'เคจีไอ' ชี้สูตรราคาก๊าซฯ ใหม่กระทบหุ้นโรงไฟฟ้าแค่ไหน?
#ทันหุ้น – บล.เคจีไอ อัปเดตกลุ่มธุรกิจไฟฟ้า (ข่าวเชิงลบ) ต่อผู้ประกอบการ SPP โดยเฉพาะ BGRIM (ซื้อ, ราคาเป้าหมาย 18.10 บาท) และ GPSC (ซื้อ, ราคาเป้าหมาย 49.00 บาท) เนื่องจากราคา pool gas อาจสูงขึ้นราว 5–15 บาท/mmbtu (สูงกว่าสมมติฐานราคาก๊าซ SPP ปี 2569F ของฝ่ายวิจัยที่ 286 บาท/mmbtu อยู่ราว 2–5%) จากโครงสร้างปัจจุบันที่เป็นราคาก๊าซเดียวร่วม (single-pool gas price) หากกำหนดให้ปัจจัยอื่นคงที่ การเปลี่ยนแปลงของส่วนผสมก๊าซ (gas composition) คือกุญแจสำคัญ : สัดส่วนก๊าซอ่าวไทยใน pool market คาดว่าจะลดลงจาก 56% เหลือ 44% (ข้อมูล ณ ต.ค.-68)
ขณะที่ก๊าซจากพม่า (เพิ่มเป็น 14% จาก 12%) และ LNG นำเข้า (เพิ่มเป็น 43% จาก 37%) อาจมีสัดส่วนที่สูงขึ้น ปัจจัยต่าง ๆ เหล่านี้จะผลักดันให้ราคาเฉลี่ยสูงขึ้น แม้ว่าจะมีให้ส่วนลด 10% สำหรับราคาก๊าซอ่าวไทยแล้วก็ตาม ซึ่งสวนทางกับความคาดหวังเดิมของตลาดที่มองว่าก๊าซภายในประเทศจะช่วยหนุน margin ของ SPP โดยตรง นอกเหนือจากส่วนลดมูลค่า (valuation discount) ที่น่าจะเกิดขึ้นจากการเปลี่ยนแปลงด้านกฎระเบียบต่าง ๆ แล้ว
ทั้งนี้ ต้นทุนก๊าซ SPP ที่เพิ่มขึ้นทุก ๆ 10 บาท/mmbtu จะมี downside ต่อกำไรปี 2568 ของฝ่ายวิจัยราว 6% สำหรับ GPSC และ 8% สำหรับ BGRIM ทั้งนี้ ฝ่ายวิจัยคงน้ำหนักลงทุนกลุ่มโรงไฟฟ้า “เท่ากับตลาดฯ”
สำหรับโมเดลใหม่ของธุรกิจไฟฟ้าปรับโครงสร้างราคาก๊าซของไทย เมื่อวันที่ 28 พ.ย. 68 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้อนุมัติโครงสร้างราคาก๊าซใหม่ (Utility Model B) โดยมีผลตั้งแต่ 1 ม.ค. 69 เป็นต้นไป
โดยแบ่งกลไกออกเป็น 2 ส่วนชัดเจน : i) ก๊าซที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซรวมถึง LPG: จะใช้ต้นทุนเดียว (uniform cost) โดยอิงจากราคาเฉลี่ยของก๊าซในอ่าวไทย ii) ก๊าซของภาคการผลิตไฟฟ้า, ขนส่ง และอุตสาหกรรม: จะใช้ระบบราคาถัวเฉลี่ย (pooled pricing) ซึ่งสะท้อนต้นทุนเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจาก 3 แหล่ง ได้แก่: ก๊าซอ่าวไทย (กำหนดราคาสูงกว่าก๊าซที่ส่งเข้าโรงแยกก๊าซ 10%), ก๊าซจากพม่า, และ LNG นำเข้าการเปลี่ยนแปลงนี้ถือเป็นการกำหนดฐานต้นทุนที่กว้างขึ้นอย่างเป็นทางการของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าปลายทาง และเป็นการสร้างบรรทัดฐานใหม่ให้แนวโน้มต้นทุนเชื้อเพลิงของไทยในอนาคต
Risks ปิดซ่อมบำรุงนอกแผน, ปัญหา cost overrun และความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยนและอัตราดอกเบี้ย
Peer comparison