บทรายงานและการวิเคราะห์ของฝ่ายบริหาร ไตรมาส 1/2553

บทรายงานและการวิเคราะห์ของฝ่ายบริหาร สำหรับผลการดำเนินงานสำหรับงวด 3 เดือน สิ้นสุด ณ วันที่ 31 มีนาคม 2553 หมายเหตุ: บทรายงานและการวิเคราะห์งบการเงินฉบับนี้ ฝ่ายบริหารได้จัดทำขึ้นเพื่อ นำเสนอข้อมูลและแสดงวิสัยทัศน์ของฝ่ายบริหารให้นักลงทุนสามารถติดตามและทำความเข้าใจ ฐานะการเงินและผลการดำเนินงานของบริษัทได้ดีขึ้น อันเป็นการส่งเสริมโครงการการกำกับ ดูแลกิจการที่ดีของคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ (กลต.) อนึ่งเนื่องจากบทรายงานและการวิเคราะห์ฉบับนี้มีวัตถุประสงค์เพื่อเสนอข้อมูลและ คำอธิบายถึงสถานะการเงินและผลการดำเนินงานของบริษัทที่เป็นอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสิ่งที่นำเสนอ นี้อาจเปลี่ยนแปลงตามปัจจัยหรือสภาวะแวดล้อมที่อาจเปลี่ยนแปลงไปในอนาคต ฉะนั้นจึงใคร่ ขอให้นักลงทุนใช้วิจารณญาณในการพิจารณาใช้ประโยชน์จากเอกสารข้อมูลนี้ และหากมีคำถาม หรือข้อสงสัยประการใดกรุณาติดต่อสอบถามได้ที่ ส่วนนักลงทุนสัมพันธ์ บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) โทร. 02-998-5145-7 หรือ email : ir@egco.com บทรายงานและการวิเคราะห์ของฝ่ายบริหาร 1. บทสรุปผู้บริหาร สำหรับงวดสามเดือนแรกปี 2553 มีเหตุการณ์สำคัญเกิดขึ้น ดังนี้ - บริษัท เอ็กโก เอ็นจิเนียริ่ง แอนด์ เซอร์วิส จำกัด (เอสโก) ลงทุนเพิ่มเติมในหุ้นสามัญ ในบริษัท เอ็กคอมธารา จำกัด (เอ็กคอมธารา) ในวันที่ 6 มกราคม 2553 มีผลทำให้สัดส่วนการ ลงทุนเพิ่มขึ้นจากเดิมร้อยละ 70.07 เป็นร้อยละ 74.19 - การโอนกิจการทั้งหมดของบริษัท พาวเวอร์ เจเนอเรชั่น เซอร์วิสส์ จำกัด (พีจีเอส) ให้แก่ บริษัท บีแอลซีพี เพาเวอร์ จำกัด (บีแอลซีพี) และจดทะเบียนเลิก พีจีเอส กับกระทรวงพาณิชย์ ในวันที่ 19 มกราคม 2553 - บริษัท พัฒนาพลังงานธรรมชาติ จำกัด (เอ็นอีดี) ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบ Non-firm ของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในวันที่ 4 มีนาคม 2553 โดยมีกำลังการผลิต 55 เมกะวัตต์ ตั้งอยู่ในจังหวัดลพบุรี ระยะเวลา 5 ปี นับตั้งแต่วันที่เริ่มขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ซึ่งมีกำหนดเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2554 การดำเนินธุรกิจของบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) หรือ เอ็กโก แบ่งตามประเภทการ ลงทุนได้เป็น 4 กลุ่ม ได้แก่ 1. ธุรกิจผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (ไอพีพี) ได้แก่ โรงไฟฟ้าระยอง บริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (บฟข.) บีแอลซีพี และ บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด (จีพีจี) ซึ่งเป็นบริษัท ย่อยของบริษัท กัลฟ์อิเล็คตริก จำกัด (มหาชน) (จีอีซี) 2. ธุรกิจผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (เอสพีพี) ได้แก่ บริษัท เอ็กโก โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอ็กโก โคเจน) บริษัท ร้อยเอ็ด กรีน จำกัด (ร้อยเอ็ดกรีน) เอ็นอีดี และ บริษัทย่อย 4 บริษัทของ จีอีซี ได้แก่ บริษัท กัลฟ์ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (จีซีซี) บริษัท หนองแค โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอ็นเคซีซี) บริษัท สมุทรปราการ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอสซีซี) และ บริษัท กัลฟ์ ยะลา กรีน จำกัด (จีวายจี) 3. ธุรกิจผู้ผลิตไฟฟ้าต่างประเทศ ได้แก่ บริษัท โคแนล โฮลดิ้ง คอร์ปอเรชั่น (โคแนล) บริษัท น้ำเทิน 2 เพาเวอร์ จำกัด (เอ็นทีพีซี) และ บริษัท เคซอน เพาเวอร์ (ฟิลิปปินส์) จำกัด (เคซอน) 4. ธุรกิจอื่นๆ ได้แก่ เอสโก และ เอ็กคอมธารา โดยรวมแล้วกลุ่มเอ็กโก (หมายถึง เอ็กโก โรงไฟฟ้าระยอง บริษัทย่อย และส่วนได้เสียใน กิจการร่วมค้า)/1 มีโรงไฟฟ้าจำนวน 13 โรง คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งตามสัดส่วนการถือหุ้นรวม จำนวน 3,980.70 เมกะวัตต์ /1 บริษัทย่อย ได้แก่ บฟข. เอ็กโกโคเจน ร้อยเอ็ดกรีน เอสโก และ เอ็กคอมธารา ส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้า ได้แก่ บีแอลซีพี จีพีจี จีซีซี เอ็นเคซีซี เอสซีซี จีวายจี โคแนล เอ็นทีพีซี เคซอน และ เอ็นอีดี ผลการดำเนินงานของกลุ่มเอ็กโก สำหรับงวด 3 เดือน ปี 2553 สิ้นสุด ณ วันที่ 31 มีนาคม 2553 มีกำไรสุทธิทั้งสิ้น 2,071 ล้านบาท ลดลง 168 ล้านบาท หรือร้อยละ 8 เมื่อเทียบกับ ช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 และหากไม่คำนึงถึงกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนของกลุ่มเอ็กโก ซึ่งส่วน ใหญ่เป็นตัวเลขทางบัญชี ที่แสดงเพื่อให้เป็นไปตามมาตรฐานการบัญชี กลุ่มเอ็กโกจะมีกำไร จำนวน 1,873 ล้านบาท ลดลง 487 ล้านบาท หรือร้อยละ 21 สาเหตุหลักเกิดจากรายได้ ค่าไฟฟ้าที่ลดลงของโรงไฟฟ้าระยอง จีพีจี และ บีแอลซีพี 2. การวิเคราะห์ผลการปฏิบัติตามแผนการดำเนินธุรกิจ กลุ่มเอ็กโกเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่แห่งแรกของประเทศไทยที่จัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2535 ปัจจุบันมีการลงทุนในบริษัทย่อย และกิจการร่วมค้าต่างๆ เอ็กโกดำเนินการ ภายใต้วิสัยทัศน์ที่ว่า ?เป็นบริษัทไทยชั้นนำที่ดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้าครบวงจรและครอบคลุมถึง ธุรกิจการให้บริการด้านพลังงานทั้งในประเทศไทยและภูมิภาคอาเซียนด้วยความมุ่งมั่นที่จะธำรง ไว้ซึ่งสิ่งแวดล้อมและการพัฒนาสังคม? กลุ่มเอ็กโกดำเนินธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. ภายใต้สัญญา ซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว และหาโอกาสในการลงทุนในธุรกิจพลังงานทั้งในประเทศไทยและภูมิภาค อาเซียน โดยมีเป้าหมายในการหาผลตอบแทนที่ดีจากการลงทุนให้แก่ผู้ถือหุ้นโดยการบริหาร จัดการโครงการที่มีอยู่ปัจจุบัน ตลอดจนการสรรหาโครงการที่มีคุณภาพและให้ผลตอบแทนที่ดี ในอนาคต และอยู่ในระดับความเสี่ยงที่สามารถยอมรับได้ ณ วันที่ 31 มีนาคม 2553 ประเทศไทยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมจำนวน 29,212 เมกะวัตต์/2 และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้นในวันที่ 25 มีนาคม 2553 ที่ 23,304 เมกะวัตต์/2 ซึ่ง สูงกว่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นเมื่อเดือนเมษายนปี 2552 คิดเป็นร้อยละ 5.71 กฟผ. คาดว่าในปีนี้ ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด จะเท่ากับ 23,600 เมกะวัตต์ สำหรับทั้งปีคาดว่า ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด จะขยายตัวมากกว่าร้อยละ 5 ซึ่งเป็นไปในทิศทางเดียวกับการ ขยายตัวทางเศรษฐกิจ /2 ที่มา: กฟผ. กฟผ. ภายใต้แนวนโยบายของกระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย (พีดีพี 2553) โดยแผนพีดีพีได้ตระหนักถึงการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าใน สัดส่วนที่สูงและการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ทั้งนี้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าฉบับใหม่ ยังจะให้ความสำคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยให้มีการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้า การใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อเป็นแผนกรีนพีดีพีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทนของกระทรวงพลังงาน และการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและ ความร้อนร่วม (Cogeneration) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ดำเนินการเปิดรับฟังความเห็นจาก ประชาชนต่อการปรับแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ จำนวน 2 ครั้งก่อนที่จะ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป โดยได้จัดขึ้นเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2553 และวันที่ 8 มีนาคม 2553 ตามลำดับ จากนั้นเมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้อนุมัติแผนพีดีพี 2553 ซึ่งครอบคลุมระยะเวลา ตั้งแต่ปี 2553 - 2573 ซึ่งในปี 2573 คาดว่ากำลังการผลิตติดตั้งจะเท่ากับ 65,547 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นจากกำลังการผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 ซึ่งเท่ากับ 29,212 เมกะวัตต์ ในขณะที่ มีการปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบจำนวนรวมทั้งสิ้น 17,671 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วงปี 2553-2573 เท่ากับ 54,005 เมกะวัตต์ /3 ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าประเภทต่างๆ ดังนี้ โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จำนวน 4,617 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าระบบ Cogeneration จำนวน 7,137 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงาน ความร้อนร่วม จำนวน 16,670 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังน้ำ จำนวน 512 เมกะวัตต์ การรับซื้อ ไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน จำนวน 11,669 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ จำนวน 5,000 เมกะวัตต์และโรงไฟฟ้าถ่านหิน จำนวน 8,400 เมกะวัตต์ /3 ที่มา: สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน สำหรับทิศทางการดำเนินธุรกิจ กลุ่มเอ็กโกได้ปรับกลยุทธ์ในการขยายการลงทุนไปยัง ธุรกิจผลิตไฟฟ้าในกลุ่มประเทศอาเซียนมากขึ้น ตลอดจนลงทุนในโครงการที่เกี่ยวข้องกับ เชื้อเพลิง และโครงการอื่นๆ ภายในประเทศไทยที่ใช้พลังงานหมุนเวียน เพื่อรักษาส่วนแบ่ง ตลาดในฐานะบริษัทชั้นนำทางด้านพลังงาน และเสริมสร้างความแข็งแกร่งของฐานะการเงินและ ผลการดำเนินงานให้กับกลุ่มเอ็กโก อย่างต่อเนื่อง ณ วันที่ 31 มีนาคม 2553 กลุ่มเอ็กโก มีกำลังผลิตติดตั้งตามสัดส่วนการถือหุ้นรวมจำนวน 3,980.70 เมกะวัตต์ จากโรงไฟฟ้า 13 โรง ซึ่งในจำนวนนี้ เอ็กโกได้จำหน่ายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นจำนวน 3,599.60 เมกะวัตต์ เมื่อเทียบกับกำลังการผลิตติดตั้งรวม ของประเทศที่ 29,212 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 12.32 ของกำลังการผลิตทั้งประเทศ นอกจากนี้ เอ็กโก ยังถือหุ้นในโครงการน้ำเทิน 2 (เอ็กโก ถือหุ้นร้อยละ 25 ในเอ็นทีพีซี ซึ่งเป็นเจ้าของโครงการ) คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งในส่วนการถือหุ้นของเอ็กโก จำนวนรวม 271.70 เมกะวัตต์ โดยโครงการน้ำเทิน 2 ผลิตกระแสไฟฟ้าจากพลังน้ำในประเทศสาธารณรัฐ ประชาธิปไตยประชาชนลาว มีกำลังผลิตติดตั้ง 1,086.80 เมกะวัตต์ และมีกำหนดเลื่อนวัน เดินเครื่องเชิงพาณิชย์จากเดือนธันวาคม 2552 เป็นเดือนเมษายน 2553 โดยมีสัญญาขายไฟฟ้า ให้กับ กฟผ. จำนวน 995 เมกะวัตต์ และขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือให้กับรัฐบาลลาว บริษัทมีนโยบายจ่ายเงินปันผลให้แก่ผู้ถือหุ้นในอัตราร้อยละ 40 ของกำไรสุทธิงบการเงินรวม หลังหักภาษีเงินได้ หรือ ในจำนวนที่ทยอยเพิ่มขึ้นอย่างสม่ำเสมอ หากไม่มีเหตุจำเป็นอื่นใด เช่น การขยายธุรกิจของบริษัทในโครงการต่าง ๆ ในอนาคต หรือการจ่ายเงินปันผลที่มีผลกระทบต่อ การดำเนินงานปกติของบริษัทอย่างมีสาระสำคัญโดยการจ่ายเงินปันผลต้องไม่เกินกว่ากำไร สะสมของงบการเงินเฉพาะกิจการ 3. รายงานและวิเคราะห์ผลการดำเนินงาน ฝ่ายบริหารขอแสดงรายงานวิเคราะห์งบการเงินรวมของ เอ็กโก บริษัทย่อย และ ส่วนได้เสีย ในกิจการร่วมค้า เพื่อให้เห็นถึงภาพรวมที่ชัดเจนของผลการดำเนินงาน ดังต่อไปนี้ 3.1 สรุปผลการดำเนินงาน หน่วย : ล้านบาท 3M2553 3M2552 ก่อน FX หลัง FX ก่อน FX หลัง FX เอ็กโก (75) (75) (24) (24) ธุรกิจไอพีพี 1,491 1,782 2,059 1,884 ธุรกิจเอสพีพี 131 200 163 137 ธุรกิจผู้ผลิตไฟฟ้าต่างประเทศ 283 130 105 185 ธุรกิจอื่นๆ 43 34 57 58 รวม 1,873/4 2,071 2,360/4 2,239 หมายเหตุ: - กำไรก่อน FX ได้แยกผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของ เอ็กโก บริษัทย่อย และ กิจการร่วมค้าออก - ไอพีพี ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าระยอง บฟข. บีแอลซีพี จีพีจี - เอสพีพี ประกอบด้วย จีซีซี เอ็นเคซีซี เอสซีซี จีวายจี เอ็กโกโคเจน ร้อยเอ็ดกรีน เอ็นอีดี - ต่างประเทศ ประกอบด้วย โคแนล เอ็นทีพีซี เคซอน - อื่นๆ ประกอบด้วย เอสโก และ เอ็กคอมธารา /4 กำไรก่อน FX ที่แสดงในที่นี้แตกต่างจากกำไรก่อน FX ที่คำนวณได้จากงบการเงินรวม เนื่องจากรายการกำไร(ขาดทุน)จากอัตราแลกเปลี่ยนในงบการเงินรวมมาจาก FX ของ เอ็กโก และบริษัทย่อย ส่วน FX ของกิจการร่วมค้า จะแสดงรวมอยู่ในรายการส่วนแบ่งกำไร(ขาดทุน) ในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้า ผลการดำเนินงานของกลุ่มเอ็กโก สำหรับงวด 3 เดือน สิ้นสุด ณ วันที่ 31 มีนาคม 2553 มีกำไรก่อนผลกระทบอัตราแลกเปลี่ยนของกลุ่มเอ็กโก จำนวน 1,873 ล้านบาท ลดลง 487 ล้านบาท หรือร้อยละ 21 เมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 โดยสาเหตุหลักเกิดจากรายได้ ค่าไฟฟ้าของ โรงไฟฟ้าระยอง ลดลงจากอัตราค่าไฟที่ลดลง จีพีจี ลดลงจากการหยุดซ่อมตามแผน และ บีแอลซีพี ลดลง จากอัตราค่าไฟที่ลดลง หากคำนึงถึงกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่เกิดจากการแข็งค่าของเงินบาท จำนวน 198 ล้านบาท จะทำให้กำไรของกลุ่มเอ็กโก เป็นจำนวน 2,071 ล้านบาท ลดลง 168 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 8 ในขณะที่ช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 มีขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนจำนวน 121 ล้านบาท ทั้งนี้กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยนส่วนใหญ่เป็นตัวเลขทางบัญชี ซึ่งเป็นไปตาม มาตรฐานการบัญชีโดยเกิดจากผลต่างของการแปลงมูลค่าหนี้คงค้างสุทธิเฉพาะที่เป็นเงินตรา สกุลต่างประเทศเป็นเงินตราสกุลบาท ณ วันสิ้นสุดงวดของบัญชีปัจจุบัน (วันที่ 31 มีนาคม 2553) กับงวดก่อนหน้านี้ (วันที่ 31 ธันวาคม 2552) โดยกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนในงวด 3 เดือน ปี 2553 จำนวน 198 ล้านบาท แบ่งเป็น - กำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนของเอ็กโก และบริษัทย่อย จำนวน 16 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบ กับช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 ซึ่งมีขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยน จำนวน 0.24 ล้านบาท - กำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนของกิจการร่วมค้า จำนวน 182 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบกับ ช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 ซึ่งมีขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยน จำนวน 121 ล้านบาท กำไร (ขาดทุน) จาก FX ของกิจการร่วมค้า: หน่วย : ล้านบาท 3M53 3M52 บีแอลซีพี 172 (93) จีพีจี 119 (73) จีซีซี เอ็นเคซีซี เอสซีซี และจีวายจี 44 (34) โคแนล (11) 7 เอ็นทีพีซี (142) 72 เคซอน (1) 1 รวมกำไร (ขาดทุน) จาก FX 182 (121) กำไรก่อนหักค่าใช้จ่ายทางการเงิน ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายต่างๆ (EBITDA) ของกลุ่มเอ็กโก สำหรับงวด 3 เดือน ปี 2553 จำนวน 3,773 ล้านบาท ลดลง 746 ล้านบาท หรือ คิดเป็นร้อยละ 17 เมื่อเทียบกับ EBITDA ของกลุ่มเอ็กโก ในงวดเดียวกันปี 2552 จำนวน 4,519 ล้านบาท กำไรขั้นต้นของเอ็กโกและบริษัทย่อย จำนวน 861 ล้านบาท ลดลง 158 ล้านบาท หรือร้อยละ 15 สาเหตุหลักจากรายได้ค่าไฟฟ้าของ โรงไฟฟ้าระยอง ที่ลดลงจากอัตราค่าไฟซึ่งเป็นไปตาม สัญญาซื้อขายไฟฟ้า กำไรจากการดำเนินงานของเอ็กโกและบริษัทย่อย จำนวน 741 ล้านบาท ลดลง 249 ล้านบาท หรือร้อยละ 25 โดยมีสาเหตุหลักเช่นเดียวกับการลดลงของกำไรขั้นต้น อัตราส่วนแสดงความสามารถในการหากำไร (Profitability Ratio) สำหรับผลการ ดำเนินงานงวด 3 เดือน ปี 2553 มีดังนี้ - อัตรากำไรขั้นต้นเท่ากับร้อยละ 39.78 - อัตรากำไรจากการดำเนินงานเท่ากับร้อยละ 34.20 - อัตรากำไรสุทธิเท่ากับร้อยละ 53.49 - อัตรากำไรสุทธิ (ที่ไม่รวมผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของเอ็กโกและบริษัทย่อย) เท่ากับ ร้อยละ 53.08 - กำไรสุทธิ ต่อหุ้น เท่ากับ 3.93 บาท - กำไรสุทธิ (ที่ไม่รวมผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของ เอ็กโกและบริษัทย่อย) ต่อหุ้น เท่ากับ 3.90บาท - อัตราผลตอบแทนผู้ถือหุ้นเท่ากับร้อยละ 4.02 อัตรากำไรขั้นต้นที่ยังไม่ได้รวมส่วนแบ่งกำไรจากกิจการร่วมค้า เท่ากับร้อยละ 39.78 นั้น ต่ำกว่าช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 ซึ่งเท่ากับร้อยละ 43.02 สาเหตุหลักจากรายได้ค่าไฟฟ้าของ โรงไฟฟ้าระยอง ที่ลดลง และจากการรับรู้ส่วนแบ่งกำไรจาก จีพีจี และ บีแอลซีพี ลดลง ทำให้ อัตรากำไรสุทธิ (ที่ไม่รวมผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของ เอ็กโก และบริษัทย่อย) เท่ากับ ร้อยละ 53.08 ต่ำกว่างวดเดียวกันปี 2552 ซึ่งเท่ากับร้อยละ 54.13 3.2 การวิเคราะห์รายได้ ค่าใช้จ่าย และส่วนแบ่งผลกำไรในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้า ผลการดำเนินงานสำหรับงวด 3 เดือน ปี 2553 ที่ไม่รวมผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของ กลุ่มเอ็กโก (FX) และกำไรสุทธิของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย (MI) เป็นดังนี้ - รายได้รวมของ เอ็กโก และบริษัทย่อย จำนวน 2,292 ล้านบาท ลดลง 229 ล้านบาท หรือร้อยละ 9 - ค่าใช้จ่ายรวมของ เอ็กโก และบริษัทย่อย จำนวน 1,782 ล้านบาท ลดลง 82 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 4 - ส่วนแบ่งผลกำไรในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้าก่อน FX จำนวน 1,398 ล้านบาท ลดลง 339 ล้านบาท หรือร้อยละ 20 โดยมีรายละเอียดแบ่งตามกลุ่มธุรกิจดังต่อไปนี้ รายได้รวม ค่าใช้จ่ายรวม และส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX หน่วย : ล้านบาท เอ็กโก ไอพีพี เอสพีพี 3M53 3M52 3M53 3M52 3M53 3M52 รายได้รวม 108 124 1,426 1,590 573 581 ค่าใช้จ่ายรวม 183 148 985 1,060 480 498 กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) (75) (24) 441 530 93 83 ส่วนแบ่งผลกำไร(ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX - - 1,049 1,529 65 103 กำไรสุทธิก่อน FX และ MI (75) (24) 1,491 2,059 158 186 หน่วย : ล้านบาท ต่างประเทศ อื่น ๆ รวม 3M53 3M52 3M53 3M52 3M53 3M52 รายได้รวม - - 185 226 2,292 2,521 ค่าใช้จ่ายรวม - - 134 157 1,782 1,864 กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) - - 51 69 510 657 ส่วนแบ่งผลกำไร(ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX 283 105 - - 1,398 1,737 กำไรสุทธิก่อน FX และ MI 283 105 51 69 1,908 2,394 1) เอ็กโก มีรายได้รวม จำนวน 108 ล้านบาท ลดลง 16 ล้านบาท หรือร้อยละ 13 โดยส่วน ใหญ่เกิดจากดอกเบี้ยรับลดลงจำนวน 19 ล้านบาท เนื่องจากอัตราดอกเบี้ยที่ลดลง ค่าใช้จ่ายรวมของ เอ็กโก จำนวนทั้งสิ้น 183 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 35 ล้านบาท หรือร้อยละ 23 สาเหตุหลักมาจากค่าใช้จ่ายทางการเงินเพิ่มขึ้น 24 ล้านบาท เนื่องจากการเบิกเงินกู้ระยะยาว จำนวน 4,000 ล้านบาทเมื่อเดือนกันยายน 2552 2) ธุรกิจไอพีพี มีรายได้รวมทั้งสิ้น 1,426 ล้านบาท ลดลง 164 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 10 ค่าใช้จ่ายรวมจำนวน 985 ล้านบาท ลดลง 75 ล้านบาท หรือร้อยละ 7 และส่วนแบ่งผลกำไรใน ส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้าก่อน FX จำนวน 1,049 ล้านบาท ลดลง 479 ล้านบาท หรือร้อยละ 31 โดยมีรายละเอียดดังต่อไปนี้ รายได้รวม ค่าใช้จ่ายรวม และส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX ของธุรกิจไอพีพี: หน่วย : ล้านบาท โรงไฟฟ้าระยอง บฟข. บีแอลซีพี 3M53 3M52 3M53 3M52 3M53 3M52 รายได้รวม 644 950 782 639 - - ค่าใช้จ่ายรวม 466 602 519 458 - - กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) 178 348 263 181 - - ส่วนแบ่งผลกำไร(ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX - - - - 774 971 กำไรสุทธิก่อน FX และ MI 178 348 263 181 774 971 หน่วย : ล้านบาท จีพีจี รวม 3M53 3M52 3M53 3M52 %การเปลี่ยนแปลง รายได้รวม - - 1,426 1,590 (10%) ค่าใช้จ่ายรวม - - 985 1,060 (7%) กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) - - 441 530 (17%) ส่วนแบ่งผลกำไร(ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX 275 558 1,049 1,529 (31%) กำไรสุทธิก่อน FX และ MI 275 558 1,491 2,059 (28%) * รายได้ค่าไฟฟ้าของธุรกิจไอพีพี จำนวน 1,411 ล้านบาท ลดลง 158 ล้านบาท หรือร้อยละ 10 เนื่องจากรายได้ค่าไฟฟ้าของ โรงไฟฟ้าระยอง จำนวน 631 ล้านบาท ลดลง 304 ล้านบาท เนื่องจากอัตราค่าไฟฟ้าที่ลดลง ในขณะที่รายได้ค่าไฟฟ้าของ บฟข. จำนวน 780 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 146 ล้านบาท เนื่องจากอัตราค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้เป็นไปตามที่กำหนดไว้ในสูตรค่า พลังไฟฟ้า ในลักษณะต้นทุนบวกกำไรส่วนเพิ่ม (Cost Plus) ที่ให้แก่ผู้ประกอบการภายใต้สัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และเป็นไปตามที่ได้ประมาณการไว้แล้ว รายได้ค่าไฟฟ้าธุรกิจไอพีพี: หน่วย : ล้านบาท 3M53 3M52 %เปลี่ยนแปลง โรงไฟฟ้าระยอง 631 935 (33%) บฟข. 780 635 23% รวมรายได้ค่าไฟฟ้า-ไอพีพี 1,411 1,570 (10%) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าในแต่ละปีเพื่อให้ครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ คือ ค่าชำระหนี้และค่าบำรุงรักษาหลัก ซึ่งจะใช้อัตราดังกล่าวตามที่ได้ตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในการคำนวณค่าไฟฟ้าในแต่ละงวด นอกจากนั้น ในการคำนวณรายได้ค่าความพร้อมจ่ายพลัง ไฟฟ้า ได้รับการปรับเพื่อชดเชยผลกระทบที่เกิดจากอัตราแลกเปลี่ยน สำหรับภาระค่าใช้จ่ายใน การกู้ยืมเงินและค่าอะไหล่ที่ใช้ในการบำรุงรักษาหลักที่เป็นสกุลดอลลาร์สหรัฐ ซึ่ง โรงไฟฟ้า ระยอง และ บฟข. จะได้รับการชดเชยทุกเดือนตามงวดกำหนดชำระค่าไฟฟ้า โดยจะได้รับค่า พลังไฟฟ้าเพิ่มขึ้น จากที่เคยกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าก่อนการเพิ่มเติมเงื่อนไขการ ปรับตามอัตราแลกเปลี่ยนเมื่ออัตราแลกเปลี่ยนสูงกว่าระดับ 28 บาท ต่อหนึ่งดอลลาร์สหรัฐ และได้รับค่าพลังไฟฟ้าลดลงเมื่ออัตราแลกเปลี่ยนต่ำกว่าระดับ 28 บาท ต่อหนึ่งดอลลาร์สหรัฐ ทั้งนี้ในงวด 3 เดือน ปี 2553 รายได้ค่าไฟฟ้าจาก โรงไฟฟ้าระยอง และ บฟข.ได้รวมส่วนค่า ไฟฟ้าที่ได้รับชดเชยผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนเป็นเงิน 31 ล้านบาท * รายได้จากดอกเบี้ยรับและรายได้อื่นๆ จำนวน 15 ล้านบาท ลดลง 5 ล้านบาท หรือร้อยละ 27 สาเหตุหลักจากดอกเบี้ยรับของ บฟข. และ โรงไฟฟ้าระยอง ลดลงจากจำนวนเงินฝากและ อัตราดอกเบี้ยที่ลดลง * ต้นทุนขาย จำนวน 752 ล้านบาท ลดลง 4 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 0.48 จากต้นทุนขาย ของโรงไฟฟ้าระยอง ที่ลดลง 58 ล้านบาท เนื่องจากการซ่อมบำรุงรักษาหลักลดลง ในขณะที่ต้นทุน ขายของ บฟข. เพิ่มขึ้น จำนวน 55 ล้านบาท เนื่องจากมีการซ่อมบำรุงรักษาหลักตามแผน ต้นทุนขายธุรกิจไอพีพี: หน่วย : ล้านบาท 3M53 3M52 %เปลี่ยนแปลง โรงไฟฟ้าระยอง 372 431 (14%) บฟข. 380 325 17% รวมต้นทุนขาย-ไอพีพี 752 756 (0.48%) * ค่าใช้จ่ายในการบริหารและภาษี จำนวน 193 ล้านบาท ลดลง 48 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 20 สาเหตุหลักจากภาษีเงินได้ของ โรงไฟฟ้าระยอง ลดลง 122 ล้านบาท จากรายได้ที่ลดลง ในขณะ ที่ค่าใช้จ่ายในการบริหารของ โรงไฟฟ้าระยอง และ บฟข. เพิ่มขึ้น จากการสำรองค่าวัสดุสำรอง คลังล้าสมัยเพิ่มขึ้น * ค่าใช้จ่ายทางการเงิน จำนวน 40 ล้านบาท ลดลง 23 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 37 จากเงินต้น ของหุ้นกู้ของ บฟข. ที่ลดลง * ส่วนแบ่งผลกำไรในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้าก่อน FX คือ บีแอลซีพี และ จีพีจี จำนวน 1,049 ล้านบาท ลดลง 479 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 31 เนื่องจากรายได้ค่าไฟฟ้าของ จีพีจี ลดลง จากการหยุดซ่อมตามแผน อีกทั้งรายได้ค่าไฟฟ้าของ บีแอลซีพี ลดลงจากอัตราค่าไฟที่ลดลง 3) ธุรกิจเอสพีพี มีรายได้รวมทั้งสิ้น 573 ล้านบาท ลดลง 8 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 1 ค่าใช้จ่ายรวม จำนวน 480 ล้านบาท ลดลง 18 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 4 และส่วนแบ่งผลกำไร ในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้าก่อน FX จำนวน 65 ล้านบาท ลดลง 38 ล้านบาท หรือร้อยละ 37 โดยมีรายละเอียดดังนี้ รายได้รวม ค่าใช้จ่ายรวม และส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน)ในกิจการร่วมค้าก่อน FX ของธุรกิจเอสพีพี : หน่วย : ล้านบาท เอ็กโกโคเจน ร้อยเอ็ดกรีน จีซีซี เอ็นเคซีซี เอสซีซี จีวายจี 3M53 3M52 3M53 3M52 3M53 3M52 รายได้รวม 494 502 79 79 - - ค่าใช้จ่ายรวม 437 461 43 37 - - กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) 57 41 36 42 - - ส่วนแบ่งผลกำไร(ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX - - - - 70 103 กำไรสุทธิก่อน FX และ MI 57 41 36 42 70 103 หน่วย : ล้านบาท เอ็นอีดี รวม 3M53 3M52 3M53 3M52 %การเปลี่ยนแปลง (ยังมีต่อ)