ข่าวสารบริษัท

ทริสเรทติ้งคงอันดับเครดิตองค์กรของ บริษัท ซีเค พาวเวอร์ จำกัด (มหาชน) ที่ระดับ “A” ด้วยแนวโน้มอันดับเครดิต “Stable” หรือ “คงที่” พร้อมทั้งคงอันดับเครดิตหุ้นกู้ไม่ด้อยสิทธิ ไม่มีหลักประกันของบริษัทที่ระดับ “A-” ด้วย โดยหุ้นกู้ดังกล่าวมีอันดับเครดิตต่ำกว่าอันดับเครดิตองค์กรของบริษัทอยู่ 1 ขั้นเนื่องจากหุ้นกู้นี้มีลักษณะการด้อยสิทธิทางโครงสร้างเมื่อเทียบกับเงินกู้ของบริษัทย่อยของบริษัทที่มีอยู่ในปัจจุบัน

อันดับเครดิตดังกล่าวสะท้อนถึงผลงานของบริษัทในการพัฒนาและดำเนินงานโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่ ตลอดจนกระแสเงินสดรับที่คาดการณ์ได้จากการมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement -- PPA) กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (ได้รับอันดับเครดิต “AAA/Stable” จากทริสเรทติ้ง) และประวัติการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพของบริษัท อย่างไรก็ตาม อันดับเครดิตดังกล่าวมีข้อจำกัดจากความไม่แน่นอนของปริมาณน้ำและความเสี่ยงระดับประเทศของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว)

ประเด็นสำคัญที่กำหนดอันดับเครดิต

ความแข็งแกร่งในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่

บริษัทมีผลงานเป็นที่ยอมรับในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าโดยเฉพาะอย่างยิ่งโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่ซึ่งมักจะมีความท้าทายเป็นอย่างมากทั้งในด้านธรณีวิทยาและด้านสิ่งแวดล้อม รวมทั้งยังต้องการความเชี่ยวชาญทางวิศวกรรมเฉพาะด้านอีกด้วย

บริษัทมีชื่อเสียงเป็นที่รู้จักมากที่สุดในโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำน้ำงึม 2 (โครงการน้ำงึม 2) ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 615 เมกะวัตต์และโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำไซยะบุรี (โครงการไซยะบุรี) ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 1,285 เมกะวัตต์ โดยโครงการทั้งสองสามารถเริ่มดำเนินงานเชิงพาณิชย์ได้ตามกำหนด

หนึ่งในปัจจัยที่สร้างความสำเร็จให้แก่บริษัทนั้นมาจากความแข็งแกร่งของผู้ถือหุ้นหลักของบริษัทคือ บริษัท ช. การช่าง จำกัด (มหาชน) (ได้รับอันดับเครดิต "A/Stable" จากทริสเรทติ้ง) ซึ่งเป็นบริษัทรับเหมาก่อสร้างรายใหญ่อันดับที่ 2 ที่จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยเมื่อพิจารณาในแง่ของรายได้และสินทรัพย์ นอกจากนี้ บริษัทยังประสบความสำเร็จในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าประเภทอื่นอีกด้วยซึ่งรวมถึงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์

กำลังการผลิตเพิ่มขึ้นโดยยังคงมีโรงไฟฟ้าพลังน้ำเป็นส่วนใหญ่

การเริ่มดำเนินงานเชิงพาณิชย์ของโครงการไซยะบุรีในเดือนตุลาคม 2562 ช่วยเพิ่มกำลังการผลิตตามสัดส่วนการลงทุนของบริษัทเป็น 936 เมกะวัตต์จาก 425 เมกะวัตต์ ณ สิ้นปี 2561 โดยโรงไฟฟ้าพลังน้ำยังคงเป็นโรงไฟฟ้าหลักของบริษัท

ณ เดือนมีนาคม 2563 โรงไฟฟ้าที่ดำเนินงานแล้วของบริษัทประกอบด้วยโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ขนาดกำลังการผลิตประมาณ 765 เมกะวัตต์ (82%) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 2 แห่งขนาดรวม 155 เมกะวัตต์ (17%) และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ขนาด 16 เมกะวัตต์ (1%) โดยโรงไฟฟ้าทั้งหมดของบริษัทมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว

กระแสเงินสดที่มั่นคงจากเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ซื้อที่มีความน่าเชื่อถือ

ในการพิจารณาอันดับเครดิตยังคำนึงถึงกระแสเงินสดที่มั่นคงของบริษัทจากการมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับผู้ซื้อที่มีความน่าเชื่อถือ โดยโรงไฟฟ้าของบริษัทมี กฟผ. เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายใหญ่ในสัดส่วนถึงประมาณ 92% ของกำลังการผลิตรวมของบริษัทซึ่งรวมกำลังการผลิตของโครงการไซยะบุรี สำหรับกำลังการผลิตไฟฟ้าที่เหลือนั้นบริษัทจำหน่ายให้แก่ Electricite Du Laos (EDL) กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมในประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ของไทย

นอกจากนี้ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่บริษัทมีอยู่นั้นก็มีโครงสร้างสัญญาที่ดีซึ่งช่วยบรรเทาความเสี่ยงหลัก ๆ ในโครงการได้ ตัวอย่างเช่นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังน้ำทั้ง 2 แห่งของบริษัทนั้นมีกลไกที่เอื้อให้บริษัทสามารถจำหน่ายไฟฟ้าได้มากเกินกว่าปริมาณเป้าหมายในปีที่มีน้ำมาก ในขณะที่ปีที่มีน้ำน้อยบริษัทก็จะได้รับเงินสดจากการนำไฟฟ้าที่ผลิตเกินกว่าเป้าหมายดังกล่าวมาใช้ และในกรณีที่บริษัทจำหน่ายไฟฟ้าได้ต่ำกว่าปริมาณไฟฟ้าเป้าหมายต่อปี ปริมาณไฟฟ้าในส่วนที่ขาดนี้ก็สามารถนำไปทบกับปริมาณไฟฟ้าเป้าหมายของปีถัด ๆ ไปได้ ซึ่งกลไกนี้ช่วยให้กระแสเงินสดของโครงการมีเสถียรภาพมากขึ้น

มีประวัติการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ

โครงการน้ำงึม 2 มีสัญญาเดินเครื่องและบำรุงรักษา (Operation and Maintenance Agreement --- OMA) กับ กฟผ. ซึ่งครอบคลุมตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า นับตั้งแต่การเปิดดำเนินงานในเดือนมีนาคม 2554 จนถึงปี 2560 โรงไฟฟ้าน้ำงึม 2 มีค่าความพร้อมอยู่ในระดับที่สูงกว่า 96% มาโดยตลอด ยกเว้นในช่วงปี 2561-2562 ที่ความพร้อมของโรงไฟฟ้าอยู่ที่ระดับประมาณ 92%-93% เนื่องจากการหยุดซ่อมบำรุงตามวาระในปี 2561 และการมีปริมาณน้ำที่ไม่เพียงพอสำหรับการผลิตในปี 2562

สำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมนั้นมีเงื่อนไขยอมให้บริษัทส่งผ่านต้นทุนเชื้อเพลิงไปยัง กฟผ. ได้ตราบเท่าที่ประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าเป็นไปตามสัญญา ดังนั้น ความเสี่ยงจากความผันผวนของราคาเชื้อเพลิงจึงเป็นสิ่งที่บริหารจัดการได้ ซึ่งโรงไฟฟ้าของบริษัทยังคงมีผลงานในการผลิตไฟฟ้าที่ดีกว่าเป้าหมายที่กำหนดไว้

มีความอ่อนไหวต่อความเสี่ยงจากการมีปริมาณน้ำไม่เพียงพอ

เทคโนโลยีที่ใช้ในโรงไฟฟ้าพลังน้ำของบริษัทเป็นเทคโนโลยีที่ผ่านการพิสูจน์แล้วและมีความเสี่ยงในการดำเนินงานที่ต่ำ โดยทั่วไป โรงไฟฟ้าพลังน้ำมีอัตรากำไรก่อนดอกเบี้ยจ่าย ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายมากกว่า 75% ซึ่งสูงกว่าโรงไฟฟ้าแบบทั่วไปที่ใช้เชื้อเพลิงประเภทไฮโดรคาร์บอน เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำไม่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิง อย่างไรก็ตาม โรงไฟฟ้าประเภทนี้ยังคงมีความเสี่ยงจากปริมาณน้ำที่จะนำมาใช้ผลิตไฟฟ้าซึ่งมักมีความไม่แน่นอน

การประมาณการพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้โดยโรงไฟฟ้าพลังน้ำนั้นจัดทำโดยการใช้ข้อมูลสถิติของปริมาณน้ำโดยเฉลี่ยในระยะยาว อย่างไรก็ดี ปริมาณน้ำที่เกิดขึ้นจริงในแต่ละปีก็อาจแปรปรวนไปบ้าง แม้แต่ข้อมูลสถิติที่ยาวนานก็ไม่ได้รับรองว่าปริมาณน้ำจะไม่เปลี่ยนแปลง แม้ว่าจะมีโครงสร้างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ดีแล้วก็ตาม แต่ก็ยังคงมีความเสี่ยงหากปริมาณน้ำลดลงอย่างรุนแรงและยาวนานซึ่งอาจส่งผลทำให้กระแสเงินสดและกำไรของโครงการอ่อนแอลงเป็นอย่างมากได้

มีความเสี่ยงของประเทศใน สปป. ลาว

การที่โรงไฟฟ้าหลักของบริษัทตั้งอยู่ใน สปป. ลาว จึงทำให้บริษัทต้องเผชิญกับความเสี่ยงของประเทศใน สปป. ลาว โดยเฉพาะอย่างยิ่งความเสี่ยงในกรณีที่เกิดการเปลี่ยนแปลงด้านกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องกับการผลิตไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม ความเสี่ยงดังกล่าวสามารถบรรเทาลงได้ด้วยสัญญาสัมปทานที่มีกับรัฐบาล สปป. ลาว และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่มีกับ กฟผ. นอกจากนี้ EDL ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจของ สปป. ลาว ก็ยังเป็นหนึ่งในผู้สนับสนุนทั้งในโครงการน้ำงึม 2 และโครงการไซยะบุรีอีกด้วย

อัตรากำไรที่ต่ำกว่าคาดจากภาวะแล้งที่รุนแรง

ภาวะฝนแล้งอย่างหนักในทางตอนเหนือของ สปป.ลาว ทำให้ผลการดำเนินงานของโครงการน้ำงึม 2 ในปี 2562 ต่ำกว่าที่คาดและส่งผลให้บริษัทมีผลการดำเนินงานต่ำกว่าที่ทริสเรทติ้งคาดการณ์ไว้ ทั้งนี้ เนื่องจากกำไรก่อนดอกเบี้ยจ่าย ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย ของบริษัทส่วนใหญ่ยังคงมาจากโครงการน้ำงึม 2 หรือคิดเป็นประมาณ 70% ในระยะ 2 ปีก่อนหน้า ทั้งนี้ โครงการน้ำงึม 2 ผลิตไฟฟ้าลดลง 31.6% จากปีก่อนหน้า โดยปริมาณไฟฟ้าหลัก (Primary Energy – PE) ที่ผลิตได้นั้นน้อยกว่าปริมาณไฟฟ้าเป้าหมายต่อปี (Annual Supply Target) ถึง 24% ส่งผลให้ กำไรก่อนดอกเบี้ยจ่าย ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายของบริษัทอยู่ที่ประมาณ 4 พันล้านบาทในปี 2562 ซึ่งต่ำกว่าที่ทริสเรทติ้งคาดการณ์ไว้ประมาณ 12%

ภาวะฝนแล้งที่รุนแรงทำให้ระดับน้ำในเขื่อนของโครงการน้ำงึม 2 อยู่ในระดับต่ำที่สุดนับตั้งแต่เปิดดำเนินงานมา ทำให้โครงการมีแนวโน้มที่จะขาดแคลนน้ำเพื่อผลิตไฟฟ้าก่อนที่ฤดูฝนจะมาถึงและอาจทำให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตามปริมาณไฟฟ้าเป้าหมายต่อปีได้ ทริสเรทติ้งประมาณการว่าบริษัทจะมี กำไรก่อนดอกเบี้ยจ่าย ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายที่ประมาณ 4 พันล้านบาทในปี 2563 ซึ่งเป็นระดับเดียวกันกับในปี 2562

ทริสเรทติ้งประมาณการว่า กำไรก่อนดอกเบี้ยจ่าย ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายของบริษัทจะเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 4.5-5 พันล้านบาทต่อปีในช่วงปี 2564-2565 เนื่องจากทริสเรทติ้งคาดว่าโครงการน้ำงึม 2 น่าจะกลับมาสร้างกระแสเงินสดให้แก่บริษัทในระดับปกติได้ นอกจากนี้ ทริสเรทติ้งยังคาดว่าบริษัทจะได้รับเงินปันผลจากโครงการไซยะบุรีประมาณ 200-250 ล้านบาทต่อปีในช่วงปี 2564-2565 อีกด้วย โดยในช่วงประมาณการนี้ทริสเรทติ้งคาดว่าโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมทั้ง 2 แห่งรวมถึงโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ของบริษัทน่าจะสร้าง กำไรก่อนดอกเบี้ยจ่าย ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายที่สม่ำเสมอได้ที่ระดับ 1-1.5 พันล้านบาทต่อปี

สถานะทางการเงินเป็นที่น่าพอใจ

บริษัทได้รับเงินเพิ่มทุนประมาณ 4.5 พันล้านบาทจากการใช้สิทธิตามใบสำคัญแสดงสิทธิในเดือนมิถุนายนและกันยายน 2562 ส่วนการลงทุนในโครงการใหม่ของบริษัทล่าช้าออกไปจากที่ทริสเรทติ้งประมาณการในครั้งก่อน ดังนั้น บริษัทจึงมีภาระหนี้ที่ต่ำกว่าที่ทริสเรทติ้งประมาณการไว้ ทั้งนี้ ณ สิ้นปี 2562 บริษัทมีเงินกู้รวมทั้งสิ้น 2.75 หมื่นล้านบาท มีอัตราส่วนหนี้สินทางการเงินต่อกำไรก่อนดอกเบี้ยจ่าย ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายที่ระดับ 5.6 เท่า ในขณะที่อัตราส่วนหนี้สินทางการเงินต่อเงินทุนลดลงมาอยู่ที่ระดับ 39% ในปี 2562 จากระดับ 44% ในปีก่อนหน้า

ทริสเรทติ้งคาดว่าอัตราส่วนหนี้สินทางการเงินต่อกำไรก่อนดอกเบี้ยจ่าย ภาษี ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายของบริษัทจะลดลงมาอยู่ในระดับ 4-5 เท่าในระหว่างปี 2564-2565 โดยทริสเรทติ้งได้รวมโอกาสที่บริษัทจะลงทุนในโครงการใหม่ไว้ในประมาณการด้วย ซึ่งคาดว่าบริษัทจะใช้เงินลงทุนประมาณ 6.3 พันล้านบาทในช่วงปี 2563-2565 ทริสเรทติ้งคาดว่าบริษัทจะยังคงมุ่งเน้นการลงทุนในประเทศเพื่อนบ้านและใช้ความแข็งแกร่งของบริษัทในการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่ เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่นั้นโดยปกติจะใช้เวลาหลายปีในการพัฒนาโครงการและปรับเปลี่ยนสิ่งแวดล้อมในหลายด้าน ทริสเรทติ้งจึงไม่คาดว่าบริษัทจะมีการเพิ่มสินทรัพย์ขนาดใหญ่ในระยะเวลาไม่กี่ปีข้างหน้านี้ ทั้งนี้ ทริสเรทติ้งคาดว่าบริษัทจะมีอัตราส่วนหนี้สินทางการเงินต่อเงินทุนอยู่ในระดับต่ำกว่า 40% ในระหว่างปี 2563-2565

สถานะสภาพคล่องที่เพียงพอ

ในระดับของงบการเงินรวมนั้น บริษัทมีเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดซึ่งรวมถึงเงินสดที่มีภาระผูกผันสำหรับเงินกู้โครงการอยู่ที่ประมาณ 5.4 พันล้านบาท ณ สิ้นปี 2562 ทั้งนี้ ทริสเรทติ้งคาดว่าบริษัทจะมีเงินทุนจากการดำเนินงานประมาณ 3 พันล้านบาทในปี 2563 ดังนั้น เงินสดในมือและเงินทุนจากการดำเนินงานจึงน่าจะเพียงพอใช้ชำระหนี้ที่จะครบกำหนดจำนวนประมาณ 2.6 พันล้านบาท รวมทั้งใช้เป็นเงินลงทุนอีกประมาณ 1.7 พันล้านบาท

บริษัทมีแผนจะชำระคืนหุ้นกู้ของบริษัทย่อยที่จะครบกำหนดในปี 2563 โดยการออกหุ้นกู้ใหม่มูลค่า 1.6 พันล้านบาท นอกจากนี้ บริษัทยังมีแผนจะออกหุ้นกู้หรือกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงินอีกประมาณ 3.5 พันล้านบาทเพื่อนำไปใช้ลงทุนในโครงการใหม่

จากประมาณการของทริสเรทติ้ง บริษัทย่อยต่าง ๆ ของบริษัทน่าจะสามารถสร้างกระแสเงินสดได้เพียงพอสำหรับการชำระคืนหนี้ทั้งหุ้นกู้และเงินกู้โครงการ นอกจากนี้ บริษัทย่อยเหล่านี้ยังต้องมีเงินฝากในบัญชีเงินสำรองสำหรับใช้ชำระคืนหนี้เงินกู้ในงวดถัดไปด้วย โดยบัญชีดังกล่าวจะช่วยบรรเทาความเสี่ยงให้แก่ผู้ให้กู้ในกรณีที่ผลการดำเนินงานไม่เป็นไปตามเป้าหมาย

สมมติฐานกรณีพื้นฐาน

• อัตราความสามารถในการผลิตไฟฟ้า (Capacity Factor) ของโครงการน้ำงึม 2 จะอยู่ในช่วง 30%-32% ในปี 2563 และ 36%-40% ในปี 2564-2565
• อัตราความสามารถในการผลิตไฟฟ้าของโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมทั้ง 2 แห่งจะอยู่ในช่วง 75%-77%
• เงินลงทุนทั้งหมดจะอยู่ที่ประมาณ 1.7 พันล้านบาทในปี 2563 ประมาณ 1.8 พันล้านบาทในปี 2564 และ 2.7 พันล้านบาทในปี 2565

แนวโน้มอันดับเครดิต

แนวโน้มอันดับเครดิต "Stable" หรือ "คงที่" สะท้อนถึงการคาดการณ์ของทริสเรทติ้งว่าโรงไฟฟ้าของบริษัทจะสามารถดำเนินงานได้ตามเป้าหมายและบริษัทจะยังคงได้รับกระแสเงินสดที่แน่นอนจากการลงทุน นอกจากนี้ ทริสเรทติ้งยังคาดว่าโครงการไซยะบุรีจะสามารถให้ผลตอบแทนได้ตามที่คาดหมาย

ปัจจัยที่อาจทำให้อันดับเครดิตเปลี่ยนแปลง

โอกาสที่บริษัทจะได้รับการปรับอันดับเครดิตเพิ่มขึ้นในระยะ 12-18 เดือนข้างหน้านั้นมีค่อนข้างจำกัด ในขณะที่ปัจจัยที่อาจมีผลต่อการลดอันดับเครดิตอาจเกิดจากผลการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าของบริษัท โดยเฉพาะโครงการน้ำงึม 2 ที่ด้อยกว่าที่ได้ประมาณการไว้ซึ่งจะกระทบต่อกระแสเงินสดของบริษัท หรือโครงการไซยะบุรีมีผลการดำเนินงานไม่เป็นไปตามที่คาดอย่างมีนัยสำคัญ นอกจากนี้ การลงทุนขนาดใหญ่โดยใช้เงินกู้เป็นหลักซึ่งส่งผลให้สถานะการเงินของบริษัทอ่อนแอลงก็เป็นอีกปัจจัยหนึ่งที่อาจมีผลต่อการปรับลดอันดับเครดิตลงด้วยเช่นกัน

เกณฑ์การจัดอันดับเครดิตที่เกี่ยวข้อง

• วิธีการจัดอันดับเครดิตธุรกิจทั่วไป, 26 กรกฎาคม 2562
• อัตราส่วนทางการเงินที่สำคัญและการปรับปรุงตัวเลขทางการเงิน, 5 กันยายน 2561
• Group Rating Methodology, 10 กรกฎาคม 2558
• เกณฑ์การจัดอันดับเครดิตของประเทศ (Sovereign Credit Rating), 8 ตุลาคม 2556

บริษัท ซีเค พาวเวอร์ จำกัด (มหาชน) (CKP)

อันดับเครดิตองค์กร: A

อันดับเครดิตตราสารหนี้:

CKP216A: หุ้นกู้ไม่ด้อยสิทธิ ไม่มีหลักประกัน 4,000 ล้านบาท ไถ่ถอนปี 2564 A-

CKP286A: หุ้นกู้ไม่ด้อยสิทธิ ไม่มีหลักประกัน 2,500 ล้านบาท ไถ่ถอนปี 2571 A-

แนวโน้มอันดับเครดิต: Stable

TRIS Rating affirms the company rating on CK Power PLC (CKP) at “A”, with a “stable” outlook, and also affirms the issue ratings on CKP’s senior unsecured debentures at “A-”. The issue ratings’ one notch below the company rating reflects the structural subordination of the debentures, relative to the loans extended to CKP’s operating subsidiaries.

The ratings reflect the company’s strengths in developing and operating large-scale hydroelectric power plants, highly predictable cash flow derived from power purchase agreements (PPAs) with the Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT; rated “AAA/Stable” by TRIS Rating), and the track record of efficient operations. However, the ratings are constrained by the susceptibility to hydrology risk and the country risk of the Lao People's Democratic Republic (Lao PDR).

KEY RATING CONSIDERATIONS

Strengths in developing large greenfield projects

CKP has a well-established track record of developing greenfield power projects, especially large-scaled hydropower projects, which typically entail considerable geographical and environmental challenges and require specialized engineering expertise.

CKP is best known for the huge Nam Ngum 2 Hydroelectric Power Project (NN2HPP), and Xayaburi Hydroelectric Power Project (XHPP), with capacities of 615 megawatts (MW) and 1,285 MW, respectively. Both projects started commercial run as scheduled.

One of the key success factors is the strength of its major shareholder, CH. Karnchang PLC (CK; rated “A/Stable” by TRIS Rating), the second-largest engineering and construction (E&C) company listed on the Stock Exchange of Thailand (SET) based on size of revenue and assets. Added to that, CKP also successfully developed other types of power projects, including cogeneration and solar power projects.

Increased capacity with hydropower remaining the majority

XHPP’s commencement of commercial operation in October 2019 has considerably lifted up CKP’s equity capacity in operating plants to 936 MW, from 425 MW at the end of 2018. Hydropower continues to represent the majority of CKP’s power portfolio.

As of March 2020, CKP’s operating power plants comprised hydropower of about 765 MW (82%), two gas-fired cogeneration of 155 MW (17%), and solar power of 16 MW (1%). All of CKP's operating power plants have secured long-term PPAs.

Reliable cash flows from well-structured PPAs with creditworthy parties

The ratings mirror the highly reliable cash flows secured by long-term PPAs with credible power buyers. In CKP’s power portfolio, EGAT is the main off-taker, buying about 92% of the total installed capacity, including that of XHPP. The rest of capacity is purchased by Electricite Du Laos (EDL), Thai industrial customers, and The Provincial Electricity Authority (PEA) of Thailand.

Moreover, the company’s PPAs are well structured in a bid to mitigate major operating risks. As for the two hydropower projects, the PPAs contain a compensating mechanism which allows the hydropower plants to sell electricity in excess of the annual supply target in a year of plentiful water flow, and receive compensation for those above-target sales in a dry year. That means in a dry year of electricity output falling short of the annual supply target, the shortfall can be added to the annual supply target in the following years. This mechanism helps smooth out the project's cash flow.

Proven record of efficient operations

NN2HPP holds an operation and maintenance agreement (OMA) with EGAT covering the entire term of the PPA. Since the date of initial operation in March 2011 to 2017, the plant availability factor has been higher than 96%.During 2018-2019, the plant availability factor was about 92%-93% due to a partial overhaul in 2018 and a water shortage in 2019.

As for the cogeneration power plants, the PPAs enable CKP’s plants to pass on fuel costs to EGAT as long as they meet the agreed plant efficiency. The exposure to fluctuations in fuel prices is hence manageable. CKP’s plants have so far outperformed the allowance.

Susceptibility to risk of low water resources

The technology used by the hydropower plants is proven with low operating risk. In general, the hydropower renders EBITDA margin (earnings before interest, taxes, depreciation, and amortization as percentage or revenue) of more than 75%, which is much higher than those of conventional fuel power plants due to the absence of the hydro fuel cost. However, it is subject to hydrology risk, i.e., the uncertainty of the volume of water flow.

The electricity production of hydropower plants is forecast by using long-term hydrological statistics of average water flow. But yearly water flows can vary. Even longer-term records offer no assurance that the hydrology will not change. Notwithstanding the contractual framework with the compensating mechanism to mitigate the risk of a dry year, CKP’s hydropower plants remain subjective to significant risk of water flow uncertainty, which could drastically dampen cash flow in a dry year.

Exposure to country risk of the Lao PDR

CKP's main power plants are located in the Lao PDR. CKP is inevitably exposed to the country risk of the Lao PDR, in particular the downside risks stemming from changes in the country’s regulations for power generation. However, these risks are mitigated by the concession agreement entered into with the government of Laos (GOL) and the PPAs entered into with EGAT. Moreover, the Laos state-run EDL is one of the sponsors of both NN2HPP and XHPP.

Lower-than-expected EBITDA due to a severe drought

Due to the severe drought in the North of the Lao PDR, NN2HPP’s operating performance in 2019 substantially fell shy of expectations, resulting in lower-than-expected performance of CKP. This is because NN2HPP contributed a majority portion of CKP’s EBITDA, or around 70% over the earlier two years. NN2HPP reported a sharp decline of 31.6% in power output. Its Primary Energy (PE) considerably trailed behind the Annual Supply Target by 24%. In effect, CKP arrived at Bt4 billion in EBITDA in 2019, which is 12% below our expectations.

The severe drought has resulted in the water level in NN2HPP’s reservoir hitting the lowest since its commencement of operations. NN2HPP will likely suffer from a water shortage before the rainy season starts and the Annual Supply Target seems out of reach at this point in time. We forecast CKP’s EBITDA to arrive at about Bt4 million in 2020, the same level in 2019.

In our base case forecast, we project CKP’s EBITDA to increase to Bt4.5-Bt5 billion per year in 2021 and 2022, as we expect that NN2HPP’s robust cash flow will resume. In addition, we estimate that CKP will receive about Bt200-Bt250 million per year of dividend from XHPP in 2021 and 2022. During the forecast period, we expect the two gas-fired cogeneration power plants and solar power projects will still generate stable stream of EBITDA of around Bt1-Bt1.5 billion per year.

Satisfactory financial profile

CKP received capital injection of about Bt4.5 billion through the exercises of warrants in June and September 2019. The investment in new projects has been delayed from our previous forecast. As a result, CKP’s gearing was below our forecast. At the end of 2019, CKP’s reported a total debt of Bt27.5 billion. The ratio of debt to EBITDA was 5.6 times. The debt to capitalization ratio fell to 39% as of 2019, from 44% a year earlier.

TRIS Rating expects that CKP’s debt to EBITDA ratio will improve to range around 4-5 times in 2021 and 2022. We have taken CKP’s potential to invest in new projects into our forecast, with total capital spending of Bt6.3 billion during 2020-2022. We expect CKP will continue focusing on neighboring countries and leveraging its strengths to develop sizable hydropower projects. Since a hydropower project, in essence, takes several years to develop and alters large areas of the environment, we do not expect tremendous growth in the company's assets in the next few years. In effect, we expect the debt to capitalization ratio will stay below 40% in 2020-2022.

Adequate liquidity profile

On a consolidated basis, CKP held cash and cash equivalents, including restricted cash for project loans, of about Bt5.4 billion at the end of 2019. We expect CKP’s funds from operations (FFO) will be about Bt3 billion in 2020. Cash on hand and FFO should be sufficient to cover long-term loans and bonds coming due for about Bt2.6 billion, along with capital expenditures and potential investments of about Bt1.7 billion.

CKP plans to refinance about Bt1.6 billion of its subsidiary’s debentures coming due in 2020 by issuing new debentures. CKP also plans to issue new debentures or secure loans from financial institutions worth about Bt3.5 billion for funding new investments.

Based on TRIS Rating’s forecast, the operating subsidiaries should be capable of generating sufficient cash to repay their respective financial obligations, both debentures and project loans. In addition, the operating subsidiaries are required to make deposits in the reserve accounts for the next loan payment. These accounts serve as a protective cushion for the lenders, in case operating results do not meet expectations.

BASE-CASE ASSUMPTIONS

• The capacity factor of NN2HPP to be in the range of 30%-32% in 2020 and 36%-40% in 2021-2022.
• The capacity factor for two cogeneration power plants to range 75%-77%.
• Total capital spending to be around Bt1.7 billion in 2020, Bt1.8 billion in 2021, and Bt2.7 billion in 2022.

RATING OUTLOOK

The "stable" outlook reflects our expectation that CKP's power plants will perform in line with their respective guidance. As such, we expect CKP will continue receiving stable cash flows from its investments. Moreover, we also expect XHPP will contribute the target return.

RATING SENSITIVITIES

A rating upgrade would be limited over the next 12-18 months. In contrast, downward rating pressure could develop if the performances of the operating power plants, particularly NN2HPP, undershot our estimates, which could materially weaken CKP's cash flow. The ratings could also be lowered if the performance of XHPP deviates materially from the expectation. Any large debt-funded investment that significantly deteriorates the company's financial profile could also trigger a rating downgrade.

COMPANY OVERVIEW

CKP, as a holding company, was spun off from CK to be a flagship company of the CK Group to invest in power business. CKP was listed on the SET in July 2013. As of March 2020, CKP's major shareholders were CK (31.9%), TTW PLC (25.0%), and Bangkok Expressway and Metro PLC (16.5%). The rest of the company's shares were publicly owned.

CKP's track record dates back in 2004 when it was a department of CK developing the 615-MW NN2HPP in the Lao PDR. This project's initial operation was in March 2011 and it commenced commercial operation in January 2013. The management, development, and operation teams were transferred to CKP in 2013.

Currently, CKP invests in eight power projects, through its subsidiaries and affiliated companies, with an aggregated installed capacity of 2,166.8 MW or equity capacity of 938.3 MW. Out of the equity capacity, about 935.6 MW is in operation while the remaining 2.7 MW is under construction.

CKP’s portfolio of power plants comprises hydropower, cogeneration, and solar power. All of CKP's operating power plants have secured long-term PPAs. The NN2HPP and the gas-fired cogeneration power plants, under the small power producer (SPP) scheme, hold 25-year PPAs with EGAT. The solar power projects hold five-year PPAs (with auto-renewal every five years) with the PEA. Meanwhile, the XHPP has secured PPAs with EGAT and EDL for 29 years and 31 years, respectively.

NN2HPP contributed a majority portion of CKP’s EBITDA, accounting by about 64% in 2019. The rest of 36% was generated by the two gas-fired cogeneration power plants, a small solar power project, and others.

In terms of off-takers for the operation phase of the project, 857 MW (or 92%) is sold to EGAT, 45.5 MW (6%) is sold to the industrial customers in Thailand and the PEA. The rest of 22.5 MW or 2% is sold to EDL.

CKP plans to double its aggregate installed capacity to 5,000 MW by 2025. The company will focus on cross-border hydropower projects to leverage the strength of the Group.

RELATED CRITERIA

• Rating Methodology – Corporate, 26 July 2019
• Key Financial Ratios and Adjustments, 5 September 2018
• Group Rating Methodology, 10 July 2015
• Sovereign Credit Rating, 8 October 2013

CK Power PLC (CKP)

Company Rating: A

Issue Ratings:

CKP216A: Bt4,000 million senior unsecured debentures due 2021 A-

CKP286A: Bt2,500 million senior unsecured debentures due 2028 A-

Rating Outlook: Stable

---