมกับการลดต้นทุนก๊าซบางส่วน
เราเชื่อว่าความพยายามของรัฐบาลในการลดอัตราค่าไฟฟ้าจะต้องมาพร้อมกับมาตรการบางอย่างเพื่อลดต้นทุนก๊าซ แม้ว่าอาจจะไม่สามารถชดเชยกันได้ทั้งหมด เป็นไปได้ยากที่รัฐบาลจะลดอัตราค่าไฟฟ้าโดยการชะลอการชำระเงินคืนให้กับ กฟผ. เพียงอย่างเดียว เนื่องจากความไม่แน่นอนที่เพิ่มขึ้นในตลาดพลังงานโลก และข้อเท็จจริงที่ว่าการชะลอการชำระเงินคืนไม่ใช่ทางออกถาวรหรือเชิงโครงสร้าง มีการหารือเกี่ยวกับวิธีการหลายวิธีในที่สาธารณะ รวมถึงการลดค่าภาคหลวงปิโตรเลียมที่อาจเกิดขึ้น การลดค่าธรรมเนียมการส่งก๊าซ ความพยายามระดับประเทศในการลดการใช้ไฟฟ้า การเพิ่มการผลิตพลังงานหมุนเวียน การสิ้นสุดตามธรรมชาติของโครงการส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าที่มีราคาแพง และการลดการจ่ายเงินค่าความพร้อมจ่ายให้กับกำลังการผลิตของ IPP สำรองที่ไม่ได้ผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน (แม้ว่าจะเป็นสถานการณ์ที่มีโอกาสเกิดขึ้นน้อยกว่า)

ความเสี่ยงด้านต้นทุนก๊าซสามารถจัดการได้
ความกังวลเกี่ยวกับราคาพลังงานโลกที่สูงขึ้นได้เพิ่มขึ้นเมื่อเร็วๆ นี้ แต่เราเชื่อว่าความเสี่ยงด้านต้นทุนก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานร่วมสามารถจัดการได้และไม่น่าจะรุนแรงอย่างที่ตลาดกังวล เราคาดว่าสัดส่วนของก๊าซธรรมชาติในประเทศที่มีราคาถูกกว่าเมื่อเทียบกับ LNG นำเข้าที่มีราคาแพงกว่าจะเพิ่มขึ้นเล็กน้อยเมื่อเทียบกับปีก่อนและยังคงอยู่ในระดับสูงในปี 2025F การใช้ก๊าซโดยรวมสำหรับการผลิตไฟฟ้าอาจลดลงในปี 2025F เนื่องจากการเพิ่มขึ้นอย่างค่อยเป็นค่อยไปของการผลิตพลังงานหมุนเวียน และความเป็นไปได้ของฤดูร้อนที่รุนแรงน้อยลงเนื่องจากปรากฏการณ์ลานีญา ซึ่ง US NOAA คาดว่าจะคงอยู่จนถึงเมษายน 2025F นอกจากนี้ การสูญเสียปริมาณการจัดส่งก๊าซในประเทศที่กำลังดำเนินอยู่จากการบำรุงรักษาแหล่ง G1/61 (เอราวัณ) (ตั้งแต่เดือนธันวาคม) อาจถูกชดเชยด้วยการเพิ่มการผลิตที่ G2/61 (บงกช) PTTEP คาดว่าการผลิตก๊าซในประเทศจะยังคงเสถียรใน 1Q25Fเมื่อเทียบกับ 4Q24

การลดการคาดการณ์อัตราค่าไฟฟ้าอย่างระมัดระวัง
เพื่อสะท้อนโอกาสในการปรับตัวลง เราได้ลดการคาดการณ์อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2025F-26F อย่างระมัดระวัง การคาดการณ์อัตราค่าไฟฟ้าปี 2025F ของเราตอนนี้บ่งชี้ถึงอัตรา 3.65 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับช่วงพฤษภาคม-ธันวาคม ในปี 2025F โดยไม่มีการเปลี่ยนแปลงในปี 2026F ซึ่งต่ำกว่าทั้งอัตราปัจจุบันที่ 4.15 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง และ 3.70 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ที่รัฐบาลตั้งเป้าไว้ อย่างไรก็ตาม การคาดการณ์ของเราตอนนี้รวมถึงการชำระเงินคืนให้กับ กฟผ. เพียง 0.05 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ตลอดปี 2025F-26F อย่างระมัดระวังมาก เราได้ลดการคาดการณ์ต้นทุนก๊าซลงด้วย โดยคาดว่ามีการลดค่าธรรมเนียมการส่งก๊าซบางส่วน (8 สตางค์/ล้านบีทียู) การคาดการณ์ของเราอ้างอิงจากราคาน้ำมันดิบเบรนท์ที่ 75 ดอลลาร์สหรัฐ/บาร์เรล และราคาก๊าซธรรมชาติ JKM ที่ 12.6 ดอลลาร์สหรัฐ/ล้านบีทียู สำหรับปี 2025F รูปที่ 5 สรุปการปรับมูลค่าที่เหมาะสมและกำไรของเรา โดยมูลค่าที่เหมาะสมของเราสำหรับ
ทั้ง GPSC และ BGRIM อ้างอิงจากค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักระหว่างวิธี DCF และเป้าหมาย PE ที่ 17 เท่า ณ สิ้นปี 2025F เรายังคงชื่นชอบ GPSC มากกว่า BGRIM เนื่องจากมีงบดุลที่ยืดหยุ่นกว่า เรามีคำแนะนำ "ซื้อ" สำหรับ GPSC โดยมูลค่าที่เหมาะสมเท่ากับ 41.00 บาท และ "ถือ" สำหรับ BGRIM โดยมูลค่าที่เหมาะสมเท่ากับ 17.00 บาท มีความเสี่ยงที่สำคัญ ได้แก่ การเปลี่ยนแปลงในสภาพแวดล้อมทางเศรษฐกิจมหภาคที่ส่งผลให้อัตราผลตอบแทนสูงขึ้น และการอ่อนค่าของเงินบาท อัตราค่าไฟฟ้าที่ต่ำกว่าที่คาดการณ์ และต้นทุนก๊าซที่สูงกว่าที่คาดการณ์