5. การวิจัยและพัฒนา

กลุ่มบริษัทตระหนักดีถึงความสำคัญของการวิจัยและพัฒนาคุณภาพผลิตภัณฑ์ของบริษัท
โดยในด้านการวิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์นั้น
กลุ่มบริษัทมุ่งเน้นการพัฒนาผลิตภัณฑ์เพื่อตอบสนองความต้องการของลูกค้าเป็นหลัก
โดยมีกระบวนการพัฒนาเริ่มจากการศึกษาถึงความต้องการของลูกค้าในแต่ละผลิตภัณฑ์
และทำการพัฒนาร่วมกับลูกค้าและคู่ค้าในด้านต่างๆ เช่น เทคโนโลยีในการผลิต, วัตถุดิบที่เหมาะสม
และความคุ้มค่าในการลงทุนผลิตหรือพัฒนาผลิตภัณฑ์ใหม่
จากนั้นฝ่ายวิจัยและพัฒนาจะทำการออกแบบและผลิตสินค้าต้นแบบ
รวมถึงทดสอบการใช้งานจริงและนำเสนอต่อลูกค้า เพื่อจะนำมาผลิตเชิงพาณิชย์ให้แก่ลูกค้าต่อไป
โดยตัวอย่างของการพัฒนาผลิตภัณฑ์ของบริษัทได้แก่

-   การพัฒนาอุปกรณ์หุ้มส่วนเปลือย (Live Part Cover) ของอุปกรณ์ในระบบไฟฟ้า
    ซึ่งใช้เป็นฉนวนป้องกันการเกิดไฟฟ้าลัดวงจรอันเกิดจากการที่นกหรือสัตว์ต่าง ๆ
    ไปสัมผัสบริเวณส่วนเปลือยของอุปกรณ์ในระบบไฟฟ้า เพื่อแก้ปัญหาให้แก่การไฟฟ้านครหลวง

-   การพัฒนาสายการผลิตอุปกรณ์ตัดต่อไฟฟ้า (SF6 Gas load break switch)
    ขึ้นเพื่อทดแทนการนำเข้าสินค้าสำเร็จรูปจากต่างประเทศ
    โดยบริษัทได้รับลิขสิทธิ์ในการประกอบผลิตภัณฑ์ดังกล่าวจากพันธมิตรในประเทศเกาหลี

-   การพัฒนาห้องทดสอบระบบไฟฟ้าแรงสูง เพื่อใช้ทดสอบอุปกรณ์ล่อฟ้าและอุปกรณ์อื่น ๆ เช่น
    ฟิวส์คัทเอาท์ และแก๊สสวิทซ์

นอกจากนี้ กลุ่มบริษัทยังมีนโยบายที่จะพัฒนากระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์ต่างๆ
อย่างต่อเนื่องตามหลักการจัดการคุณภาพ เพื่อเป็นการปรับปรุงคุณภาพของผลิตภัณฑ์
ลดต้นทุนและเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตให้มากขึ้น เช่น

-   การนำเครื่องจักรอัตโนมัติและระบบควบคุมอัตโนมัติมาใช้ในการทำงานบางสายผลิตภัณฑ์
    ส่งผลให้บริษัทสามารถผลิตชิ้นงานได้มากขึ้นและลดขั้นตอนในการผลิตลง ประมาณ 2 - 3 เท่า
    เมื่อเทียบกับการใช้สายการผลิตแบบเดิม เช่น

    -   นำแขนจักรกล (Robot) มาใช้ในสายการผลิตแท่งสายดิน (Ground Rod)

    -   การนำเครื่องเจาะที่ควบคุมด้วยระบบคอมพิวเตอร์ (Computer Numerical
        Control: CNC) มาใช้ในการผลิต แม่พิมพ์ (Mold) สำหรับแผนกเครื่องจักร
        และแม่พิมพ์อุปกรณ์เชื่อมสายดิน (Welding Mold)

    -   การนำเครื่องกลึงต่อเนื่องอัตโนมัติ มาใช้ในการกลึงผลิตภัณฑ์

-   การเปลี่ยนถังพ่นกาวและปืนพ่นกาวในสายการผลิตพรีฟอร์ม
    ส่งผลให้บริษัทสามารถลดปริมาณการใช้กาวลงได้ประมาณ 0.5
    เท่าเมื่อเทียบกับการใช้ถังพ่นกาวและปืนพ่นกาวเครื่องเก่า

-   การนำระบบเหนี่ยวนำ (Induction Heating)
    มาใช้ให้ความร้อนสำหรับงานหางปลาแทนระบบการให้ความร้อนโดยใช้แก๊ส
    ส่งผลให้บริษัทสามารถควบคุมอุณหภูมิและเวลาในการทำงานได้มากขึ้น,
    ใช้งานได้หลากหลายรูปแบบมากขึ้น, ลดการเกิดสะเก็ดในชิ้นงาน และประหยัดต้นทุนได้ถึง 6
    เท่าเมื่อเทียบกับการใช้แก๊สในการให้ความร้อน

ส่วนที่ 1 หน้า 53

7. โครงการในอนาคต 

กลุ่มบริษัทมีเป้าหมายในการเข้าสู่ธุรกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน โดยปี 2552
ได้ก่อตั้ง บริษัท กันกุล พาวเวอร์เจน จำกัด
เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้งนี้ บริษัทย่อยดังกล่าว
ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาครวมทั้งสิ้น 30.9 เมกกะวัตต์ รวมจำนวน 6
โครงการ
ซึ่งโครงการทั้งหมดจะได้รับประโยชน์จากการจำหน่ายไฟฟ้าด้วยการได้รับส่วนเพิ่มราคาในการรับซื้อไฟฟ้า
(Adder) จากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคในราคา 8 บาทต่อหน่วยเป็นระยะเวลา 10 ปี

รายละเอียดโครงการสามารถแสดงได้ดังนี้

+-------+---------+-------------+------------------+-----------------+
| โค    | ขนาด    | ที่ตั้งโครงการ  | วันที่ลงนามในสัญญา   | ค               |
| รงการ |         |             | ซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟภ. | าดว่าจะเริ่มจำหน่าย |
|       | (เม     | (           |                  |                 |
|       | กกะวัตต์) | ที่ยื่นขออนุญาต) |                  | กระแสไฟฟ้า       |
+-------+---------+-------------+------------------+-----------------+
| 1     | 3.0     | จ. เพชรบูรณ์  | 28 มิถุนายน 2553   | ไตรมาส 4 ปี 2553 |
+-------+---------+-------------+------------------+-----------------+
|       | 4.4     | จ. เพชรบูรณ์  | 28 มิถุนายน 2553   | ไตรมาส 3 ปี 2554 |
+-------+---------+-------------+------------------+-----------------+
| 2     | 3.0     | จ. ปทุมธานี   | 16 กรกฎาคม 2553  | ปี 2555          |
+-------+---------+-------------+------------------+-----------------+
| 3     | 4.5     | จ. พิจิตร     | 16 กรกฎาคม 2553  | ปี 2555          |
+-------+---------+-------------+------------------+-----------------+
| 4     | 8.0     | จ. เพชรบูรณ์  | 16 กรกฎาคม 2553  | ปี 2555          |
+-------+---------+-------------+------------------+-----------------+
| 5     | 8.0     | จ. นครนายก  | 16 กรกฎาคม 2553  | ปี 2555          |
+-------+---------+-------------+------------------+-----------------+

โครงการที่ 1 ขนาด 7.4 เมกกะวัตต์ แบ่งการก่อสร้างและการผลิตออกเป็น 2 เฟส คือ
เฟสแรกเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ขนาด 3.0 เมกกะวัตต์ และ เฟสที่สองขนาด 4.4
เมกกะวัตต์ โดยเฟสแรกขนาด 3.0 เมกกะวัตต์ ได้เริ่มดำเนินการก่อสร้างแล้วเสร็จในปลายปี
2553 และจะจ่ายกระแสไฟฟ้าเข้าสู่ระบบพร้อมเปิดดำเนินการในวันที่ 4 มกราคม 2554
สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์เฟสที่สองจำนวน 4.4 เมกกะวัตต์
บริษัทมีโครงการที่จะก่อสร้างภายในปี 2554 บนพื้นที่เดียวกับโรงไฟฟ้าเฟสแรก ที่อำเภอชนแดน
จังหวัดเพชรบูรณ์ โดยในการผลิตและจำหน่ายของโรงไฟฟ้าเฟสที่สองนั้น
บริษัทจะได้สิทธิและประโยชน์ในการลงทุนต่าง ๆ เหมือนกันโรงไฟฟ้าเฟสแรกขนาด 3.0
เมกกะวัตต์ ทุกประการ

ภาพรวมของโครงการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานแสงอาทิตย์

เงินลงทุน : ประมาณ 100-120 ล้านบาท ต่อเมกกะวัตต์ โดยประกอบด้วยการลงทุนใน

1.  แผงเซลล์แสงอาทิตย์ (Solar Module)

2.  เครื่องแปลงกระแสไฟฟ้า (Inverter)

3.  โครงสร้างรองรับแผง

4.  อุปกรณ์ไฟฟ้าอื่น ๆ

5.  ส่วนปรับปรุงพื้นที่

  โดยมูลค่าเงินลงทุนที่ระบุข้างต้นนั้น เป็นมูลค่าเงินลงทุนสำหรับโครงการที่ 1 สำหรับโครงการอื่น
  ๆ ในอนาคต มูลค่าเงินลงทุนต่อเมกกะวัตต์อาจมีการเปลี่ยนแปลงไปได้ตามเทคโนโลยี
  สภาพการแข่งขัน และอัตราแลกเปลี่ยน ในช่วงเวลานั้น ๆ

ส่วนที่ 1 หน้า 65

นโยบายค่าเสื่อมราคา : นโยบายค่าเสื่อมราคาสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้า สามารถกำหนดได้ใน 2
ลักษณะ คือ

1.  การตัดค่าเสื่อมแบบเส้นตรง โดยแบ่งแยกตามอายุอุปกรณ์ต่าง ๆ

2.  การตัดค่าเสื่อมแบบเส้นตรง โดยรวมมูลค่าลงทุนทั้งหมดของโครงการ

  ทั้งนี้ สำหรับโครงการที่ 1
  บริษัทกำหนดนโยบายการตัดค่าเสื่อมราคาตามอายุการใช้งานจริงของแต่ละประเภทอุปกรณ์
  ทั้งนี้สำหรับอุปกรณ์หลักมีนโยบายค่าเสื่อมราคาตามอายุใช้งานที่ 25 ปี

รายได้และการรับรู้ :
รายได้สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ของบริษัทสามารถรายได้ แบ่งได้เป็น 3
ลักษณะ คือ

1.  รายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้า

  อัตรารับซื้อไฟฟ้า = ค่าไฟฟ้าพื้นฐาน (TOU) + ค่าไฟฟ้าผันแปร (FT)

  สำหรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Non-Firm
  สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 9 กันยายน 2553 เป็นดังนี้

-   อัตราค่าไฟฟ้าพื้นฐานตามช่วงเวลา (TOU) : ช่วง Peak เท่ากับ 2.9278 บาท/kWh
    และช่วง Off-Peak เท่ากับ 1.1154 บาท/kWh

-   ค่าไฟฟ้าผันแปร (FT) เท่ากับ 0.9175 บาท/kWh

2.  รายได้จากส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder)

  โครงการโรงไฟฟ้าของกลุ่มบริษัท จะได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจาก กฟภ. ในอัตรา 8
  บาทต่อกิโลวัตต์ต่อชั่วโมง เป็นระยะเวลา 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า

3.  รายได้จากการขายคาร์บอนเครดิต (CERs):

  บริษัทยื่นขอคาร์บอนเครดิตสำหรับโครงการที่ 1 ทั้งเฟส 1 และ เฟส 2 ในเอกสารเดียวกัน
  ซึ่งจะทำการวัดปริมาณไฟฟ้าที่จำหน่ายเข้าสู่ระบบภายหลังจากการจ่ายไฟฟ้าได้เป็นเวลา 1 ปี
  เพื่อคำนวณปริมาณคาร์บอนที่จะสามารถขายได้ ทั้งนี้คาดว่าโรงไฟฟ้าโครงการที่ 1
  จะมีปริมาณคาร์บอนที่สามารถขายได้ประมาณ 4,000 – 6,000 ตันต่อปี อย่างไรก็ตาม
  บริษัทยังไม่ได้รับอนุมัติในการรับคาร์บอนเครดิตจึงยังไม่สามารถยืนยันปริมาณคาร์บอนที่จะจำหน่ายได้
  ทำให้รายในส่วนนี้อาจจะไม่เกิดขึ้นในอนาคตได้

  เทคโนโลยีการผลิต : ในโครงการที่ 1 ทั้งเฟส 1 และเฟส 2
  บริษัทใช้แผลเซลล์แสงอาทิตย์ประเภท

  แผงเซลล์แสงอาทิตย์ที่ทำจากสารกึ่งตัวนำ ซึ่งเป็นเทคโนโลยีแบบฟิล์มบางชนิด CIS (Copper
  Indium Selenium) ของบริษัท Solar Frontier จากประเทศญี่ปุ่น

ส่วนที่ 1 หน้า 66

  ทั้งนี้ ความสามารถในการผลิตไฟฟ้าของแผงเซลล์พลังงานแสงอาทิตย์นั้น
  จะขึ้นกับประสิทธิภาพของแผงเซลล์แสงอาทิตย์และชั่วโมงแดดที่เกิดขึ้นในพื้นที่เป็นหลัก

  ตัวอย่างการคำนวณหาปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์
  สามารถแสดงได้ดังนี้

  โครงการ 1 เฟส 1

-   ติดตั้งแผลเซลล์แสงอาทิตย์เพื่อผลิตไฟฟ้าที่ 3,000,000 วัตต์ต่อชั่วโมง

  -------------------- ----------- --------------- -------------- --------------- --------------- ---------------
                                   Base Case       Sensitivity                                    
                                                   ชั่วโมงแดด                                       

                                                   -10%           -5%             5%              10%

  ความสามารถในการผลิต   วัตต์/ชั่วโมง   3,000,000       3,000,000      3,000,000       3,000,000       3,000,000

  จำนวนวันใน 1 ปี        วัน          365             365            365             365             365

  จำนวนชั่วโมงใน 1 วัน    ชั่วโมง       4.66            4.19           4.42            4.89            5.12

  ความสามารถในการผลิต   วัตต์/ปี       5,100,000,000   4,590,00,000   4,845,000,000   5,355,000,000   5,610,000,000

                       กิโลวัตต์/ปี    5,100,000       4,590,000      4,845,000       5,355,000       5,610,000

  ภายหลังหัก 2% โดย PEA              4,998,00        4,498,200      4,748,100       5,247,900       5,497,800
  -------------------- ----------- --------------- -------------- --------------- --------------- ---------------

(ปริมาณไฟฟ้าจำหน่ายได้ จะเท่ากับความสามารถในการผลิต หัก 2%
ให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคซึ่งเป็นไปตามข้อตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า)

-   ความสามารถในการผลิตไฟฟ้าตามประสิทธิภาพของเทคโนโลยี
    จะขึ้นอยู่กับชั่วโมงของแสงแดดในแต่ละวัน
    ทั้งนี้ในกรณีที่คำนวณชั่วโมงแดดเฉลี่ยในแต่ละวันอยู่ระหว่าง 4.19 – 5.12 ชั่วโมงต่อวันนั้น
    บริษัทจะมีความสามารถในการผลิตไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายเป็นปริมาณประมาณ 4,590,000 –
    5,610,000 กิโลวัตต์ต่อปี (สำหรับโครงการ 1 เฟส 1 นั้น
    บริษัทมีการทำสัญญารับประกันความสามารถในการผลิตกระแสไฟฟ้า
    และประกันการสูญเสียในระบบไฟฟ้า กับผู้ผลิตเซลล์ไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์
    และผู้ออกแบบระบบ โดยในพื้นที่ดังกล่าว จะมีความสามารถในการผลิตไฟฟ้าที่ 5,188,077
    กิโลวัตต์ต่อปีในช่วง 5 ปีแรก)

ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน : ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานประกอบด้วย

1.  ค่าเสื่อมราคา

2.  ค่าใช้จ่ายด้านบุคคลากร ประมาณ 10 ท่าน

3.  ค่าบำรุงรักษาประมาณไม่เกิน 500,000 บาทต่อปี

4.  ค่าประกันภัย

5.  ค่าดอกเบี้ย

6.  ค่าอื่น ๆ

สิทธิประโยชน์ทางภาษี : บริษัท กันกุลพาวเวอร์เจน จำกัด ได้รับบัตรส่งเสริมการลงทุนจาก

  คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI)
  โดยได้รับยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลสำหรับกำไรสุทธิที่ได้จากการประกอบกิจการเป็นระยะ 8 ปี
  นับแต่วันที่เริ่มมีรายได้และภายหลังจากระยะเวลา 8 ปีดังกล่าว กิจการจะได้รับการลดหย่อน

ส่วนที่ 1 หน้า 67

  ภาษีเงินได้นิติบุคคลในอัตราร้อยละ 50 ของอัตราปกติ เป็นระยะเวลา 5 ปี
  ซึ่งอัตราภาษีที่จะต้องชำระจะเป็นดังนี้

-   ปีที่ 1 – ปีที่ 8 เสียภาษีในอัตราร้อยละ 0

-   ปีที่ 9 – ปีที่ 13 เสียภาษีในอัตราร้อยละ 15

-   ตั้งแต่ปีที่ 13 เสียภาษีในอัตราร้อยละ 30

โครงสร้างเงินทุน : อัตราหนี้สินต่อส่วนของผู้ถือหุ้นประมาณ 2.5 – 3.0 เท่า

ผลกระทบต่องบการเงิน : การขยายธุรกิจไปยังการผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้านั้น
จะส่งผลกระทบต่อ

  ฐานะทางการเงินและผลการดำเนินงานของบริษัทในอนาคตใน 3 ลักษณะหลัก คือ
  โครงสร้างรายได้ โครงสร้างเงินทุน และกระแสเงินสด กล่าวคือ

-   กลุ่มบริษัทจะมีรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ตามปริมาณไฟฟ้าที่จำหน่าย
    ทำให้โครงสร้างรายได้ของกลุ่มบริษัทในอนาคตมีความเปลี่ยนแปลงไป
    ทั้งนี้ความผันผวนของรายได้ดังกล่าว จะขึ้นอยู่กับความสามารถในการผลิตไฟฟ้าของบริษัท

-   ด้วยลักษณะโครงสร้างของเงินทุน ที่บริษัทมีจัดหาแหล่งเงินทุนจากการก่อหนี้
    คิดเป็นอัตราส่วนหนี้สินต่อทุนโดยประมาณ 2.5 – 3.0 เท่า
    ทำให้ช่วงต้นของการลงทุนในแต่ละโครงการ
    อัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนของผู้ถือหุ้นจะมีแนวโน้มมีการเปลี่ยนแปลงไปจากปัจจุบัน
    โดยมีสัดส่วนของหนี้สินเพิ่มขึ้น

  ทั้งนี้การก่อสร้างโรงไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์นั้น จะใช้เงินลงทุนประมาณ 100-120
  ล้านบาทต่อ 1 เมกกะวัตต์ ซึ่งจะทำให้กลุ่มบริษัทมีภาระหนี้เพิ่มขึ้นประมาณ 70-90
  ล้านบาทต่อเมกกะวัตต์ โดยเมื่อพิจารณาเปรียบเทียบกับต้นทุนการเงินระยะยาววงเงินประมาณ
  260 ล้านบาท สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าโครงการ 1 เฟส 1 ซึ่งมีอัตราดอกเบี้ยเท่ากับ
  MLR-1.25% และ MLR-0.50% ต่อปีในแต่ละช่วงเวลา
  พบว่ากลุ่มบริษัทจะมีภาระดอกเบี้ยจ่ายที่เพิ่มขึ้นประมาณ 4.5 – 5.0 ล้านบาท ต่อเมกกะวัตต์ต่อปี
  (คำนวณที่อัตรา MLR = 6.0%) อย่างไรก็ตาม
  ภาระดอกเบี้ยจ่ายจะทยอยลดลงจากปีแรกของแต่ละโครงการ เนื่องจากการจ่ายชำระคืนเงินต้น
  โดยสำหรับเงินกู้ยืมระยะยาวนั้นมีระยะเวลาปลอดชำระเงินต้น 2
  เดือนนับจากเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ โดยหลังจากนั้นจะทยอยจ่ายชำระคืนเงินต้นขั้นต่ำประมาณ
  2.00 – 3.40 ล้านบาทต่อเดือนในแต่ละช่วงเวลา

-   จากการที่ค่าใช้จ่ายส่วนใหญ่ของโครงการเป็นค่าเสื่อมราคา
    โดยอุปกรณ์หลักของโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่จะทำการตัดค่าเสื่อมราคา 25 ปี
    (เมื่อพิจารณาเปรียบเทียบจากเงินลงทุนที่ประมาณ 100-120 ล้านบาทต่อเมกกะวัตต์นั้น
    ค่าเสื่อมราคารจะคิดเป็นมูลค่าประมาณ 12-14 ล้านบาทต่อเมกกะวัตต์ต่อปี)
    ในขณะที่การรับรู้รายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าได้รับการจ่ายชำระเป็น

ส่วนที่ 1 หน้า 68

  เงินสด ทำให้กลุ่มบริษัทมีแนวโน้มที่จะมีกระแสเงินสดจากการดำเนินงานเพิ่มขึ้นในอนาคต
  อย่างไรก็ตามจากการที่โครงการลงทุนในครั้งนี้ กลุ่มบริษัทมีแหล่งเงินทุนส่วนหนึ่งจากการก่อหนี้
  และมีเงื่อนไขในการชำระคืน
  ส่งผลให้กลุ่มบริษัทจะมีกระแสเงินสดใช้ไปในกิจกรรมการจัดหาเงินเพิ่มขึ้นเช่นเดียวกัน

ระยะเวลาคืนทุน : ประมาณ 5-7 ปี

ส่วนที่ 1 หน้า 69