บทรายงานและการวิเคราะห์ของฝ่ายบริหาร ไตรมาส 2/2553

บทรายงานและการวิเคราะห์ของฝ่ายบริหาร สำหรับผลการดำเนินงานครึ่งปีแรก ปี 2553 สิ้นสุด ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2553 หมายเหตุ: บทรายงานและการวิเคราะห์งบการเงินฉบับนี้ ฝ่ายบริหารได้จัดทำขึ้นเพื่อนำเสนอ ข้อมูลและแสดงวิสัยทัศน์ของฝ่ายบริหารให้นักลงทุนสามารถติดตามและทำความเข้าใจฐานะการเงิน และผลการดำเนินงานของบริษัทได้ดีขึ้น อันเป็นการส่งเสริมโครงการการกำกับดูแลกิจการที่ดีของ คณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ (กลต.) อนึ่งเนื่องจากบทรายงานและการวิเคราะห์ฉบับนี้มีวัตถุประสงค์เพื่อเสนอข้อมูลและคำอธิบาย ถึงสถานะการเงินและผลการดำเนินงานของบริษัทที่เป็นอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสิ่งที่นำเสนอนี้อาจ เปลี่ยนแปลงตามปัจจัยหรือสภาวะแวดล้อมที่อาจเปลี่ยนแปลงไปในอนาคต ฉะนั้นจึงใคร่ขอให้นักลงทุน ใช้วิจารณญาณในการพิจารณาใช้ประโยชน์จากเอกสารข้อมูลนี้ และหากมีคำถามหรือข้อสงสัยประการ ใดกรุณาติดต่อสอบถามได้ที่ ส่วนนักลงทุนสัมพันธ์ บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) โทร. 02-998-5145-7 หรือ Email : ir@egco.com บทรายงานและการวิเคราะห์ของฝ่ายบริหาร 1. บทสรุปผู้บริหาร สำหรับผลการดำเนินงานครึ่งปีแรกปี 2553 ของบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) หรือ เอ็กโก มีเหตุการณ์สำคัญเกิดขึ้น ดังนี้ - บริษัท เอ็กโก เอ็นจิเนียริ่ง แอนด์ เซอร์วิส จำกัด (เอสโก) ลงทุนเพิ่มเติมในหุ้นสามัญในบริษัท เอ็กคอมธารา จำกัด (เอ็กคอมธารา) ในวันที่ 6 มกราคม 2553 มีผลทำให้สัดส่วนการลงทุนเพิ่มขึ้น จากเดิมร้อยละ 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 กำลังการผลิตติดตั้ง 73 เมกะวัตต์ (DC)/ 55 เมกะวัตต์ (AC) กับ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2553 ในระยะเวลา 5 ปีนับจากวันที่ กำหนดเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ในเดือนพฤศจิกายน 2554 - บริษัท น้ำเทิน 2 เพาเวอร์ จำกัด (เอ็นทีพีซี) ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำในประเทศสาธารณรัฐ ประชาธิปไตยประชาชนลาว กำลังการผลิตติดตั้ง 1,086.80 เมกะวัตต์ (โดยมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. จำนวน 948 เมกะวัตต์) ได้เริ่มเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ในวันที่ 30 เมษายน 2553 ซึ่งเอ็กโก ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 25 การดำเนินธุรกิจของ เอ็กโก แบ่งตามประเภทการลงทุนได้เป็น 4 กลุ่ม ได้แก่ 1. ธุรกิจผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (ไอพีพี) ได้แก่ โรงไฟฟ้าระยอง บริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (บฟข.) บีแอลซีพี และ บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด (จีพีจี) ซึ่งเป็นบริษัทย่อยของบริษัท กัลฟ์อิเล็คตริก จำกัด (มหาชน) (จีอีซี) 2. ธุรกิจผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (เอสพีพี) ได้แก่ บริษัท เอ็กโก โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอ็กโกโคเจน) 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) เอ็นทีพีซี และ บริษัท เคซอน เพาเวอร์ (ฟิลิปปินส์) จำกัด (เคซอน) 4. ธุรกิจอื่นๆ ได้แก่ เอสโก และ เอ็กคอมธารา โดยรวมแล้วกลุ่มเอ็กโก (หมายถึง เอ็กโก โรงไฟฟ้าระยอง บริษัทย่อย และส่วนได้เสียในกิจการ ร่วมค้า)/1 มีโรงไฟฟ้าจำนวน 14 โรง คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งตามสัดส่วนการถือหุ้นรวมจำนวน 4,252.40 เมกะวัตต์ ทั้งนี้เพิ่มขึ้นจากช่วงเวลาเดียวกันของปี 2552 จำนวน 271.70 เมกะวัตต์ หรือร้อยละ 7 จากโรงไฟฟ้าน้ำเทิน 2 เริ่มเดินเครื่องเชิงพาณิชย์เมื่อวันที่ 30 เมษายน 2553 ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2553 เอ็กโกได้จำหน่ายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นจำนวน 3,836.60 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 12.72 ของกำลังการผลิตทั้งประเทศจำนวน 30,160 เมกะวัตต์/2 ผลการดำเนินงานของกลุ่มเอ็กโก สำหรับครึ่งปีแรก ปี 2553 สิ้นสุด ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2553 มี กำไรสุทธิทั้งสิ้น 4,346 ล้านบาท ลดลง 297 ล้านบาท หรือร้อยละ 6 เมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของ ปี 2552 และหากไม่คำนึงถึงกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนของกลุ่มเอ็กโก ซึ่งส่วนใหญ่เป็นตัวเลขทางบัญชี ที่แสดงเพื่อให้เป็นไปตามมาตรฐานการบัญชี กลุ่มเอ็กโกจะมีกำไรจำนวน 4,170 ล้านบาท ลดลง 214 ล้านบาท หรือร้อยละ 5 สาเหตุหลักเกิดจากรายได้ค่าไฟฟ้าที่ลดลงของโรงไฟฟ้าระยอง บีแอลซีพี และ จีพีจี ซึ่งเป็นไปตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2. การวิเคราะห์ผลการปฏิบัติตามแผนการดำเนินธุรกิจ กลุ่มเอ็กโกเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่แห่งแรกของประเทศไทยที่จัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2535 ปัจจุบันมีการลงทุนในบริษัทย่อย และกิจการร่วมค้าต่างๆ ในกลุ่มผลิตไฟฟ้าเป็นหลัก เอ็กโกดำเนินการภายใต้วิสัยทัศน์ที่ว่า ?เป็นบริษัทไทยชั้นนำที่ดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้าครบวงจรและ ครอบคลุมถึงธุรกิจการให้บริการด้านพลังงานทั้งในประเทศไทยและภูมิภาคอาเซียนด้วยความมุ่งมั่นที่จะ ธำรงไว้ซึ่งสิ่งแวดล้อมและการพัฒนาสังคม? กลุ่มเอ็กโกดำเนินธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. ภายใต้สัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าระยะยาว และหาโอกาสในการลงทุนในธุรกิจพลังงานทั้งในประเทศไทยและภูมิภาคอาเซียน โดย มีเป้าหมายในการหาผลตอบแทนที่ดีจากการลงทุนให้แก่ผู้ถือหุ้นโดยการบริหารจัดการโครงการที่มีอยู่ ปัจจุบัน ตลอดจนการสรรหาโครงการที่มีคุณภาพและให้ผลตอบแทนที่ดีในอนาคต และอยู่ในระดับความ เสี่ยงที่สามารถยอมรับได้ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2553 ประเทศไทยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมจำนวน 30,160 เมกะวัตต์/2 และ ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้นในวันที่ 10 พฤษภาคม 2553 ที่ 24,010 เมกะวัตต์/2 ซึ่งสูงกว่า ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นเมื่อเดือนเมษายนปี 2552 คิดเป็นร้อยละ 8.91 สำหรับทั้งปี คาดว่าความต้องการไฟฟ้าสูงสุด จะขยายตัวมากกว่าร้อยละ 5 ซึ่งเป็นไปในทิศทางเดียวกับการขยายตัว ทางเศรษฐกิจ /1 :บริษัทย่อย ได้แก่ บฟข. เอ็กโกโคเจน ร้อยเอ็ดกรีน เอสโก และ เอ็กคอมธารา ส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้า ได้แก่ บีแอลซีพี จีพีจี จีซีซี เอ็นเคซีซี เอสซีซี จีวายจี โคแนล เอ็นทีพีซี เคซอน และ เอ็นอีดี /2 :ที่มา: กฟผ. กฟผ. ได้ปรับประมาณการการใช้ไฟฟ้าที่คาดว่าจะเพิ่มสูงขึ้นจากร้อยละ 4 - 5 เป็นร้อยละ 11 จากการที่ครึ่งปีแรกมีอัตราการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน เนื่องจาก การฟื้นตัวของเศรษฐกิจและอุณหภูมิที่สูงขึ้น และจากการที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (ไอพีพี) จำนวน 3 โรง ได้เลื่อนกำหนดแล้วเสร็จออกไปจากแผนเดิม รวมทั้งกำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศมีความเสี่ยง จากท่อก๊าซธรรมชาติเกิดเหตุฉุกเฉินไม่สามารถจ่ายก๊าซธรรมชาติได้ ด้วยเหตุนี้ กระทรวงพลังงานจึงให้ กฟผ. จัดทำแผนสำรองการใช้ไฟฟ้า ปี 2553 - 2558 โดยมาตรการระยะสั้น คือยืดอายุการใช้งาน โรงไฟฟ้าเก่าที่จะปลดออกจากระบบออกไปก่อน และเร่งให้รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (เอสพีพี) ให้เร็วขึ้น รวมทั้งการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (แอลเอ็นจี) เข้ามาเสริมในระบบ และรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านมากขึ้น และสำหรับระยะยาว กระทรวงพลังงานกำลังพิจารณาให้ มีการใช้เชื้อเพลิงที่หลากหลาย เช่น ถ่านหิน นิวเคลียร์ แอลเอ็นจี และพลังงานทดแทน มาชดเชยก๊าซ ธรรมชาติที่จะหมดลงในอนาคต สำหรับทิศทางการดำเนินธุรกิจ กลุ่มเอ็กโกได้ปรับกลยุทธ์ในการขยายการลงทุนไปยังธุรกิจ ผลิตไฟฟ้าในกลุ่มประเทศอาเซียนมากขึ้น ตลอดจนลงทุนในโครงการที่เกี่ยวข้องกับเชื้อเพลิง และ โครงการอื่นๆ ภายในประเทศไทยที่ใช้พลังงานหมุนเวียน เพื่อรักษาส่วนแบ่งตลาดในฐานะบริษัทชั้นนำ ทางด้านพลังงาน และเสริมสร้างความแข็งแกร่งของฐานะการเงินและผลการดำเนินงานให้กับกลุ่มเอ็กโก อย่างต่อเนื่อง บริษัทมีนโยบายจ่ายเงินปันผลให้แก่ผู้ถือหุ้นในอัตราร้อยละ 40 ของกำไรสุทธิงบการเงินรวมหลังหัก ภาษีเงินได้ หรือ ในจำนวนที่ทยอยเพิ่มขึ้นอย่างสม่ำเสมอ หากไม่มีเหตุจำเป็นอื่นใด เช่น การขยายธุรกิจ ของบริษัทในโครงการต่าง ๆ ในอนาคต หรือการจ่ายเงินปันผลที่มีผลกระทบต่อการดำเนินงานปกติของ บริษัทอย่างมีสาระสำคัญโดยการจ่ายเงินปันผลต้องไม่เกินกว่ากำไรสะสมของงบการเงินเฉพาะกิจการ 3. รายงานและวิเคราะห์ผลการดำเนินงาน ฝ่ายบริหารขอแสดงรายงานวิเคราะห์งบการเงินรวมของ เอ็กโก บริษัทย่อย และ ส่วนได้เสียใน กิจการร่วมค้า เพื่อให้เห็นถึงภาพรวมที่ชัดเจนของผลการดำเนินงาน ดังต่อไปนี้ 3.1 สรุปผลการดำเนินงาน หน่วย : ล้านบาท 1H2553 1H2552 ก่อน FX หลัง FX ก่อน FX หลัง FX เอ็กโก (240) (240) (166) (166) ธุรกิจไอพีพี 3,221 3,504 4,068 4,346 ธุรกิจเอสพีพี 267 322 221 301 ธุรกิจผู้ผลิตไฟฟ้าต่างประเทศ 829 687 167 75 ธุรกิจอื่นๆ 94 73 93 85 รวม 4,170/3 4,346 4,384/3 4,642 หมายเหตุ: - กำไรก่อน FX ได้แยกผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของ เอ็กโก บริษัทย่อย และกิจการร่วมค้าออก - ไอพีพี ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าระยอง บฟข. บีแอลซีพี จีพีจี - เอสพีพี ประกอบด้วย จีซีซี เอ็นเคซีซี เอสซีซี จีวายจี เอ็กโกโคเจน ร้อยเอ็ดกรีน เอ็นอีดี - ต่างประเทศ ประกอบด้วย โคแนล เอ็นทีพีซี เคซอน - อื่นๆ ประกอบด้วย เอสโก เอ็กคอมธารา /3 :กำไรก่อน FX ที่แสดงในที่นี้แตกต่างจากกำไรก่อน FX ที่คำนวณได้จากงบการเงินรวม เนื่องจากรายการกำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยนในงบการเงินรวมมาจาก FX ของ เอ็กโก และบริษัทย่อย ส่วน FX ของกิจการร่วมค้า จะแสดงรวมอยู่ในรายการส่วนแบ่ง กำไร (ขาดทุน) ในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้า ผลการดำเนินงานของกลุ่มเอ็กโก สำหรับงวดครึ่งปีแรก สิ้นสุด ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2553 มี กำไรก่อนผลกระทบอัตราแลกเปลี่ยนของกลุ่มเอ็กโก จำนวน 4,170 ล้านบาท ลดลง 214 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 5 เมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 โดยสาเหตุหลักเกิดจากรายได้ค่าไฟฟ้าของ โรงไฟฟ้า ระยอง และ บีแอลซีพี ลดลง จากอัตราค่าไฟที่ลดลง และ จีพีจี ลดลงจากการหยุดซ่อมตามแผน หากรวมกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนที่เกิดจากการแข็งค่าของเงินบาท จำนวน 176 ล้านบาท จะทำให้ กำไรของกลุ่มเอ็กโก เป็นจำนวน 4,346 ล้านบาท ลดลง 297 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 6 ในขณะที่ ช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 มีกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนจำนวน 258 ล้านบาท ทั้งนี้กำไร (ขาดทุน) จาก อัตราแลกเปลี่ยนส่วนใหญ่เป็นตัวเลขทางบัญชี ซึ่งเป็นไปตามมาตรฐานการบัญชีโดยเกิดจากผลต่าง ของการแปลงมูลค่าหนี้คงค้างสุทธิเฉพาะที่เป็นเงินตราสกุลต่างประเทศเป็นเงินตราสกุลบาท ณ วัน สิ้นสุดงวดของบัญชีปัจจุบัน (วันที่ 30 มิถุนายน 2553) กับงวดก่อนหน้านี้ (วันที่ 31 ธันวาคม 2552) โดยกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนในงวดครึ่งปีแรก ปี 2553 จำนวน 176 ล้านบาท แบ่งเป็น - ขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนของเอ็กโก และบริษัทย่อย จำนวน 8 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบกับ ช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 ซึ่งมีกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยน จำนวน 18 ล้านบาท - กำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนของกิจการร่วมค้า จำนวน 184 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบกับช่วงเวลา เดียวกันปี 2552 ซึ่งมีกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยน จำนวน 240 ล้านบาท กำไร (ขาดทุน) จาก FX ของกิจการร่วมค้า: หน่วย : ล้านบาท 1H53 1H52 บีแอลซีพี 168 175 จีพีจี 115 115 จีซีซี เอ็นเคซีซี เอสซีซี และจีวายจี 43 42 โคแนล (8) 9 เอ็นทีพีซี (133) (100) เคซอน (1) (2) รวมกำไร (ขาดทุน) จาก FX 184 240 กำไรก่อนหักค่าใช้จ่ายทางการเงิน ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายต่างๆ (EBITDA) ของ กลุ่มเอ็กโก สำหรับงวดครึ่งปีแรก ปี 2553 จำนวน 8,107 ล้านบาท ลดลง 481 ล้านบาท หรือคิดเป็น ร้อยละ 6 เมื่อเทียบกับ EBITDA ของกลุ่มเอ็กโก ในงวดเดียวกันปี 2552 จำนวน 8,588 ล้านบาท กำไรขั้นต้นของเอ็กโกและบริษัทย่อย จำนวน 1,694 ล้านบาท ลดลง 203 ล้านบาท หรือร้อยละ 11 สาเหตุหลักจากรายได้ค่าไฟฟ้าของ โรงไฟฟ้าระยอง ที่ลดลงจากอัตราค่าไฟซึ่งเป็นไปตามสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้า กำไรจากการดำเนินงานของเอ็กโกและบริษัทย่อย จำนวน 1,342 ล้านบาท ลดลง 391 ล้านบาท หรือร้อยละ 23 โดยมีสาเหตุหลักเช่นเดียวกับการลดลงของกำไรขั้นต้น อัตราส่วนแสดงความสามารถในการหากำไร (Profitability Ratio) สำหรับผลการดำเนินงาน งวดครึ่งปีแรก ปี 2553 มีดังนี้ - อัตรากำไรขั้นต้น (ที่ไม่รวมส่วนแบ่งกำไรจากกิจการร่วมค้า) เท่ากับ ร้อยละ 39.05 - อัตรากำไรจากการดำเนินงาน เท่ากับ ร้อยละ 30.93 - อัตรากำไรสุทธิ เท่ากับ ร้อยละ 53.91 - อัตรากำไรสุทธิ (ที่ไม่รวมผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของเอ็กโกและบริษัทย่อย) เท่ากับ ร้อยละ 54.01 - กำไรสุทธิ ต่อหุ้น เท่ากับ 8.25 บาท - กำไรสุทธิ (ที่ไม่รวมผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของ เอ็กโกและบริษัทย่อย) ต่อหุ้น เท่ากับ 8.27 บาท - อัตราผลตอบแทนผู้ถือหุ้น เท่ากับ ร้อยละ 8.35 อัตรากำไรขั้นต้น (ที่ไม่รวมส่วนแบ่งกำไรจากกิจการร่วมค้า) เท่ากับร้อยละ 39.05 นั้นต่ำกว่า ช่วงเวลาเดียวกันปี 2552 ซึ่งเท่ากับร้อยละ 41.98 สาเหตุหลักจากรายได้ค่าไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าระยอง ที่ลดลง และอัตรากำไรสุทธิ (ที่ไม่รวมผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของ เอ็กโก และบริษัทย่อย) เท่ากับร้อยละ 54.01 ต่ำกว่างวดเดียวกันปี 2552 ซึ่งเท่ากับร้อยละ 55.63 เนื่องจากการรับรู้ส่วนแบ่ง กำไรจาก จีพีจี และ บีแอลซีพี ลดลง 3.2 การวิเคราะห์รายได้ ค่าใช้จ่าย และส่วนแบ่งผลกำไรในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้า ผลการดำเนินงานสำหรับงวดครึ่งปีแรก ปี 2553 ที่ไม่รวมผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนของกลุ่ม เอ็กโก (FX) และกำไรสุทธิของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย (MI) เป็นดังนี้ - รายได้รวมของ เอ็กโก และบริษัทย่อย จำนวน 4,531 ล้านบาท ลดลง 204 ล้านบาท หรือร้อยละ 4 - ค่าใช้จ่ายรวมของ เอ็กโก และบริษัทย่อย จำนวน 3,648 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 16 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 0.44 - ส่วนแบ่งผลกำไรในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้าก่อน FX จำนวน 3,346 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 10 ล้านบาท หรือร้อยละ 0.30 โดยมีรายละเอียดแบ่งตามกลุ่มธุรกิจดังต่อไปนี้ รายได้รวม ค่าใช้จ่ายรวม และส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX หน่วย : ล้านบาท เอ็กโก ไอพีพี เอสพีพี 1H53 1H52 1H53 1H52 1H53 1H52 รายได้รวม 150 156 2,827 3,122 1,159 1,089 ค่าใช้จ่ายรวม 390 321 1,997 2,060 974 996 กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) (240)(166) 830 1,062 185 93 ส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX - - 2,391 3,006 127 163 กำไรสุทธิก่อน FX และ MI (240)(166) 3,221 4,068 312 256 ต่างประเทศ อื่นๆ รวม 1H53 1H52 1H53 1H52 1H53 1H52 รายได้รวม - - 396 369 4,531 4,735 ค่าใช้จ่ายรวม - - 287 254 3,648 3,632 กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) - - 109 115 883 1,103 ส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX 829 167 - - 3,346 3,336 กำไรสุทธิก่อน FX และ MI 829 167 109 115 4,229 4,439 1) เอ็กโก มีรายได้รวม จำนวน 150 ล้านบาท ลดลง 6 ล้านบาท หรือร้อยละ 4 โดยส่วนใหญ่ เกิดจากดอกเบี้ยรับลดลงจำนวน 17 ล้านบาท เนื่องจากอัตราดอกเบี้ยที่ลดลง ค่าใช้จ่ายรวมของ เอ็กโก จำนวนทั้งสิ้น 390 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 69 ล้านบาท หรือร้อยละ 21 สาเหตุหลักมาจากค่าใช้จ่ายทางการเงินเพิ่มขึ้น 54 ล้านบาท เนื่องจากการเบิกเงินกู้ระยะยาว จำนวน 4,000 ล้านบาทเมื่อเดือนกันยายน 2552 2) ธุรกิจไอพีพี มีรายได้รวมทั้งสิ้น 2,827 ล้านบาท ลดลง 295 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 9 ค่าใช้จ่ายรวมจำนวน 1,997 ล้านบาท ลดลง 63 ล้านบาท หรือร้อยละ 3 และส่วนแบ่งผลกำไร ในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้าก่อน FX จำนวน 2,391 ล้านบาท ลดลง 615 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 20 โดยมีรายละเอียดดังต่อไปนี้ รายได้รวม ค่าใช้จ่ายรวม และส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX ของธุรกิจไอพีพี: หน่วย : ล้านบาท โรงไฟฟ้าระยอง บฟข. บีแอลซีพี 1H53 1H52 1H53 1H52 1H53 1H52 รายได้รวม 1,298 1,905 1,529 1,217 - - ค่าใช้จ่ายรวม 945 1,130 1,051 930 - - กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) 353 775 478 287 - - ส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX - - - - 1,543 1,913 กำไรสุทธิก่อน FX และ MI 353 775 478 287 1,543 1,913 จีพีจี รวม 1H53 1H52 1H53 1H52 %เปลี่ยนแปลง รายได้รวม - - 2,827 3,122 (9%) ค่าใช้จ่ายรวม - - 1,997 2,060 (3%) กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) - - 830 1,062 (22%) ส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX 848 1,093 2,391 3,006 (20%) กำไรสุทธิก่อน FX และ MI 848 1,093 3,221 4,068 (21%) * รายได้ค่าไฟฟ้าของธุรกิจไอพีพี จำนวน 2,794 ล้านบาท ลดลง 281 ล้านบาท หรือร้อยละ 9 เนื่องจากรายได้ค่าไฟฟ้าของ โรงไฟฟ้าระยอง จำนวน 1,270 ล้านบาท ลดลง 596 ล้านบาท อัตราค่าไฟฟ้าที่ลดลง ในขณะที่รายได้ค่าไฟฟ้าของ บฟข. จำนวน 1,524 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 314 ล้านบาท เนื่องจากอัตราค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้เป็นไปตามที่กำหนดไว้ในสูตรค่าพลังไฟฟ้า ในลักษณะ ต้นทุนบวกกำไรส่วนเพิ่ม (Cost Plus) ที่ให้แก่ผู้ประกอบการภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และ เป็นไปตามที่ได้ประมาณการไว้แล้ว รายได้ค่าไฟฟ้าธุรกิจไอพีพี: หน่วย : ล้านบาท 1H53 1H52 %เปลี่ยนแปลง โรงไฟฟ้าระยอง 1,270 1,866 (32%) บฟข. 1,524 1,210 26% รวมรายได้ค่าไฟฟ้า-ไอพีพี 2,794 3,075 (9%) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าในแต่ละปีเพื่อให้ครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ คือ ค่าชำระหนี้ และค่าบำรุงรักษาหลัก ซึ่งจะใช้อัตราดังกล่าวตามที่ได้ตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในการคำนวณค่าไฟฟ้า ในแต่ละงวด นอกจากนั้น ในการคำนวณรายได้ค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า ได้รับการปรับเพื่อชดเชย ผลกระทบที่เกิดจากอัตราแลกเปลี่ยน สำหรับภาระค่าใช้จ่ายในการกู้ยืมเงินและค่าอะไหล่ที่ใช้ในการ บำรุงรักษาหลักที่เป็นสกุลดอลลาร์สหรัฐ ซึ่ง โรงไฟฟ้าระยอง และ บฟข. จะได้รับการชดเชยทุกเดือน ตามงวดกำหนดชำระค่าไฟฟ้า โดยจะได้รับค่าพลังไฟฟ้าเพิ่มขึ้น จากที่เคยกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ก่อนการเพิ่มเติมเงื่อนไขการปรับตามอัตราแลกเปลี่ยนเมื่ออัตราแลกเปลี่ยนสูงกว่าระดับ 28 บาท ต่อหนึ่ง ดอลลาร์สหรัฐ และได้รับค่าพลังไฟฟ้าลดลงเมื่ออัตราแลกเปลี่ยนต่ำกว่าระดับ 28 บาท ต่อหนึ่ง ดอลลาร์สหรัฐ ทั้งนี้ในงวดครึ่งปีแรก ปี 2553 รายได้ค่าไฟฟ้าจาก โรงไฟฟ้าระยอง และ บฟข. ได้รวมส่วน ค่าไฟฟ้าที่ได้รับชดเชยผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนเป็นเงิน 60 ล้านบาท * รายได้จากดอกเบี้ยรับและรายได้อื่นๆ จำนวน 33 ล้านบาท ลดลง 14 ล้านบาท หรือร้อยละ 30 สาเหตุหลักเนื่องจากในปี 2552 โรงไฟฟ้าระยอง มีรายได้จากการขายส่วนประกอบอุปกรณ์โรงไฟฟ้า และในปี 2553 ดอกเบี้ยรับของ บฟข. และ โรงไฟฟ้าระยอง ลดลง * ต้นทุนขาย จำนวน 1,498 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 9 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 1 จากต้นทุนขายของ บฟข. เพิ่มขึ้น จำนวน 80 ล้านบาท เนื่องจากมีการซ่อมบำรุงรักษาหลักตามแผน ในขณะที่ต้นทุนขายของ โรงไฟฟ้าระยอง ลดลง 71 ล้านบาท เนื่องจากการซ่อมบำรุงรักษาหลักลดลง ต้นทุนขายธุรกิจไอพีพี: หน่วย : ล้านบาท 1H53 1H52 %เปลี่ยนแปลง โรงไฟฟ้าระยอง 743 814 (9%) บฟข. 756 675 12% รวมต้นทุนขาย-ไอพีพี 1,498 1,489 1% * ค่าใช้จ่ายในการบริหารและภาษี จำนวน 420 ล้านบาท ลดลง 26 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 6 สาเหตุหลักจากภาษีเงินได้ของ โรงไฟฟ้าระยอง ลดลง 191 ล้านบาท จากรายได้ที่ลดลง ในขณะที่ ค่าใช้จ่ายในการบริหารของ โรงไฟฟ้าระยอง และ บฟข. เพิ่มขึ้น 123 ล้านบาท โดยส่วนใหญ่เกิด จากการสำรองค่าวัสดุสำรองคลังล้าสมัยเพิ่มขึ้น * ค่าใช้จ่ายทางการเงิน จำนวน 78 ล้านบาท ลดลง 47 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 37 จาก เงินต้นของหุ้นกู้ของ บฟข. ที่ลดลง * ส่วนแบ่งผลกำไรในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้าก่อน FX คือ บีแอลซีพี และ จีพีจี จำนวน 2,391 ล้านบาท ลดลง 615 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 20 เนื่องจากรายได้ค่าไฟฟ้าของ บีแอลซีพี ลดลงจากอัตราค่าไฟที่ลดลง ซึ่งเป็นไปตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า อีกทั้งรายได้ค่าไฟฟ้าของ จีพีจี ลดลงจากการหยุดซ่อมตามแผน 3) ธุรกิจเอสพีพี มีรายได้รวมทั้งสิ้น 1,159 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 70 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 6 ค่าใช้จ่ายรวม จำนวน 974 ล้านบาท ลดลง 22 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 2 และส่วนแบ่งผลกำไร ในส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้าก่อน FX จำนวน 127 ล้านบาท ลดลง 36 ล้านบาท หรือร้อยละ 22 โดยมีรายละเอียดดังนี้ รายได้รวม ค่าใช้จ่ายรวม และส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน)ในกิจการร่วมค้าก่อน FX ของธุรกิจเอสพีพี : หน่วย : ล้านบาท เอ็กโกโคเจน ร้อยเอ็ดกรีน จีซีซี เอ็นเคซีซี เอ็นอีดี รวม เอสซีซี จีวายจี 1H53 1H52 1H53 1H53 1H52 1H52 1H53 1H52 1H53 1H52 % รายได้รวม 1,002 940 156 148 - - - - 1,159 1,089 6% ค่าใช้จ่ายรวม 892 923 82 73 - - - - 974 996 (2%) กำไรก่อนส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) 110 17 74 75 - - - - 185 93 99% ส่วนแบ่งผลกำไร (ขาดทุน) ในกิจการร่วมค้าก่อน FX - - - - 138 163 (11) - 127 163 (22%) กำไรสุทธิก่อน FX และ MI 110 17 74 75 138 163 (11) - 312 256 22% * รายได้ค่าไฟฟ้าของธุรกิจเอสพีพี เป็นจำนวนรวม 1,154 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 71 ล้านบาท หรือ ร้อยละ 7 ส่วนใหญ่มาจากรายได้ค่าไฟฟ้า ของ เอ็กโกโคเจน ที่ขายให้ กฟผ. และลูกค้า ในนิคมอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น รายได้ค่าไฟฟ้าธุรกิจเอสพีพี: หน่วย : ล้านบาท 1H53 1H52 %เปลี่ยนแปลง เอ็กโกโคเจน 1,000 937 7% ร้อยเอ็ดกรีน 154 146 6% รวมรายได้ค่าไฟฟ้า-เอสพีพี 1,154 1,083 7% * รายได้จากดอกเบี้ยรับและรายได้อื่นๆ จำนวน 4 ล้านบาท ลดลง 1 ล้านบาท หรือร้อยละ 23 สาเหตุหลักเกิดจากดอกเบี้ยรับที่ลดลง * ต้นทุนขาย จำนวน 918 ล้านบาท ลดลง 19 ล้านบาท หรือร้อยละ 2 สาเหตุหลักจาก ต้นทุนขายของ เอ็กโกโคเจน ลดลง 28 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อนที่มี ค่าใช้จ่ายในการซ่อมบำรุงสูง ในขณะที่ต้นทุนขายของ ร้อยเอ็ดกรีน เพิ่มขึ้น 9 ล้านบาท จากราคาแกลบที่เพิ่มขึ้น (ยังมีต่อ)