ANALYST’S BRIEFING : No. 1/2014 · 5.03.2014 · Theppana Wind Farm Power Project (TWF) Solarco Power Project ( Solarco) 2013 Highlights 2013 Financial Results . EGCO Group’s

ANALYST’S BRIEFING : No.1/2014

March 5, 2014

1

This presentation was made from the analysis of reliable information in order to assist

investment community to better understand the company's financial status and operation. It also

supports the "Good Corporate Governance Project" of the Securities and Exchange Commission

(SEC).

However, the information within this presentation has been derived from the existing factors in

the present time. Therefore, the forward-looking information on this presentation may not occur

in the future if the aforementioned factors or situations are changed. Investors are, nevertheless,

required to use their own discretion regarding the use of information contained in this

presentation for any purpose.

For further information, please contact Investor Relations Section of the Electricity Generating

Public Company Limited (EGCO) at Tel: (662) 998-5145-8 or Email: [email protected]

2

3

► 2013 Highlights

► 2013 Financial Results

► EGCO Group’s Overview

2013 Highlights 2013 Financial Results EGCO Group’s Overview

4

► 2013 Highlights ♦ COD Achievements

♦ Significant Events

♦ Under Construction Projects

♦ Divestments of EGCO’s investment in JV


5

COD February 1, 2013

May 2, 2013

July 18, 2013

November 18, 2013 December 16, 2013

Bueng Sam Phan Solar Project (GPS Phase 4) NED Expansion Project Theppana Wind Farm Power Project (TWF) Solarco Power Project (Solarco)


Presenter

Presentation Notes

Total net electricity generating was 10,786,590 kWh

6

Bueng Sam Phan Solar Project (GPS Phase 4)

Project Description Type: Solar Power Plant Location: Bueng Sam Phan, Petchabun Province Shareholders: EGCO 60%, Gunkul 40% PPA with PEA (VSPP Program) Contracted Capacity: 6.5 MW Adder: 8 baht/unit for 10 years Project Progress - COD on February 1, 2013. Operating Performance Ending 2013 - Total net electricity generating was 10.79 GWh. - Plant Availability Factor was 98.34%. - Capacity Factor was 20.70%.


Presenter

Presentation Notes


7

NED Expansion Project

Project Description Type: Solar Power Plant Location: Wang Ploeng, Lopburi Province Shareholders: EGCO 33.33%, CLP 33.33%, DGA 33.33% PPA with PEA (VSPP Program) Contracted Capacity: 8 MW Adder: 8 baht/unit for 10 years Project Progress - COD on May 2, 2013 Operating Performance Ending 2013 - Total net electricity generating was 10.70 GWh. - Plant Availability Factor was 97.39%. - Capacity Factor was 22.72%.


8

Theppana Wind Farm Power Project (TWF)

Project Description Type: Wind Power Plant Location: Watabak, Chaiyaphum Province Shareholders: EGCO 90%, PVI Group 10% PPA with PEA (VSPP Program) Contracted Capacity: 6.9 MW Adder: 3.5 baht/unit for 10 years Project Progress - COD on July 18, 2013. Operating Performance Ending 2013 - Total net electricity generating was 5.33 GWh. - Plant Availability Factor was 93.50%. - Capacity Factor was 19.25%.


Presenter

Presentation Notes


9

Solarco Power Project (Solarco)

Project Description Type: Solar Power Plants Location: Sai Kyo - Suphan Buri Province Sai Yai 1-2&Sai Phet 1-3 - Nakhon Pathom Province Shareholders: EGCO 49%, Yanhee Solar Power 51% PPA with PEA (VSPP Program) Contracted Capacity: 6x9.5 MW Adder: 8 baht/unit for 10 years Project Progress - Sai Yai 1-2 and Sai Phet 3, COD: November 18, 2013 - Sai Phet 1-2 and Sai Kyo, COD: December 16, 2013 Operating Performance Ending 2013

- Total Electricity Generating was 9.56 GWh. - Plant Availability Factor was 99.78%. - Capacity Factor was 22.49%.


Presenter

Presentation Notes

Total Electricity Generating was 9,555,490 kWh

10






New Project Acquisition

June 27, 2013

Signing Power Purchase Agreement

July 25, 2013

December 17, 2013

Boco Rock Wind Farm (BRWF) Khanom Power Plant Project Unit 4 (KN4) Chaiyaphum Wind Farm Project (CWF)


11

Presenter

Presentation Notes


12

Boco Rock Wind Farm (BRWF)

BRWF Stage-1

Project Description Type: Wind Power Plant (Green field) Turbine: Totaling 67 GE Wind Turbine Generators (WTG) - 58 WTG x 1.7 MW - 9 WTG x 1.6 MW Location: New South Wales, Australia Shareholders: EGCO 100% PPA: 15 years with Energy Australia Pty Ltd. (100% of output purchased by Energy Australia) SCOD: February 2015 Installed Capacity: 113 MW Acquisition Date - June 27, 2013


13

Khanom Power Plant Project Unit 4 (KN4)

Project Description

Type: Combined Cycle Power Plant

Location: Khanom, Nakhon Si Thammarat Province

Shareholder: EGCO 99.99%

SCOD: June 2016

PPA: 25 years with EGAT

Contracted Capacity: 930 MW

Signing Date

- July 25, 2013


Project Description

Type: Wind Power Plant

Location: Subyai, Chaiyaphum province

Shareholders: EGCO 90%, PVI Group 10%

SCOD: December 2016

PPA with EGAT (SPP Non-Firm Program)


Adder: 3.5 baht/unit for 10 years

Signing Date

- December 17, 2013

14

Chaiyaphum Wind Farm Project (CWF)


15






16

SCOD

April 2014

February 2015

June 2016

October 2019

GiDEC Waste Power Plant Project (GIDEC) Boco Rock Wind Farm (BRWF) Khanom Power Plant Project Unit 4 (KN 4) Xayaburi Power Company Limited (XPCL)


Presenter

Presentation Notes


17

GIDEC Waste Power Plant Project (GIDEC)

Project Description

Type: Municipal Solid Waste Plant

Location: Hat Yai, Songkhla Province

Shareholders: EGCO 50%, IEC Green Energy 50%

Expected COD: April 2014

PPA with PEA (VSPP Program)

Contracted Capacity: 6.5 MW


Project Progress

- Ending 2013, the progress of work was 95%.


18

Boco Rock Wind Farm (BRWF)

Project Description

Type: Wind Power Plant (Green Field)

Location: New South Wales, Australia

Shareholder: EGCO 100%

SCOD: February 2015

PPA: 15 years with Energy Australia Pty Ltd.

Installed Capacity: 113 MW

(100% of output purchased by Energy Australia)

Project Progress

- Ending 2013, the progress of work was 18.15%.


19

Khanom Power Plant Project Unit 4 (KN 4)

Project Description

Type: Combined Cycle Power Plant

Location: Khanom, Nakhon Si Thammarat Province

Shareholder: EGCO 99.99%

SCOD: June 2016

PPA: 25 years with EGAT


Project Progress

- Ending 2013, the overall project progress was 22.80%.


Presenter

Presentation Notes

Development a new 900 MW combined cycle power plant under direct negotiation with ERC pursuant to the PDP 2010 : Revision 3 Project Progress December 2012, ERC issued an announcement for purchase of electricity from EGCO’s new power plant to be built at Khanom site. December 2012, EGCO submitted the Electricity sales proposal to the Secretary General of ERC. 19 June 2016, Contract approved to construct new 900 MW.

Xayaburi Power Company Limited (XPCL)

Project Description Type: Hydro Power Plant Project, Run off River Location: Xayaburi District, Laos PDR Shareholders: EGCO 12.5%, CK 30%, EDL 20%, BECL 7.5%, Natee Synergy 25%, PT Construction and Irrigation Co., Ltd. 5% SCOD: October 2019 PPA: 29 years with EGAT and EDL Contracted Capacity with EGAT: 1,220 MW Contracted Capacity with EDL: 60 MW Project Progress - Ending 2013, the progress of work was 20.02%.

20


21






22

Divestments of EGCO's investment in JV

July 2, 2013

October 21, 2013

Conal Holding Corporation (Conal) Absolute Power P Company Limited (APPC)


Presenter

Presentation Notes


Conal Holding Corporation (Conal)

Details of Divestment

- Sale of all existing EGCO’s share in Conal (40% of shares in Conal)

- Conal holds the share in:

1) Alto Power Management Corporation, a management company

2) Southern Philippines Power Corporation, a 55 MW diesel power plant

3) Western Mindanao Power Plant Corporation, a 110 MW diesel power plant

Divestment Date

- July 2, 2013

23


Detail of Divestment

- Sale of all existing EGCO’s share in APPC (50% of share in APPC)

Divestment Date

- October 21, 2013

24

Absolute Power P Company Limited (APPC)


25

► 2013 Highlights




-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

2012 2012 (Restated)

2013

Net Profit Before FX Gain from Combination Deferred Tax

Million Baht

+ 1,545 or

25.50%

10,242 10,686

26

4,182 4,182

7,605

6,060 6,060

- 128 444

MD&A


Amortised QPL

Presenter

Presentation Notes

ในปี 2556 เอ็กโกกรุ๊ป ได้ปฏิบัติตามมาตรฐานบัญชีใหม่ โดยมาตรฐานบัญชีที่มีผลกระทบต่อตัวเลขผลประกอบการคือ มาตรฐานบัญชีฉบับที่ 12 เรื่องภาษีเงินได้ และ มาตรฐานบัญชีฉบับที่ 21 (ปรับปรุง 2552) เรื่องผลกระทบการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศ มีผลทำให้ต้อง Restated ตัวเลขในงบการเงินปี 2555 เพื่อการเปรียบเทียบผลการดำเนินงาน โดยกำไรของเอ็กโกปี 2555 จำนวน 6,060 ล้านบาท เมื่อ Restated แล้วจะเท่ากับ 6,504 ล้านบาท โดยผลต่างมาจาก Deferred Tax Income/liabilities จำนวน +444 ล้านบาท ทั้งนี้ ในปี 2555 เอ็กโก ยังมีกำไรจากการควบรวมธุรกิจ จากการที่เข้าไปซื้อโรงไฟฟ้าเคซอนเพิ่มเติมอีก 4,310 ล้านบาท และมีค่าตัดจำหน่ายส่วนสินทรัพย์เพิ่มของ QPL -128 ล้านบาท ทำให้กำไรก่อนผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนในงวดของปี 2555 Restated จะเป็น 10,686 ล้านบาท กำไรก่อนผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยน, Deferred Tax และค่าตัดจำหน่ายส่วนสินทรัพย์เพิ่มของ QPL ของปี 2556 เท่ากับ 7,605 ล้านบาท มาจาก 1. กำไรก่อนผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยน 7,096 ล้านบาท โดยประกอบด้วย ธุรกิจผลิตไฟฟ้า จำนวน 6,833 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบกับปี 2555 ที่มีกำไร 6,209 ล้านบาท ดังนั้นกำไรจากธุรกิจผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 624 ล้านบาท ธุรกิจอื่น จำนวน 263 ล้านบาท ลดลงเล็กน้อยเมื่อเปรียบเทียบกับปี 2555 ที่มีกำไร 295 ล้านบาท ดังนั้นกำไรจากธุรกิจอื่นลดลง 32 ล้านบาท 2. Deferred Tax Income/Liabilities ของปี 2556 จำนวน -279 ล้านบาท 3. ค่าตัดจำหน่ายส่วนสินทรัพย์เพิ่มของ QPL -230 ล้านบาท ดังนั้น กำไรก่อนผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยน, Deferred Tax และค่าตัดจำหน่ายส่วนสินทรัพย์เพิ่มของ QPL ของปี 2556 เท่ากับ 7,605 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบกับปี 2555 ที่มีกำไร 6,060 ล้านบาท โดยสรุปเอ็กโกกรุ๊ป จะมีกำไรก่อนผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยน, Deferred Tax และค่าตัดจำหน่ายส่วนสินทรัพย์เพิ่มของ QPL เพิ่มขึ้น 1,545 ล้านบาท หรือคิดเป็น 25.50%

27

55 1,562

(72)

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000 Million Baht

Increase in AP KEGCO 276 Rayong 82 GPG (124) BLCP (179)

Operating Performances GEC-SPP 446 SPP2 42 QPL 382 SPP4 20 NTPC 290 KEGCO 19 EGCO Cogen 269 ESCO 11 BLCP 222 EGCOM Tara 9 Rayong 128 TWF 8 GPS 96 APPC (8) NED 83 YEH (11) GPG 73 Roi ET green (36) SPP5 48 MME (44) SPP3 43 EGCO (528)

6,115

7,677

6,060

7,605

2013 2012

Under Construction Projects Bangpong 3 GIDEC (23) Klonglaung 3 BRWF (55)

7,605


Presenter

Presentation Notes

กำไรสุทธิก่อนอัตราแลกเปลี่ยนจำนวน 7,605 ล้านบาท ปี 2556 เพิ่มขึ้นจาก ช่วงเดียวกันของปี 2555 จำนวน 1,545 ล้านบาท มีสาเหตุหลักมาจาก การดำเนินงานของธุรกิจไฟฟ้าและธุรกิจอื่นๆ ดังนี้ การเพิ่มขึ้นของ AP 55 ล้านบาทเป็นไปตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า KEGCO เพิ่มขึ้น จำนวน 276 ล้านบาท ในปี 2556 มีการบำรุงรักษาหลักตามแผนที่แจ้งไว้กับ กฟผ. สูงกว่าปี 2555 ซึ่งค่าไฟฟ้าได้เพิ่มส่วนนี้เข้าไปในรายได้ค่าไฟ Rayong เพิ่มขึ้น จำนวน 82 ล้านบาท ในปี 2556 มีการบำรุงรักษาหลักตามแผนที่แจ้งไว้กับ กฟผ.สูงกว่าปี 2555 เป็นผลทำให้ค่า Capacity Rateสูงกว่าซึ่งค่าไฟฟ้าได้เพิ่มส่วนนี้เข้าไปในรายได้ค่าไฟ GPG ลดลง จำนวน 124 ล้านบาท BLCP ลดลง จำนวน 179 ล้านบาท ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 1,562 ล้านบาท ดังมีรายละเอียดดังนี้ GEC ผลประกอบการเพิ่มขึ้นจำนวน 446 ล้านบาท สาเหตุหลักจาก รายได้ค่าขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจำนวน 718 ล้านบาท ในขณะที่ต้นทุนขายเพิ่มขึ้น 497 ล้านบาท ทำให้กำไรจากการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 221 ล้านบาท รายได้อื่นเพิ่มขึ้นจำนวน 130 ล้านบาท สาเหตุหลักจากเงินชดเชยความเสียหายของเอ็นเคซีซีกรณีอุปกรณ์โรงไฟฟ้าชำรุดจากบริษัทประกันภัย (105 ล้านบาท) ในขณะที่NKCC ปี 2555 มีอุปกรณ์โรงไฟฟ้าชำรุดตั้งแต่วันที่ 7 เมษายน – 24 กันยายน 2555 (หรือประมาณ 6 เดือน) ทำให้ปี 2556 NKCC มี ค่าใช้จ่ายบริหารลดลง 95 ล้านบาท QPL ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 382 ล้านบาท เนื่องจากการที่เอ็กโกรับรู้ส่วนแบ่งกำไรจากเคซอนร้อยละ 98 แบบเต็มปี เมื่อเทียบกับปี 2555 ซึ่งรับรู้ในสัดส่วนร้อยละ 52.125 ในช่วง 5 เดือนแรก และรับรู้เพิ่มเป็น 98% ในช่วง 7 เดือนหลัง จากการซื้อหุ้นเพิ่มร้อยละ 45.875 ในเดือนมิถุนายน 2555 (กำไรที่เพิ่มขึ้นเพิ่มในสัดส่วนที่น้อยกว่าปีก่อนเนื่องจาก QPLผลิตไฟฟ้าได้น้อยกว่าช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อน จากที่ Meralco dispatched น้อยกว่าปีที่แล้ว) NTPC ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 290 ล้านบาท เนื่องจาก รายได้ค่าไฟฟ้าส่วน Primary Energy (PE) และ Secondary Energy (SE) เพิ่มขึ้นเนื่องจากปริมาณน้ำที่ใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้า มากกว่าปี 2555 และอัตราค่าไฟฟ้าในสูตรค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 1% เป็นผลให้รายได้ค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 77 ล้านบาท (จำนวนหน่วยที่ผลิตในปี 2556 = 5,742.81 KWh สูงกว่าปี 2555 ที่ผลิตได้ 5,463.13 KWh จำนวนหน่วยที่ผลิตสูงกว่าประมาณ 5%) ในขณะที่ ดอกเบี้ยจ่าย ลดลง 128 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายอื่นลดลง 82 ล้านบาท เกิดจากค่าใช้จ่ายบริหารทั่วไป [ปี 2555 มีค่าซ่อมถนน(73) และ ปี 2556 ได้รับเงินเครมประกัน(8)] EGCO Cogen ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 269 ล้านบาท เนื่องจาก ปี 2555 มีอุปกรณ์โรงไฟฟ้าชำรุดตั้งแต่วันที่ 11 กุมภาพันธ์ – 11 ตุลาคม 2555 (ประมาณ �8 เดือน) ทำให้ปี 2556 มี รายได้ค่าขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 917 ล้านบาท ในขณะที่ต้นทุนขายเพิ่มขึ้น 586 ล้านบาท ทำให้กำไรจากการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 331 ล้านบาท ในขณะที่ ค่าใช้จ่ายอื่นเพิ่มขึ้น 62 ล้านบาท มีสาเหตุหลักจากการปันกำไรให้ MI (รายได้ค่า Claim ประกันภัย 4 ล้านบาท ) BLCP ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 222 ล้านบาท เนื่องจาก รายได้ค่าพลังงานไฟฟ้า (EP) ลดลง 403 ล้านบาท สาเหตุหลักมาจากมีการซ่อมบำรุงรักษาหลักที่มากกว่าปีก่อน ในขณะที่ค่าใช้จ่ายในการผลิตลดลง 541 ล้านบาท ราคาเฉลี่ยของถ่านหินในปี 2556 (73.70) ต่ำกว่าในปี 2555 (129.36) เนื่องจากไม่ได้มีการซื้อถ่านหินแบบ Spot Rate ทำให้กำไรจากการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 138 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายบริหารลดลง 81 ล้านบาท ส่วนใหญ่เป็นค่าดอกเบี้ยจ่ายที่ลดลง(79) Rayong ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 128 ล้านบาท เนื่องจาก ค่าใช้จ่ายในการผลิตลดลง 162 ล้านบาท ส่วนใหญ่มาจากมีการซ่อมบำรุงหลักเกิดขึ้นน้อยกว่าปีก่อน รายได้ EP ลดลง 47 ล้านบาท เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าที่น้อยลงกว่าปีก่อน (EGAT dispatch ลดลง จากปี 2555 = 4,004.20 ล้านหน่วย ปี 2556 = 2,693.31 ล้านหน่วย dispatch ต่ำกว่าปีที่แล้ว 33%) ค่าใช้จ่ายบริหารทั่วไปลดลง 15 ล้านบาท GPS ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 96 ล้านบาท เนื่องจาก รายได้ค่าขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 158 ล้านบาท ในขณะที่ต้นทุนขายเพิ่มขึ้น 41 ล้านบาท ทำให้กำไรจากากรขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 117 ล้านบาท สาเหตุหลักจากโครงการบึงสามพัน ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าโครงการที่ 4 ของจีพีเอส เริ่มจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์แล้วเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2556 ในขณะที่ ค่าใช้จ่ายอื่นเพิ่มขึ้น 21 ล้านบาท NED ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 83 ล้านบาท เนื่องจาก รายได้ค่าขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 94 ล้านบาท ในขณะที่ต้นทุนขายเพิ่มขึ้น 24 ล้านบาท ทำให้กำไรจากการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 70 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายอื่นลดลง 4 ล้านบาท สาเหตุหลักจากโครงการเอ็นอีดี 8 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นโครงการส่วนขยายจากโครงการเดิมของเอ็นอีดี เริ่มจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์แล้ว เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2556 ในขณะที่ รายได้อื่นเพิ่มขึ้น 9 ล้านบาท GPG ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 73 ล้านบาท เนื่องจาก ค่าใช้จ่ายในการผลิตลดลง 972 ล้านบาท ในขณะที่รายได้ค่าขายไฟฟ้าลดลง 965 ล้านบาท ทำให้กำไรจากการขายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 7 ล้านบาท เนื่องจากมีการซ่อมบำรุงหลักตามแผนที่เพิ่มขึ้นจากปีก่อนหน้า ค่าใช้จ่ายบริหารลดลง 53 ล้านบาท ส่วนใหญ่เป็นค่าดอกเบี้ยจ่ายที่ลดลง (61) รายได้อื่นเพิ่มขึ้น 13 ล้านบาท SPP2, 3, 4, 5 ผลประกอบการเพิ่มขึ้นรวม 153 ล้านบาท (42, 43, 20, 48 ตามลำดับ) เนื่องจากการที่เอ็กโกรับรู้ผลกำไรแบบเต็มปีในปี 2556 เมื่อเทียบกับปี 2555 ตามวันที่เอ็กโกเข้าซื้อหุ้นบริษัทต่างๆ ดังนี้ SPP2 เอ็กโกเข้าซื้อหุ้นเมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2555 SPP3 เอ็กโกเข้าซื้อหุ้นเมื่อวันที่ 29 กุมภาพันธ์ 2555 SPP4 เอ็กโกเข้าซื้อหุ้นเมื่อวันที่ 23 มกราคม 2555 SPP5 เอ็กโกเข้าซื้อหุ้นเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2555 KEGCO ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 19 ล้านบาท เนื่องจาก ค่าใช้จ่ายในการผลิตลดลง 100 ล้านบาท ส่วนใหญ่มาจากมีการบำรุงรักษาหลักน้อยกว่า�ปีก่อน ในขณะที่ ค่าใช้จ่ายบริหารทั่วไปเพิ่มขึ้น 78 ล้านบาท ส่วนใหญ่มาจากภาษีเงินได้ รายได้ EP ลดลง 3 ล้านบาท ESCO ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 11 ล้านบาท เนื่องจาก ค่าใช้จ่ายในการบริหารลดลงจากปีก่อน TARA ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 9 ล้านบาท เนื่องจาก รายค่าขายน้ำประปาที่เพิ่มขึ้น TWF ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 8 ล้านบาท เนื่องจากเริ่มจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์แล้ว เมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2556 และในส่วนบริษัทที่มีผลประกอบการลดลงมีดังนี้ APPC ผลประกอบการลดลง 8 ล้านบาท เนื่องจากเอ็กโกเข้าซื้อหุ้นเอพีพีซี เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2555 (ปี 2555 รับรู้ขาดทุน 6 เดือน) และขายหุ้นเอพีพีซี เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2556 (ปี 2556 รับรู้ขาดทุน 10 เดือน) แสดงว่าในปี 2556 มีการขาดทุนในสัดส่วนที่น้อยลงจากปีก่อน YEH ผลประกอบการลดลง 11 ล้านบาท สาเหตุหลักจากดอกเบี้ยจ่ายที่เพิ่มขึ้น Roi-Et green ผลประกอบการลดลง 36 ล้านบาท เนื่องจาก รายได้ค่าขายไฟฟ้าลดลง 34 ล้านบาท เนื่องจากราคาน้ำมันเตาที่ลดลง [(33-MI 17 = 16) ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งในการคำนวณสูตรค่าไฟฟ้า (ปี 2556 = 21.2909 บาท/ลิตร, ปี 2555= 24.0560 บาท/ลิตร) ต้นทุนขายเพิ่มขึ้น เนื่องจากราคาแกลบที่เพิ่มขึ้น (21) (ปี 2556 = 1,492 บาท/ตัน, ปี 2555 = 1,123 บาท/ตัน) ในขณะที่ ค่าใช้จ่ายบริหารทั่วไปลดลง 19 ล้านบาท ส่วนใหญ่มาจากค่าใช้จ่ายบริหารทั่วไป MME ผลประกอบการลดลง 44 ล้านบาท เนื่องจากค่าใช้จ่ายบริหารทั่วไปเพิ่มขึ้น ส่วนใหญ่มาจากค่าตัดจำหน่ายสัมปทานเหมือง (21) EGCO ผลประกอบการโดยรวมลดลง 528 ล้านบาท รายได้ลดลง 82 ล้านบาท มาจาก 1. ดอกเบี้ยรับลดลง 63 ล้านบาท เนื่องจาก เงินสดคงเหลือต่ำกว่าปีที่แล้ว 2. Dividend EASTW ลดลง 19 ล้านบาท � เนื่องจาก ปี 2555 จ่าย 156 ล้านบาท แต่ปี 2556 จ่าย 137 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้น 446 ล้านบาท มาจาก ค่าใช้จ่ายบริหารเพิ่มขึ้น 119 ล้านบาท ส่วนใหญ่มาจาก ค่าใช้จ่ายด้านบุคคลากร เพิ่ม 84 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายด้านอาคาร เพิ่ม 35 ล้านบาท 2. ค่าใช้จ่ายด้านที่ปรึกษาเพิ่มขึ้น 104 ล้านบาท (โครงการ Jupiter = 98) 3. ตั้งค่าตัดจำหน่าย APPC 60 ล้านบาท 4. ดอกเบี้ยจ่ายเพิ่มขึ้น 163 ล้านบาท 3. การลดลงเนื่องจาก Under Construction Projects 72 ล้านบาท Banpong ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 3 ล้านบาท Klonglaung ผลประกอบการเพิ่มขึ้น 3 ล้านบาท GIDEC ผลประกอบการลดลง 23 ล้านบาท สาเหตุหลักจากค่าใช้จ่ายบริหารทั่วไปที่เพิ่มขึ้น BRWF ผลประกอบการลดลง 55 ล้านบาท เนื่องจากค่าใช้จ่ายบริหารทั่วไปที่เพิ่มขึ้น จากที่กล่าวมาเป็นสาเหตุให้กำไรเพิ่มขึ้นจาก 6,060 ล้านบาท มาเป็น 7,605 ล้านบาท

22%

22%

19%

11%

8%

7%

5% 3%

28

BLCP 2,084 MB

Quezon 2,042 MB (QPL,QMS,PEPOI)

NTPC 1,033 MB

Note: Excluding EGCO GPG(KK2) 1,835 MB

Conal 34 MB, 0%

SPP 712 MB (GEC, EGCO Cogen,

Roiet Green)

RYPP 517 MB

SOLAR 676 MB (GPS,SPP2-5,NED,YEH)

ESCO 175 MB, 2% KEGCO 254 MB

ET 131 MB, 1% Unit: Million Baht


USD 761 M

THB 12,814 M

JPY 367 M

Total Outstanding (Baht Equivalent) THB 36,287 M

Total Outstanding As of 31 Dec 2013

USD 910 M

THB 17,095 M

JPY 262 M

THB 49,982 M

Total Outstanding As of 31 Dec 2012

29

AUD 0 M AUD 99 M


Presenter

Presentation Notes

EGCO และบริษัทย่อย มี Facilities ของเงิน 4 สกุล ได้แก่ AUD USD JPY และเงินบาท โดย ณ 31 ธ.ค. 2556 มีเงินกู้สกุลต่าง ๆ ดังนี้ เงินกู้สกุล AUD มีทั้งหมด 99 M.AUD เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้ว 99 M.AUD. เนื่องจาก BRWF กู้ระยะยาว 99 M.USD เงินกู้สกุล USD มีทั้งหมด 910 M.USD เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้ว จำนวน 149 M.USD. เนื่องจาก EGCO เงินกู้เพิ่ม 15.2 M.USD KEGCO เงินกู้เพิ่ม 100.6 M.USD Solarco เงินกู้เพิ่ม 35 M.USD TWF เงินกู้เพิ่ม 4 M.USD ขณะที่ EGCO COGEN มีชำระคืนเงินกู้บางส่วน เงินกู้สกุลเงิน USD ประกอบไปด้วย EGCO 406.1 M.USD (จาก 390.9 M.USD ชำระคืนเงินกู้ระยะสั้น 300 M.USD ชำระคืนเงินกู้ระยะยาว 18.2 M.USD และกู้ระยะยาว 333.4 M.USD รวม 406.1 M.USD) KEGCO 100.6 M.USD (กู้ระยะยาวเพิ่ม 100.6 M.USD) Solarco 35.0 M.USD (กู้ระยะยาวเพิ่ม 35.0 M.USD) TWF 4.0 M.USD (กู้ระยะยาวเพิ่ม 4.0 M.USD) EGCO COGEN 3.8 M.USD (จาก 7.2 M.USD ชำระคืนเงินกู้ระยะยาว 3.4 M.USD คงเหลือ 3.8 M.USD) QPL 361 M.USD เงินสกุล JPY มีทั้งหมด 262 M.JYP ลดลงจากปีที่แล้ว 105 M.JPY เนื่องจาก RoiEt Green ชำระคืนเงินกู้ เงินสกุล THB มีทั้งหมด 17,095 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้ว 4,281 ล้านบาท เนื่องจาก EGCO เงินกู้เพิ่ม 400 ล้านบาท KEGCO เงินกู้เพิ่ม 1,490.1 ล้านบาท TWF เงินกู้เพิ่ม 235 ล้านบาท Solarco เงินกู้เพิ่ม 2,510 ล้านบาท ขณะที่ SPP 2 – 5 และ EGCO COGEN มีการชำระหนี้บางส่วน เงินกู้สกุลเงินบาท ประกอบไปด้วย EGCO 9,800 ล้านบาท (จาก 9,400 ล้านบาท เบิกเงินกู้ 400 ล้านบาท รวม 9,800 ล้านบาท) KEGCO 1,490.1 ล้านบาท (กู้ระยะยาวเพิ่ม) TWF 235.4 ล้านบาท (ชำระคืนเงินกู้ระยะสั้น 40.4 ล้านบาท กู้ระยะยาวเพิ่ม 275 ล้านบาท คงเหลือ 235 ล้านบาท) SPP 2 – 5: 2,885.1 ล้านบาท (จาก 3,119.1 ล้านบาท ชำระคืนเงินกู้ 233 ล้านบาท คงเหลือ 2,943.1 ล้านบาท) EGCO COGEN 133.4 ล้านบาท (จาก 254.9 ล้านบาท ชำระคืนเงินกู้ 121.5 ล้านบาท คงเหลือ 133.4 ล้านบาท) Solarco 2,510 ล้านบาท (กู้ระยะยาวเพิ่ม) ดังนั้น Outstanding เทียบเท่าเป็นเงินบาท ณ 31 ธ.ค. 2556 เท่ากับ 49,982 ล้านบาท (ไม่รวม Financing Cost) อัตราแลกลี่ยนUSD = 31.816 JPY = 0.316 AUD = 29.011

0.28 0.23 0.21

0.25

0.70

0.87

0.18 0.18 0.17 0.23

0.41

0.44

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

2008 2009 2010 2011 2012 2013 EGCO+Subsidiaries EGCO

Debt 24,809

Equity 55,820

Debt Equity

Debt 60,793 Equity

70,144

Debt Equity

EGCO + Subsidiaries

Unit: MB

EGCO

Unit: MB

Times (X)

30


Presenter

Presentation Notes

D/E ณ 31 ธ.ค.56 งบการเงินรวม เท่ากับ 0.87 เท่า เปลี่ยนแปลง 0.17 เท่า เมื่อเทียบกับ D/E ณ 31 ธ.ค. 55 เท่ากับ 0.70 เท่า โดย Debt 60,793 ล้านบาท Equity 70,144 ล้านบาท หนี้สินเพิ่มขึ้นประมาณ 15,405 ล้านบาท เนื่องจากมีเงินกู้ยืมระยะยาวเพิ่มขึ้น 22,213 ล้านบาท หนี้สินหมุนเวียนลดลง 8,125 ล้านบาท และหนี้สินหมุนเวียนอื่นเพิ่มขึ้น 1,317 ล้านบาท ในขณะที่ D/E งบการเงินเฉพาะบริษัท EGCO เท่ากับ 0.44 เท่า โดย Debt 24,809 ล้านบาท Equity 55,820 ล้านบาท หนี้สินเพิ่มขึ้นประมาณ 1,792 ล้านบาท เนื่องจากหนี้สินหมุนเวียนลดลง 6,065 ล้านบาท หนี้สินไม่หมุนเวียนเพิ่มขึ้น 7,857 ล้านบาท EGCO มี Target สำหรับ D/E อยู่ที่ไม่เกิน 1.0 เท่า *หมายเหตุ D/E ณ สิ้นปี 2555 (ปรับปรุงใหม่) เท่ากับ 0.70 เนื่องจากมีการปรับปรุงงบการเงินตามมาตรฐานบัญชีใหม่ 2 ฉบับคือ เรื่อง Functional Currency และ Deferred tax


Unit: Million Baht 2013

Beginning Cash 1,217

Net Cash Receipts from Operating Activities 1,027

Dividend Receipts from Subsidiaries JVs & Others 5,425

Net Cash Payments in Investing Activities (2,866)

Investments in subsidiaries & JVs (1,848)

Shareholder Loans (net) (1,011)

Others (7)

Net Cash Receipts (Payments) in Financing Activities (3,003)

Loan receipts 14,051

Loan repayments (13,263)

Interest Payments (633)

Dividend Payments (3,158)

Ending Cash 1,800 31

Presenter

Presentation Notes

Cash flow ของ EGCO ONLY สรุปได้ดังนี้ ณ ต้นปี 2556 EGCO มี cash on hand (Cash and Deposits at financial institutions) จำนวน 1,217 ล้านบาท และเมื่อสิ้นปี 2556 Cash Flow จากการดำเนินงานได้มา จำนวน 1,027 ล้านบาท โดยเป็น เงินปันผลรับจากบริษัทย่อยและ JV และ EASTW 5,425 ล้านบาท Cash Flow ใช้ไปในกิจกรรมลงทุนลดลง จำนวน 2,866 ล้านบาท โดยเป็น เงินลงทุนให้บริษัทย่อยและ JV จำนวน 1,848 ล้านบาท KEGCO 1,150 ล้านบาท XPCL478 ล้านบาท BRWF 115 ล้านบาท GPS53 ล้านบาท TWF 42 ล้านบาท BPU&KLU 15 ล้านบาท (บริษัทละ 7.5 ล้านบาท) APPC-5 ล้านบาท การให้กู้แก่บริษัทที่เกี่ยวข้อง 1,011 ล้านบาท YEH1,020 ล้านบาท GIDEC 85 ล้านบาท TWF 7 ล้านบาท SPP 2 - 5 1 ล้านบาท (SPP2 ไม่มีการการเพิ่ม/ลดในปี 2556, SPP3 = 1.1 ล้านบาท, SPP4 = 0.85 ล้านบาท, SPP5 = -1ล้านบาท) APPC -25 ล้านบาท GPS -31 ล้านบาท ESCO -46 ล้านบาท อื่นๆ ประกอบด้วย ซื้อทรัพย์สิน7 ล้านบาท Cash flow ใช้ไปในกิจกรรมจัดหาเงิน จำนวน 3,003 ล้านบาท โดยเป็น การเบิกเงินกู้ยืมจากสถาบันการเงินสุทธิ 14,051 ล้านบาท จ่ายชำระคืนเงินกู้แก่สถาบันการเงิน 13,263 ล้านบาท (ในส่วนนี้เป็น refinance short term 9,233 ล้านบาท) ดอกเบี้ยจ่าย 633 ล้านบาท จ่ายเงินปันผล 3,158 ล้านบาท ทำให้ ณ สิ้นปี 2556 EGCO มีเงินสดคงเหลือในมือ จำนวน 1,800 ล้านบาท

1.00 1.25 1.25 1.50 1.50 2.00 2.25 2.50 2.50 2.50 2.50 2.75 2.75

1.25 1.25 1.50

1.50 1.75

2.00 2.50

2.50 2.75 2.75 2.75 3.25

-

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Second Payment

Interim Payment 6.00

5.25 5.00

5.25 5.25

4.75

4.00

3.25 3.00

2.75 2.50

2.25

Baht/Share

6.00

3.25

*EGCO’s Board of Directors on February 24, 2014 proposed to Shareholder’s 2014 Annual General Meeting to

approve the 2013 final dividend payment at 6 baht per share.


33

► 2013 Highlights




34

► EGCO Group’s Overview ♦ EGCO Shareholders

♦ Progress of Work

♦ Portfolio and Corporate Strategies


EGAT 25.41%

TEPDIA 23.94%

Thai Investors 17.94%

Foreign Investors 20.88%

NVDR 10.43% NVDR

11.83%

35

TEPCO 50%

Mitsubishi 50%

As of September 10, 2013

* Nuclear Damage Liability Facilitation Fund

NDF* 50.11%

Others 49.89%


Presenter

Presentation Notes

EGCO’s two major shareholders are EGAT 25.4%, TEPDIA, a 50% joint-venture between TEPCO and Mitsubishi, 23.9%, and the rest are 17.94% Thai investors, 20.88% foreign investors and NVDR of 11.83%.

36





37

SCOD

2016

2016

2017

TP Cogeneration Project (TP Cogen) SK Cogeneration Project (SK Cogen) Chaiyaphum Wind Farm (CWF) TJ Cogeneration Project (TJ Cogen)


Presenter

Presentation Notes


38

TP Cogeneration Project (TP Cogen)

Project Description

Type: Cogeneration Power Plant

Location: Ban Pong, Ratchaburi Province


SCOD: June 2016


Contracted Capacity with EGAT: 90 MW

Contracted Capacity with IUs: 23 MW with 40 T/hr of steam

Project Progress

- Project development activities are ongoing.


39

SK Cogeneration Project (SK Cogen)

Project Description


Location: Ban Pong, Ratchaburi Province


SCOD: June 2016




Project Progress



Chaiyaphum Wind Farm (CWF)

Project Description

Type: Wind Power Plant

Location: Subyai, Chaiyaphum

Shareholders: EGCO 90%, PVI Group 10%

SCOD: December 2016

PPA with EGAT (SPP Non-Firm)



Project Progress


40


41

TJ Cogeneration Project (TJ Cogen)

Project Description


Location: Klongluang, Pathum Thani Province


SCOD: June 2017




Project Progress



42





43

Currently, EGCO Group’s portfolio comprises of 20 operating power plants, totaling contracted capacity 4,518.02 MWe.

IPPs SPPs Renewable Overseas

277.99 MWe 6.2%

3,330.44 MWe

73.7%

808.85 MWe 17.9%

100.74 MWe 2.2%

Total 4,518.02 MWe

IPPs

Rayong 1,174.99 1,174.99

KEGCO 748.20 748.20

GPG (KK 2) 1,468.00 734.00

BLCP 1,346.50 673.25

3,330.44

Power Plant MW EquityContracted

Cap. (MW)

SPPs

EGCO COGEN 111.88 89.50

ROI-ET GREEN 8.80 6.19

GEC-GCC 108.63 54.32

GEC-NKCC 121.30 60.65

GEC-SCC 114.45 57.23

GEC-GYG 20.20 10.10

277.99

Overseas

NTPC 1,023.00 358.05

QUEZON 460.00 450.80

808.85

Renewable

NED 63.00 21.00

SPP2 8.00 8.00

SPP3 8.00 8.00

SPP4 6.00 6.00

SPP5 8.00 8.00

GPS 26.00 15.60

TWF 6.90 6.21

Solarco 57.00 27.93

100.74

Power Plant MW EquityContracted Cap. (MW)


Under Construction Under Development

Currently, EGCO Group’s portfolio consists of 4 under construction projects and 4 under development projects,

totaling contracted capacity 1,613.25 MWe.

Total 1,613.25 MWe

407 MWe

25.2%

1,206.25 MWe 74.8%

44

Under Development

TP Cogen 113.00 113.00

SK Cogen 107.00 107.00

CWF 90.00 81.00

TJ Cogen 106.00 106.00

407.00

Power Plant MW EquityContracted Cap. (MW)

Under Construction

GIDEC 6.50 3.25

BRWF 113.00 113.00

KN4 930.00 930.00

XPCL 1,280.00 160.00

1,206.25

Contracted Cap. (MW)Power Plant MW Equity


Currently, EGCO Group’s other business portfolio comprises of 6 companies:

45

Company Business Type

EGCO Engineering and Service Co., Ltd. (ESCO)

Pearl Energy Philippines Operating Inc. (PEPOI)

Quezon Management Services Inc. (QMS)

Eastern Water Resources Development and Management Plc. (EASTW)

Egcom Tara Co., Ltd. (Egcom Tara)

Manambang Muara Enim Co., Ltd. (MME)

O&M

O&M

Management Service

Water

Water

Coal Mining


Presenter

Presentation Notes

This slide shows you power plants in our portfolio. At the end of June 2012, EGCO has 20 operating power plants with total installed equity capacity of 4,708 MW. We also have 9 under development power plants with installed equity capacity of 1,483 MW. These under development plants are expected to come off the ground in 2013 (NED, GPS, TWF, YEH), 2016 (Khanom), 2017 (TJ Cogen), 2018 (TP Cogen), 2019 (SK Cogen and XPCL). With all the plants in our portfolio, EGCO’s Group will have total installed equity capacity of power plants of 6,191 MW.

XPCL

(Hydro) KN4

(Gas)

TJ Cogen

(Gas)

BRWF

(Wind)

GIDEC

(Waste)

Under Development Projects

Under Construction Projects

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Under Construction Projects

Under Development Projects

SK Cogen

(Gas)

TP Cogen

(Gas)

CWF

(Wind)

46

47

Operate power plant portfolio to achieve optimum efficiency and manage projects under construction to achieve on time and within budget completion

Focus on seeking opportunities to acquire operating assets to realize quick earning

Focus on the opportunities in greenfield projects to boost its earning prospects in long term by utilizing existing projects to expand its investments


THANK YOU

48

49

50

Classified by Producer Classified by Fuel type

As of December 2013, Thailand’s Power Installed Capacity was 33,681.02 MW.

EGAT : 15,010 MW SPP : 3,525 MW

IPP : 12,742 MW Import : 2,404 MW

Natural Gas : 22,642 MW Coal : 4,556 MW

Hydro : 5,541 MW Others* : 942 MW

*OTHERS = Fuel Oil, Diesel, Renewable

67.2%

16.5%

13.5%

2.8%

NATURAL GAS HYDRO COAL OTHERS*

44.6%

37.8%

10.5%

7.1%

EGAT IPP SPP IMPORT

51

15,000

20,000

25,000

30,000

January Februaary March April May June July August September October November December

2008 2009 2010 2011 2012 2013

23,900.21 MW (May 24, 2011)

26,121.10 MW (April 26, 2012) + 1.8%

26,598.14 MW (May 16, 2013)

MW

Presenter

Presentation Notes

From the past five years, we can see that the power demand in Thailand increased every year. The peak demand in this year was on 26 April at 26,121 MW, which was up by 9.3% from the peak demand in 2011 of 23,900 MW on 24 May. We expect the peak demand will grow higher due to higher consumption from the economic growth. We will talk more about this when we reach the revision 3 of Thailand Power Development Plan in the next section. In November, 2012, Peak Demand was 24,657.90 MW.

Key Financial Data: FX Variance MD&A

52

2012 2013 +/-

EGCO 472.74 (754.67) (1,227.41)

Rayong Power Plant 0.00 (0.02) (0.02)

KEGCO 0.28 (100.16) (100.44)

EGCO Cogen 8.68 (6.26) (14.94)

Roi-Et Green 16.80 11.38 (5.42)

ESCO (4.27) 14.06 18.33

ET - - -

PEPOI (0.75) 2.75 3.50

Quezon 105.43 (38.74) (144.17)

QMS (1.36) 0.59 1.95

SPP2 (0.69) (2.28) (1.59)

SPP3 0.60 - (0.60)

SPP4 0.87 - (0.87)

SPP5 (7.43) 0.22 7.65

TWF - (15.38) (15.38)

YEH - (90.11) (90.11)

Banpong - - -

Klonglaung - - -

BRWF - (0.04) (0.04)

Total Subs FX 590.90 (978.66) (1,569.56)

BLCP (29.55) 580.93 610.48

GPG 85.53 (123.10) (208.63)

GEC(GCC, NKCC, SCC, GYG) 32.95 (38.16) (71.11)

CONAL (1.65) 1.22 2.87

NTPC (124.15) 375.20 499.35

NED (0.03) (0.02) 0.01

GPS - - -

APPC - - -

GIDEC 0.01 - (0.01)

MME 0.04 0.14 0.10

Total JVEs FX (36.85) 796.21 833.06

Grand Total 554.05 (182.45) (736.50)

* FX gains/losses from Income Statements including financial cost from foreign currency loans (EGCO & Subs) and JVs 53

2012 2013

Debt to Equity (Time) 0.70 0.87

Net Debt to Equity (Time) 0.54 0.71

Net Profit before FX* (Million Baht) 10,686 7,096

EPS (Baht) 21.35 13.13

Operating Cash Flow / share (Baht) 8.00 10.55

BV / share (Baht) 121.87 131.57

Financial Ratio Highlights Key Financial Data:

54

Segmental Operating Results, Ended December 31, 2013 Key Financial Data:

Power Generation Power Generation Others Others Total

(Million Baht)

EGCORayong pow er plant

KEGCOEGCO Cogen

Roi-Et Green SPP4 SPP3 YEH SPP2 SPP5 TWF

QPL(included

PEPOI&QMS)Klongluang Bangpong BRWF BLCP GPG

GCC, NKCC, SCC, GYG

NED CONAL NTPC GPS GIDEC ESCO ET MME APPC

Sales of Electricity - 2,201 2,035 2,548 365 140 179 34 187 187 35 9,839 - - - 17,750 - - - 17,750

- Capacity Payment - 2,125 1,972 242 43 - - - - - - - - - - 4,382 - - - 4,382

- Energy Payment - 76 63 2,306 322 140 179 34 187 187 35 9,839 - - - 13,368 - - - 13,368

Sales of Water - - - - - - - - - - - - - - - - - 309 309 309

Service Income - - - - - - - - - - - 401 - - - 401 726 - 727 1,127

Cost of Sales - 1,511 1,429 2,318 189 38 49 31 52 50 14 5,500 - - - 11,182 - 86 86 11,268

Cost of Services - - - - - - - - - - - 315 - - - 315 477 - 479 794

Gross Profit - 690 606 230 176 102 130 3 135 137 21 4,425 - - - - - - - - - - - 6,653 249 223 - - 472 7,125

EBITDA (1,310) 1,638 1,255 300 147 131 168 39 174 173 24 4,505 3 3 (55) 3,646 2,938 879 437 78 2,392 280 (27) 17,820 231 188 (15) (18) 386 18,207

EBIT (1,357) 534 358 160 128 102 130 17 134 135 15 3,815 3 3 (55) 2,637 2,172 602 338 78 1,808 199 (27) 11,929 209 172 (15) (18) 348 12,277

Net Profit before FX (1,602) 431 289 116 106 62 77 (24) 84 87 1 1,939 3 3 (238) 1,789 1,835 457 243 33 1,032 135 (28) 6,833 175 130 (18) (24) 263 7,096

Net Profit (2,356) 431 189 109 117 62 77 #### 82 87 (14) 1,903 3 3 (238) 2,370 1,712 420 243 33 1,408 135 (28) 6,636 189 130 (18) (24) 277 6,914

Grand 2013 Subsidiaries Joint VenturesSubsidiaries Joint VenturesHolding

Total Pow er generation

Total Other businesses

55

Segmental Operating Results, Ended December 31, 2012 Key Financial Data:

Subsidiaries Joint Ventures Joint Ventures Grand

Power Generation Power Generation Others Others Total

(Million Baht) EGCORayong power plant

KEGCO EGCO Cogen

Roi-Et Green SPP4 SPP3 YEH SPP2 SPP5 TWF

QPL(included

PEPOI&QMS)Klongluang Bangpong BRWF BLCP GPG

GCC, NKCC, SCC, GYG

NED CONAL NTPC GPS GIDEC ESCO ET MME APPC

Sales of Electricity - 2,166 1,763 1,631 397 127 149 - 105 93 - 8,647 - - - 15,078 - - - 15,078

- Capacity Payment - 2,043 1,696 96 52 - - - - - - - - - - 3,888 - - - 3,888

- Energy Payment - 123 67 1,535 345 127 149 - 105 93 - 8,647 - - - 11,190 - - - 11,190

Sales of Water - - - - - - - - - - - - - - - - - 290 290 290

Service Income - - - - - - - - - - - 343 - - - 343 819 - 819 1,162

Cost of Sales - 1,673 1,529 1,732 168 35 40 - 31 27 - 5,040 - - - 10,275 - 81 81 10,356

Cost of Services - - - - - - - - - - - 225 - - - 225 569 569 794

Gross Profit - 493 234 (101) 229 92 109 - 74 66 - 3,725 - - - - - - - - - - - 4,921 250 209 - - 459 5,380

EBITDA 3,516 1,431 917 44 192 113 131 (1) 97 88 (5) 4,005 - - - 3,707 3,163 462 329 287 2,080 141 (4) 20,693 213 190 26 (11) 418 21,111

EBIT 3,465 323 (12) (103) 173 82 95 (1) 73 64 (5) 3,093 - - - 2,676 2,284 174 250 117 1,646 90 (4) 14,480 195 167 26 (11) 377 14,857

Net Profit before FX 3,146 307 (42) (128) 141 43 37 (1) 44 39 (5) 1,794 - - - 2,041 1,886 71 160 81 742 39 (4) 10,391 164 121 26 (16) 295 10,686

Net Profit 3,747 307 (42) (119) 158 44 38 (1) 43 31 (5) 1,769 - - - 2,011 1,972 104 160 79 618 39 (4) 10,949 160 121 26 (16) 291 11,240

2012 Holding

Total Other businesses

Total Power generation

Subsidiaries

Net Generation

GWh

Electricity Sales MM Baht

REGCO and KEGCO receive the capacity payment (Rayong Power Plant) or availability payment (KEGCO) for maintaining the availability of the power plants, regardless of whether the electric power will be supplied to EGAT or not.

EGAT is the sole offtaker for electricity produced by Rayong Power Plant and KEGCO under long term cost-plus based Power Purchase Agreements (PPAs). 56

Annual Net Generation & Electricity Sales for the Year 2009-2013 Operating Performance (IPPs) :

2,9

52

4,7

83

2,1

27

4,0

04

2,6

93 5

,643

5,4

76

5,8

16

5,3

11

5,1

88

10,

018

10,

036

10,

617

10,

770

10,

157

9,3

29

9,8

57

8,8

13

10,

848

9,3

23

-

4,9

76

6,3

61

5,7

70

5,8

97

-

3,000

6,000

9,000

12,000

2009 2010 2011 2012 2013

RYPP KEGCO BLCP KK II NT2

3,7

22

2,5

35

2,2

58

2,1

67

2,2

01

2,3

19

2,7

88

2,1

70

1,7

62

2,0

38

17,

909

17,

706

17,

868

18,

505

17,

255

22,

506

22,

750

22,

655

29,

649

27,

470

-

6,3

17

7,6

72

8,1

07

7,9

37

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2009 2010 2011 2012 2013

57

Major Maintenance Expenses for the Year 2014 Operating Performance (IPPs) :

Quarter 1 2 3 4 TotalBudget Budget Budget Budget

Spare Parts 4.06 0.00 0.00 0.00 4.06Service Charge 13.47 8.26 7.21 7.21 36.15

Total 17.53 8.26 7.21 7.21 40.21

Quarter 1 2 3 4 TotalBudget Budget Budget Budget


Total 32.83 83.24 40.36 10.18 166.61

Rayong Power Plant

KEGCO

Million Baht

Million Baht

58

Major Maintenance Expenses for the Year 2013 Operating Performance (IPPs) :

Quarter 1 2 3 4 TotalActual Actual Actual Actual


Total 36.41 25.24 27.10 8.02 96.77

Quarter 1 2 3 4 TotalActual Actual Actual Actual


Total 40.93 48.96 67.25 100.33 257.48

Rayong Power Plant

KEGCO

Operating Performance Equivalent Availability Factor Operating Performance (IPPs) :

59

Rayong Power Plant

Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%)CCGT #1 99.00 99.95 97.14 98.78 98.91 99.98 88.16 91.57CCGT #2 98.88 99.95 97.89 98.69 90.76 94.02 97.16 98.10CCGT #3 98.38 99.35 79.21 90.89 98.91 93.46 97.28 96.51CCGT #4 99.44 99.87 98.26 98.78 77.72 78.20 69.10 74.91

Rayong Power Plant

Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%)CCGT #1 81.85 85.83 98.44 99.06 98.80 97.82 95.90 97.12CCGT #2 99.63 99.66 97.60 98.47 82.25 83.44 96.74 98.00CCGT #3 90.19 92.95 97.60 98.44 99.64 99.50 95.90 97.43CCGT #4 99.49 100.00 98.31 99.10 97.87 97.10 96.65 96.59

KEGCO

Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%)Barge #1 93.00 88.94 89.27 - - - - -Barge #2 91.00 98.76 91.00 99.75 91.00 89.78 90.39 99.69CCGT #3 81.82 86.77 88.60 74.60 88.60 94.40 86.60 93.91

KEGCO

Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%) Target EAF (%) Actual EAF (%)

Barge #1 - - - - - - - -Barge #2 94.00 99.51 63.01 66.83 78.67 88.18 92.90 87.36CCGT #3 79.87 87.31 80.53 86.88 91.66 95.10 66.22 79.50

2012Plant Type 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12

2013

Plant Type1Q13 2Q13 3Q13 4Q13

2012


2013


60

Net Generation and Fuel Consumption Operating Performance (IPPs) :

Rayong Power PlantCCGT #1- 4 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13

Net Generation - By Natural Gas (GWh) 1,138 1,101 1,044 722 979 1,146 288 280 - By Secondary Fuel (GWh) 0.160 - - - - 0.170 - - Fuel Consumption - By Natural Gas (MMBTU) 9,823,707 9,515,501 9,025,465 6,287,046 8,432,352 9,904,901 2,557,558 2,483,331 - By Secondary Fuel (Million Litre) 0.040 - - - - 0.040 - -

KEGCOBarge # 2 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13

Net Generation - By Natural Gas (GWh) 141 145 131 146 142 98 130 124 - By Secondary Fuel (GWh) - - - - - - - -Fuel Consumption - By Natural Gas (MMBTU) 1,775,680 1,850,363 1,676,533 1,875,388 1,791,289 1,286,936 1,695,172 1,590,779 - By Secondary Fuel (Million Litre) - - - - - - 0.004 0.002

CCGT # 3 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13Net Generation - By Natural Gas (GWh) 1,192 983 1,284 1,290 1,162 1,181 1,288 1,062 - By Secondary Fuel (GWh) - - - - - - - -Fuel Consumption - By Natural Gas (MMBTU) 9,604,779 10,842,732 10,335,010 10,286,267 9,404,137 9,571,503 10,481,570 8,696,415 - By Secondary Fuel (Million Litre) - 0.005 0.017 0.004 0.012 0.01 - -

2013

2013

2012

2012

For further information, Please contact Investor Relations at Tel. 02-998-5147-8

or E-mail: [email protected]

61

Documents

ANALYST’S BRIEFING : No. 1/2014 · 5.03.2014 · Theppana Wind Farm Power Project (TWF) Solarco Power Project ( Solarco) 2013 Highlights 2013 Financial Results . EGCO Group’s