3.  การประกอบธุรกิจ

    บผฟ. ประกอบธุรกิจหลักโดยการลงทุนในบริษัทอื่น ดังนั้นจึงไม่มีการผลิตผลิตภัณฑ์ใดๆ บผฟ.
    รับรู้รายได้จากส่วนแบ่งกำไรจากเงินลงทุนในบริษัทย่อย บริษัทร่วมและบริษัทในเครือ
    รวมทั้งเงินปันผลที่ได้รับจากบริษัทอื่น ๆ

    จากโครงสร้างรายได้ของกลุ่มบริษัท
    จะเห็นได้ว่าธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้ามีความสำคัญอย่างมากต่อ บผฟ.
    สำหรับงวดปีบัญชีสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2546
    รายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 91.87
    ของรายได้รวมตามงบการเงินรวมของบริษัท

    รายได้จากบริษัทย่อย คือ บฟร. และ บฟข. รวมคิดเป็นสัดส่วนถึงร้อยละ 59.86
    ของรายได้รวมตามงบการเงินรวมของบริษัท ดังนั้น ธุรกิจของ บฟร. และ บฟข.
    จึงมีความสำคัญอย่างมากต่อ บผฟ. โดย บผฟ. ได้รับเงินปันผลจากบริษัทย่อย 2 แห่งคือ
    บฟร. และ บฟข. เป็นหลัก

    นอกจากนี้ ในปี 2546 บผฟ. รับรู้ส่วนแบ่งรายได้เพิ่มขึ้นจากรายได้ของ จีอีซี
    ซึ่งเป็นบริษัทร่วมของ บผฟ. คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 16.11 อีกทั้งยังรับรู้รายได้จากทีแอลพี
    โคเจน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 8.20 รวมทั้งรายได้จากบริษัทย่อย บริษัทร่วม และบริษัทอื่นๆ
    ของ บผฟ. รวมคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 7.69

    รายละเอียดการประกอบธุรกิจของบริษัทย่อยทั้ง 2 แห่ง เป็นดังนี้

    1.  ลักษณะผลิตภัณฑ์หรือบริการ

        รายละเอียดเกี่ยวกับธุรกิจและผลิตภัณฑ์ของ บฟร. และ บฟข. มีดังต่อไปนี้

+------+-----------------------+---------------------------------------+
| บริษัท | ที่ตั้ง และขนาดโครงการ    | ลักษณะของโครงการ                       |
+------+-----------------------+---------------------------------------+
| บฟร. | ตำบลห้วยโป่ง อำเภอเมือง  | - เป็นโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อนร่วม       |
|      | จังหวัดระยอง บนเนื้อที่ 472 | โดยมีเครื่องผลิตไฟฟ้า 4 ชุด กำลังการผลิตชุดละ  |
|      | ไร่ 2 งาน 42.8 ตารางวา | 308 เมกะวัตต์ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 1,232   |
|      |                       | เมกะวัตต์                               |
+------+-----------------------+---------------------------------------+
| บฟข. | ตำบลท้องเนียน อำเภอขนอม | - เป็นโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อน 2 ชุด     |
|      | จังหวัดนครศรีธรรมราช     | และพลังความร้อนร่วม 1 ชุด                 |
|      | บนเนื้อที่ 308 ไร่         | รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 824 เมกะวัตต์         |
|      | 3 งาน 58.5 ตารางวา    |                                       |
|      |                       | -   โรงไฟฟ้าพลังความร้อนชุดที่ 1 (Barge 1)  |
|      |                       |                                       |
|      |                       |     กำลังการผลิตติดตั้ง 75 เมกะวัตต์         |
|      |                       |                                       |
|      |                       | -   โรงไฟฟ้าพลังความร้อนชุดที่ 2 (Barge 2)  |
|      |                       |                                       |
|      |                       |     กำลังการผลิตติดตั้ง 75 เมกะวัตต์         |
|      |                       |                                       |
|      |                       | -   โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมชุดที่ 3 (CCGT)  |
|      |                       |     กำลังการผลิตติดตั้ง 674 เมกะวัตต์        |
+------+-----------------------+---------------------------------------+

บฟร. และ บฟข. มีหลักการในการคิดราคาค่าไฟฟ้าแบบเดียวกัน โดยแบ่งราคาออกเป็น 2 ส่วน
ดังนี้

1.  ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) (กรณี บฟร.) หรือค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า
    (Availability Payment) (กรณี บฟข.) ซึ่งเป็นค่าตอบแทนที่ กฟผ. จ่ายให้แก่ บฟร.
    และ บฟข. เป็นรายเดือนในการรักษาระดับความพร้อมจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า
    โดยไม่คำนึงว่า กฟผ. จะซื้อพลังงานไฟฟ้าจาก บฟร. และ บฟข. หรือไม่ ซึ่งค่าพลังไฟฟ้า
    หรือค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (แล้วแต่กรณี)
    จะครอบคลุมต้นทุนการเงินของเงินลงทุนในโรงไฟฟ้า รวมถึงการชำระคืนเงินต้นและดอกเบี้ย
    ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา ค่าใช้จ่ายในการบริหาร ค่าบำรุงรักษาหลัก
    และผลตอบแทนสำหรับส่วนของผู้ถือหุ้น

2.  ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment)
    ซึ่งถือเป็นค่าตอบแทนตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งมอบจริง
    ค่าพลังงานไฟฟ้านี้จะครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา

    ลักษณะผลิตภัณฑ์ของ บฟร. และ บฟข. มีรายละเอียดดังนี้

    บฟร.

    บฟร. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ IPP โดยไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดจะจำหน่ายให้แก่ กฟผ.
    แต่เพียงผู้เดียวตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement หรือ PPA) กับ
    กฟผ. ตามกำลังความสามารถที่จะจ่ายไฟฟ้าได้สูงสุด (สุทธิ) จำนวน 1,180 เมกะวัตต์
    โดยจะวัด ณ จุดเชื่อมต่อจากโรงไฟฟ้าระยอง ซึ่ง บฟร. มีสัญญากับ กฟผ. เป็นระยะเวลา
    20 ปี นับจากวันที่ 7 ธันวาคม 2537

    ทั้งนี้ กฟผ. รับประกันว่าจะซื้อไฟฟ้าต่อปีไม่น้อยกว่าอัตราร้อยละ 40
    ของไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าระยอง สามารถผลิตได้ในปีนั้นๆ (ระดับประกันการซื้อขั้นต่ำ หรือ
    Minimum Take Obligation) โดยหากปีใด กฟผ.
    สั่งจ่ายไฟฟ้าน้อยกว่าระดับประกันการซื้อขั้นต่ำ ซึ่งมีผลทำให้ บฟร.
    มีค่าใช้จ่ายในการผลิตและบำรุงรักษาผันแปร (ไม่รวมค่าเชื้อเพลิง) เพิ่มขึ้น กฟผ.
    จะต้องรับผิดชอบค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มนี้

    ในกรณีที่ บฟร. มีค่าความพร้อมจ่ายสูงกว่าระดับที่ กฟผ. กำหนดไว้ บฟร.
    จะได้รับการชำระค่าพลังไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามส่วน
    แต่หากความพร้อมจ่ายของโรงไฟฟ้าระยองต่ำกว่าระดับที่ กฟผ. กำหนด บฟร.
    จะถูกปรับตามส่วน

    นอกจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. แล้ว บฟร. ยังได้รับบัตรส่งเสริมการลงทุน
    ซึ่งมีรายละเอียดดังนี้

+--------------------------+-------------------------------------------+
|                          | บฟร.                                      |
+--------------------------+-------------------------------------------+
| วันที่ได้รับการอนุมัติการส่งเสริม  | วันที่ 20 เมษายน 2538                        |
+--------------------------+-------------------------------------------+
| บัตรส่งเสริมการลงทุน         | เลขที่ 1440/2538 วันที่ 15 มิถุนายน 2538         |
+--------------------------+-------------------------------------------+
| ประเภทกิจ                 | ประเภท 7.36 กิจการผลิตไฟฟ้าระบบ Independent  |
| การที่ได้รับการส่งเสริมการลงทุน | Power Producer (IPP)                      |
+--------------------------+-------------------------------------------+
| สรุปสาระสำคัญ สิทธิ ประโยชน์  | 1.  ได้รับยกเว้น                             |
| และเงื่อนไข                | ภาษีเงินได้นิติบุคคลสำหรับกำไรสุทธิที่ได้จากการประกอบ |
|                          |     กิจการที่ได้รับการส่งเสริมมีกำหนดเวลา 8       |
|                          |     ปีนับจากวันที่เริ่มมีรายได้จากการประกอบกิจการนั้น |
|                          |     (วันที่ 7 ธันวาคม 2537–วันที่ 6 ธันวาคม 2545) |
|                          |                                           |
|                          | 2.  ได้รับยกเว้นไม่ต้องนำเงินปันผลจากกิจการที่ได    |
|                          | ้รับการส่งเสริมไปรวมคำนวณเพื่อเสียภาษีเงินได้นิติบุคคล |
|                          |     ตลอดระยะเวลาที่ได้รับยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล  |
|                          |                                           |
|                          | 3.  ได้รับลดหย่อนภาษีเงินได้นิติบ                 |
|                          | ุคคลสำหรับกำไรสุทธิที่ได้รับจากการลงทุนในอัตราร้อยละ |
|                          |     50 ของอัตราปกติ มีกำหนดเวลา 5            |
|                          |     ปีนับจากว                               |
|                          | ันที่พ้นกำหนดระยะเวลาที่ได้รับยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล |
|                          |                                           |
|                          | 4.                                        |
|                          |   บุคคลผู้มีสัญชาติไทยต้องถือหุ้นรวมกันไม่น้อยกว่าร้อยละ |
|                          |     51 ของทุน                              |
|                          |     จดทะเบียน                              |
|                          |                                           |
|                          | 5.  ทุนจดทะเบียนต้องไม่น้อยกว่า 4,700 ล้านบาท    |
|                          |                                           |
|                          | 6.  มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 1,232 เมกะวัตต์         |
|                          |                                           |
|                          | 7.                                        |
|                          |  ต้องตั้งโรงงานในท้องที่จังหวัดระยองภายในระยะเวลา |
|                          |     15 ปีนับแต่วันเปิดดำเนินการ                 |
|                          |     จะย้ายโรงงานไปตั้งในท้องที่อื่นไม่ได้           |
|                          |     เว้นแต่จะได้รับอนุญาตจากคณะกรรมการ         |
+--------------------------+-------------------------------------------+

  บฟข.

บฟข. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ IPP เช่นเดียวกับ บฟร. ไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดจะจำหน่ายให้แก่
กฟผ. แต่เพียงผู้เดียวตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กับ กฟผ.
ตามกำลังความสามารถที่จะจ่ายไฟฟ้าได้สูงสุด (สุทธิ) จำนวน 818.1 เมกะวัตต์ โดยจะวัด ณ
จุดเชื่อมต่อจากโรงไฟฟ้าขนอม
ซึ่งสัญญาดังกล่าวจะแยกตามอายุการใช้งานส่วนที่เหลือของแต่ละโรงไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าชุดที่ 1
(Barge 1) มีระยะเวลา 15 ปี โรงไฟฟ้าชุดที่ 2 (Barge 2) และโรงไฟฟ้าชุดที่ 3 (ฺCCGT)
มีระยะเวลา 20 ปี นับจากวันที่ 19 มิถุนายน 2539

ทั้งนี้ กฟผ. ตกลงจะสั่งให้โรงไฟฟ้าจ่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. ตามค่าความพร้อมจ่ายพึ่งได้สุทธิ (Net
Dependable Capacity) ในกรณีที่ บฟข. มีความพร้อมจ่ายสูงกว่าค่าความพร้อมจ่ายที่คาดหวังไว้
บฟข. จะได้รับโบนัสจาก กฟผ. ตามค่าพลังไฟฟ้าสำรองในระบบของ กฟผ.
แต่หากความพร้อมจ่ายของโรงไฟฟ้าขนอมต่ำกว่าค่าความพร้อมจ่ายที่คาดหวังไว้ บฟข.
จะถูกปรับตามส่วน

นอกจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. แล้ว บฟข. ยังได้รับบัตรส่งเสริมการลงทุน
ซึ่งมีรายละเอียดดังนี้

+---------------------------+------------------------------------------+
|                           | บฟข.                                     |
+---------------------------+------------------------------------------+
| วันที่ได้รับการอนุมัติการส่งเสริม   | วันที่ 26 กันยายน 2539                       |
+---------------------------+------------------------------------------+
| บัตรส่งเสริมการลงทุน          | เลขที่ 1742/2539 วันที่ 6 พฤศจิกายน 2539       |
+---------------------------+------------------------------------------+
| ประเภทก                   | ประเภท 7.36 กิจการผลิตไฟฟ้าระบบ Independent |
| ิจการที่ได้รับการส่งเสริมการลงทุน | Power Producer (IPP)                     |
+---------------------------+------------------------------------------+
| สรุปสาระสำคัญ สิทธิ ประโยชน์   | 1.                                       |
| และเงื่อนไข                 |  ได้รับยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลสำหรับกำไรสุทธิที่ได้จ |
|                           | ากการประกอบกิจการที่ได้รับการส่งเสริมมีกำหนดเวลา |
|                           |     8                                    |
|                           |                                          |
|                           |    ปีนับจากวันที่เริ่มมีรายได้จากการประกอบกิจการนั้น |
|                           |     (วันที่ 26 กันยายน 2539–วันที่ 25 กันยายน    |
|                           |     2547)                                |
|                           |                                          |
|                           | 2.  ได้รับยกเว้นไม่ต้องนำเงินปันผลจากกิจการที่ได้ร  |
|                           | ับการส่งเสริมไปรวมคำนวณเพื่อเสียภาษีเงินได้นิติบุคคล |
|                           |     ตลอดระยะเวลาที่ได้รับยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล |
|                           |                                          |
|                           | 3.  ได้รับลดหย่อนภาษีเงินได้นิติบุค               |
|                           | คลสำหรับกำไรสุทธิที่ได้รับจากการลงทุนในอัตราร้อยละ |
|                           |     50 ของอัตราปกติ มีกำหนดเวลา 5           |
|                           |     ปีนับจากวัน                             |
|                           | ที่พ้นกำหนดระยะเวลาที่ได้รับยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล |
|                           |                                          |
|                           | 4.                                       |
|                           |  บุคคลผู้มีสัญชาติไทยต้องถือหุ้นรวมกันไม่น้อยกว่าร้อยละ |
|                           |     51 ของทุนจดทะเบียน                     |
|                           |                                          |
|                           | 5.  ทุนจดทะเบียนต้องไม่น้อยกว่า 4,710 ล้านบาท   |
|                           |                                          |
|                           | 6.  มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 824 เมกะวัตต์          |
|                           |                                          |
|                           | 7.  ต้องตั้งโรงงานในท้องที่จังหวัดนครศรีธรรมราช   |
|                           |     ภายในระยะเวลา 15 ปีนับแต่วันเปิดดำเนินการ  |
|                           |     จะย้ายโรงงานไปตั้งในท้องที่อื่นไม่ได้          |
|                           |     เว้นแต่จะได้รับอนุญาตจากคณะกรรมการ        |
+---------------------------+------------------------------------------+

2.  การตลาดและภาวะการแข่งขัน

1) ลักษณะการตลาด

  บฟร. และ บฟข. จำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว ดังนี้

  บฟร. อายุสัญญา 20 ปี นับจากวันที่ 7 ธันวาคม 2537.
  โดยไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโรงไฟฟ้าระยองจะส่งมอบให้แก่ กฟผ.
  ที่จุดเชื่อมต่อหน้าสถานีไฟฟ้าแรงสูงระยอง 2

  บฟข. อายุสัญญา 15 ปี และ 20 ปี นับจากวันที่ 19 มิถุนายน 2539
  โดยไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโรงไฟฟ้าขนอมจะส่งมอบให้แก่ กฟผ.
  ที่จุดเชื่อมต่อหน้าสถานีไฟฟ้าแรงสูงขนอม กฟผ.

กอปรกับการที่ กฟผ. ซึ่งเป็นลูกค้าเพียงรายเดียวมีฐานะทางการเงินที่มั่นคง
ดังจะเห็นได้จากการมีมติคณะรัฐมนตรีที่จัดให้ กฟผ. เป็นรัฐวิสาหกิจชั้นดี จึงทำให้ บฟร. และ
บฟข. ไม่มีความเสี่ยงในการสูญเสียลูกค้า

2) ภาวะอุตสาหกรรม

รายละเอียดปรากฏในเอกสารแนบ 3

3.3 การจัดหาผลิตภัณฑ์หรือบริการ

1) กำลังผลิต ปริมาณการผลิต และอัตรากำลังการผลิต

โรงไฟฟ้าระยอง และโรงไฟฟ้าขนอม มีกำลังผลิต ปริมาณการผลิต
และอัตรากำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2544-2546 ดังนี้

  -------------- --------------------- ------------------- -------- -------- -------------- -------- -------
                                       ปริมาณการผลิต (หน่วย :                                           
                                       ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมง)                                            

                 กำลังการผลิตติดตั้ง^(/1)   ที่สามารถผลิตได้^(/2)                     ที่ผลิตจริง^(/3)            

                 (หน่วย : เมกะวัตต์)      2544                2545     2546     2544           2545     2546

  โรงไฟฟ้าระยอง   1,232                 10,075              10,018   10,103   5,939          6,201    5,811
  ^(/3)                                                                                              

  โรงไฟฟ้าขนอม    824                   6,868               5,998    6,843    5,979          5,528    6,133
  ^(/3)                                                                                              
  -------------- --------------------- ------------------- -------- -------- -------------- -------- -------

หมายเหตุ

  ^(/1) กำลังการผลิตติดตั้ง (Installed Capacity) กำลังการผลิต ณ
  เวลาที่ทำการติดตั้งเครื่องผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าแต่ละแห่ง

  ^(/2) ปริมาณการผลิตที่โรงไฟฟ้าสามารถผลิตไฟฟ้าได้ทั้งหมดในแต่ละปี (Available
  Capacity) โดยคิดจากจำนวนชั่วโมงทั้งหมด หักด้วยจำนวนชั่วโมงที่ต้องหยุดซ่อมเครื่องตามแผน

  ^(/3) ปริมาณการผลิตที่โรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้า และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. ได้ในแต่ละปี
  (Dispatching Net Generation)
  จะขึ้นอยู่กับความพร้อมจ่ายของโรงไฟฟ้าและการสั่งจ่ายของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าของ
  กฟผ. ซึ่งสั่งให้จ่ายไฟฟ้าตามความต้องการของการใช้ไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลา ทั้งนี้ บฟร.
  ทำการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าตลอด 24 ชั่วโมง ซึ่งมีพนักงานเดินเครื่องควบคุมทั้งสิ้น 4 กะ
  โดยโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมชุดที่ 1-4 มีพนักงานเดินเครื่อง ควบคุม จำนวนรวม 16 คน
  ต่อกะ และ บฟข. ทำการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าตลอด 24 ชั่วโมง
  ซึ่งมีพนักงานเดินเครื่องควบคุมทั้งสิ้น 5 กะ โดยเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนชุดที่ 1 และ
  2 มีพนักงานเดินเครื่อง ควบคุม จำนวน 3 คน ต่อกะ และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม
  มีพนักงานเดินเครื่อง ควบคุม จำนวน 4 คน ต่อกะ

  ----------------------- --------------------- -------- -------- ----------------------- -------- -------
                          อัตราการใช้กำลังการผลิต                     อัตราเพิ่มของปริมาณการผลิต            
                          (ร้อยละ)                                 (ร้อยละ)                          

                          2544                  2545     2546     2544                    2545     2546

  โรงไฟฟ้าระยอง            58.95                 61.90    57.52    -24.32 ^(/1)            4.41     -6.29

  โรงไฟฟ้าขนอม             87.06                 92.16    89.62    7.11                    -7.54    10.94
  ----------------------- --------------------- -------- -------- ----------------------- -------- -------

^(/1)
ปัจจัยหลักที่ทำให้อัตราเพิ่มของปริมาณการผลิตลดลงเนื่องจากระบบสายส่งเชื่อมโยงภาคตะวันออกและภาคกลางในปัจจุบันไม่สามารถรองรับกำลังการผลิตที่มีอยู่ในปัจจุบันได้
ในปี 2545 กฟผ. ก่อสร้างสายส่ง 500 KV. หนองจอก-ปลวกแดง และได้เข้าระบบแล้ว เมื่อวันที่
27 สิงหาคม 2545 ที่ผ่านมา

2) วัตถุดิบ

  ------------------------- ---------------------- ----------------------
  โรงไฟฟ้า                   เชื้อเพลิงหลัก             เชื้อเพลิงรอง

  โรงไฟฟ้าระยอง              ก๊าซธรรมชาติ             น้ำมันดีเซล

  โรงไฟฟ้าขนอม : ชุดที่ 1 และ 2 ก๊าซธรรมชาติ และน้ำมันเตา  -

  CCGT                      ก๊าซธรรมชาติ             น้ำมันดีเซล
  ------------------------- ---------------------- ----------------------

นอกจากวัตถุดิบหลักในกระบวนการผลิตพลังงานไฟฟ้าที่ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติ และน้ำมันเตา
ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก (Primary Fuel) และมีน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงสำรองแล้ว ยังมีน้ำ
และสารเคมีต่างๆ เช่น สารปรับคุณภาพน้ำ สารเติมแต่งในเชื้อเพลิง (Fuel Additive)
ซึ่งมีส่วนสำคัญในกระบวนการผลิตด้วยเช่นกัน ทั้งนี้สามารถสรุปได้ดังนี้

  (1) ก๊าซธรรมชาติ

ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก (Primary Fuel)
ที่ใช้สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อนและประเภทพลังความร้อนร่วม
ซึ่งสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดไว้ว่า ในระยะแรก กฟผ. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ บฟร.
และ บฟข. โดย กฟผ. จะเป็นผู้ชำระค่าก๊าซธรรมชาติให้กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
โดยตรง ตามจำนวนก๊าซธรรมชาติที่ใช้จริง ทั้งนี้ อัตราความร้อน (Heat Rate)
ในการผลิตไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงต้องไม่เกินอัตราความร้อนที่ระบุไว้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง
กฟผ. กับ บฟร. และ บฟข.
ในกรณีที่อัตราความร้อนที่เกิดขึ้นจริงสูงเกินกว่าอัตราที่กำหนดไว้ตามสัญญา บฟร. และ บฟข.
จะต้องรับผิดชอบค่าก๊าซธรรมชาติส่วนเพิ่มที่เกินกว่าปริมาณที่ควรจะเป็น ทั้งนี้ เมื่อใดที่ บฟร. และ
บฟข. มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติโดยตรงกับ ปตท. แล้ว บฟร. และ บฟข.
จะเป็นผู้รับผิดชอบในการชำระค่าก๊าซธรรมชาติเอง และผ่านค่าก๊าซธรรมชาติไปให้ กฟผ.
ในสูตรคำนวณค่าพลังงานไฟฟ้า

  (2) น้ำมันเตา

โรงไฟฟ้าขนอมใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงสำรอง (Secondary Fuel)
สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อนชุดที่ 1 และ 2
ซึ่งโดยปกติใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักอย่างไรก็ตาม น้ำมันเตานี้จะถูกนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิง
ก็ต่อเมื่อปริมาณก๊าซธรรมชาติมีไม่เพียงพอ โดย บฟข.
ได้สำรองน้ำมันเตาไว้ให้เพียงพอสำหรับใช้ในการเดินเครื่องเต็มกำลังการผลิตเป็นเวลา 7 วัน

  (3) น้ำมันดีเซล

น้ำมันดีเซลจะถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงสำรองในกรณีที่ปริมาณเชื้อเพลิงหลักไม่เพียงพอ
สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อนร่วม
และใช้ในกรณีทดลองเดินเครื่องและหลังจากการซ่อมบำรุง โดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดไว้ว่า
บฟร. และ บฟข.
จะต้องเตรียมน้ำมันดีเซลสำรองไว้ให้เพียงพอกับการเดินเครื่องเต็มกำลังการผลิตเป็นเวลา 3 วัน
โดยที่ บฟร. และ บฟข. จะเดินเครื่องโดยใช้น้ำมันดีเซลนี้เมื่อ กฟผ. สั่งการเท่านั้น

  (4) น้ำ

น้ำที่ใช้เพื่อการอุปโภคบริโภคภายในพื้นที่โครงการของ บฟร. นั้นซื้อจาก บริษัท
จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) จากอ่างเก็บน้ำดอกกราย
อำเภอปลวกแดง จังหวัดระยอง นอกจากนี้ภายในบริเวณโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมระยอง
ยังได้ขุดอ่างเก็บน้ำสำรองไว้ใช้ในยามฉุกเฉิน ที่ขนาดความจุ 0.2 ล้านลูกบาศก์เมตร
ซึ่งใช้เนื้อที่ประมาณ 50 ไร่ สามารถสำรองน้ำไว้ใช้ได้ประมาณ 7 วัน
และในโรงไฟฟ้ายังมีหน่วยผลิตน้ำประปา ซึ่งสามารถผลิตน้ำประปาได้สูงสุดวันละ 43,200
ลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ น้ำที่ใช้ที่เกี่ยวข้องกับกระบวนการผลิตกระแสไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าระยองนั้น
ประกอบด้วยน้ำสำหรับหม้อผลิตไอน้ำ และน้ำสำหรับการหล่อเย็นของโรงไฟฟ้า

สำหรับ บฟข. นั้น ในปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังความร้อนใช้น้ำจากคลองบ้านกลางเป็นแหล่งน้ำหลัก
และน้ำจากคลองท่าตกเป็นแหล่งน้ำสำรองอีกสายหนึ่ง นอกจากนี้
โรงไฟฟ้าขนอมยังได้สร้างอ่างเก็บน้ำเพื่อเป็นแหล่งน้ำสำรองอีกแห่งหนึ่ง บนเนื้อที่ 85 ไร่ 56
ตารางวา ซึ่งมีความสามารถเก็บน้ำที่ขนาดความจุ 0.4 ล้านลูกบาศก์เมตร
ไว้ริมคลองบ้านกลางห่างจากโรงไฟฟ้าประมาณ 9-10 กิโลเมตร
เพื่อสำรองน้ำไว้ใช้ในหน้าแล้งอีกด้วย

(5) สารเคมี

สารเคมีส่วนใหญ่ที่ใช้ในโรงไฟฟ้าเป็นสารเคมีสำหรับปรับคุณภาพน้ำ ได้แก่ Hydrazene
ซึ่งใช้ในหม้อน้ำ (Boiler) และกรดไฮโดรคลอริก (HCL) กรดซัลฟูลริก (H2SO4)
และโซเดียมไฮดร็อกไซด์ (NaOH) ซึ่งใช้ในการ Regenerate เรซิน และปรับสภาพน้ำเสีย
โพลีอลูมิเนียมคลอไรด์ (PAC.) สำหรับระบบผลิตน้ำประปา
โดยสารเคมีเหล่านี้ซื้อจากผู้ผลิตภายในประเทศ

3) การผลิตและการให้ความช่วยเหลือด้านเทคนิคและการจัดการ

กระบวนการผลิตกระแสไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชนิดพลังงานความร้อนร่วมและชนิดพลังงานความร้อน
สรุปได้ดังนี้

-   โรงไฟฟ้าชนิดพลังงานความร้อนร่วม มีเครื่องกำเนิดไฟฟ้า 2 ระบบ ได้แก่
    เครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันแก๊ส และเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันไอน้ำ
    โดยกระบวนการผลิตกระแสไฟฟ้าจะเริ่มจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันแก๊สก่อนเป็นอันดับแรก
    และจะนำความร้อนที่ได้จากเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันแก๊สไปเป็นพลังงานความร้อนในการต้มน้ำให้กลายเป็นไอน้ำที่มีแรงดันสูงไปขับดันเครื่องกังหันไอน้ำแล้วฉุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าทำการผลิตไฟฟ้าอีกทีหนึ่ง

-   โรงไฟฟ้าชนิดพลังความร้อน เป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้พลังงานความร้อนเป็นกำลังในการผลิตไฟฟ้า
    โดยการเผาไหม้เชื้อเพลิงเพื่อต้มน้ำให้กลายเป็นไอน้ำที่มีแรงดันสูงไปขับดันเครื่องกังหันไอน้ำแล้วฉุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าทำการผลิตไฟฟ้า

กระแสไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าของ บฟร. และ บฟข.
จะถูกส่งผ่านลานไกไฟฟ้าเพื่อส่งต่อไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงที่อยู่ในพื้นที่บริเวณเดียวกันกับโรงไฟฟ้านั้นๆ
โดยโรงไฟฟ้าระยองจะส่งกระแสไฟฟ้าไปยังสถานี ไฟฟ้าแรงสูงระยอง 2
ด้วยสายส่งไฟฟ้าแรงสูงขนาด 230 กิโลโวลท์ ซึ่งจุดเชื่อมต่อ (Interconnection Point)
ที่เป็นจุดส่งมอบให้ กฟผ. อยู่หน้าสถานีไฟฟ้าแรงสูงระยอง 2
และในส่วนของโรงไฟฟ้าขนอมนั้นจะส่งกระแสไฟฟ้าไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงนครศรีธรรมราช 2
วงจร และไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงสุราษฎร์ธานี 2 วงจร ด้วยสายส่งไฟฟ้าแรงสูงขนาด 230
กิโลโวลท์ โดยจุดเชื่อมต่อซึ่งเป็นจุดส่งมอบให้ กฟผ. อยู่หน้าสถานีไฟฟ้าแรงสูงขนอม กฟผ.

เนื่องจากโรงไฟฟ้าจำเป็นต้องมีการบำรุงรักษาเพื่อรักษาระดับความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่
กฟผ. กำหนด ดังนั้น บฟร. และ บฟข. จึงได้ต่อสัญญาการบำรุงรักษาหลักกับ กฟผ.
เป็นระยะเวลา 6 ปี โดยสัญญาการบำรุงรักษาหลักของ บฟร. มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 7 ธันวาคม
2543 ถึงวันที่ 7 ธันวาคม 2549 ส่วนสัญญาการบำรุงรักษาหลักของ บฟข. มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่
19 มิถุนายน 2545 ถึงวันที่ 18 มิถุนายน 2551 ซึ่งในสัญญาดังกล่าว กฟผ.
จะให้บริการซ่อมแซมและบำรุงรักษาที่เกี่ยวข้องกับโรงไฟฟ้า นอกจากนี้ กฟผ.
จะให้บริการทางด้านการจัดการ โดยช่วยเหลือ บฟร. และ บฟข. ในการจัดทำหนังสือคู่มือต่างๆ
การจัดทำประมาณการให้บริการซ่อมแซมและการบริการเพิ่มเติมตามคำขอ
รวมทั้งการให้บริการการให้คำปรึกษาโดยผู้เชี่ยวชาญ ตลอด 24 ชั่วโมง

4) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

  ภายใต้พระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
  ซึ่งกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมเสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมนั้น
  บฟร. และ บฟข. ได้ว่าจ้างให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการติดตามตรวจสอบคุณภาพอากาศ
  และคุณภาพเสียง
  รวมทั้งศึกษาสภาพสังคมเศรษฐกิจและคุณภาพชีวิตของประชาชนโดยรอบโรงไฟฟ้าเป็นประจำทุกปี

จากรายงานผลการตรวจวัดคุณภาพอากาศ ระหว่างวันที่ 19-29 เมษายน 2546
และผลการตรวจสอบคุณภาพเสียงตามรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมระหว่างเดือนมกราคม-มิถุนายน
2546 สำหรับโรงไฟฟ้าระยอง
และจากรายงานผลการตรวจวัดคุณภาพอากาศและเสียงสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม ระหว่างวันที่ 13-24
พฤศจิกายน 2546 ปรากฏผลว่าคุณภาพอากาศในบรรยากาศทั่วไปและพื้นที่โดยรอบ
คุณภาพอากาศในปล่องโรงไฟฟ้า และคุณภาพเสียงบริเวณรั้วโรงไฟฟ้า ทั้งของ บฟร. และ บฟข.
อยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานที่กำหนดโดยคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ

ตารางสรุปผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

  ----------------------------------------- ----------- ------------ --------------
                                            บฟร.        บฟข.         มาตรฐาน^(/1)
                                                                     (ไม่เกิน)

  1. คุณภาพอากาศในบรรยากาศทั่วไป (หน่วย :                                
  ไมโครกรัมต่อลูกบาศก์เมตร)                                              

  - ก๊าซไนโตรเจนไดออกไซด์ (ความเข้มข้นในเวลา 1  5-96        0-55         320
  ชั่วโมง)                                                             

  - ก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (ความเข้มข้นในเวลา 24   3-26        0-6          300
  ชั่วโมง)                                                             

  - ฝุ่นละอองขนาดไม่เกิน 10 ไมครอน              n.a.        5-37         120
  (ค่าเฉลี่ยในเวลา 24 ชั่วโมง)                                            

  - ฝุ่นละอองรวมในอากาศ (สำหรับเวลา 24 ชั่วโมง)  30-57       10-62        330

  2. คุณภาพอากาศในปล่องโรงไฟฟ้า                                         

  - ก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (ppm)                 2.03-4.10   0            20

  - ออกไซด์ของไนโตรเจน (ppm)                 167-180     72-180       200

  3. คุณภาพเสียงบริเวณภายในโรงไฟฟ้า                                      
  (ระดับเสียงค่าเฉลี่ย 5 นาที หน่วย : dBA)                                  

  - อุปกรณ์โรงไฟฟ้า                            96 ^(/2)    81.7-104.6   90
                                                        ^(/3)        

  - ภายในบริเวณโรงไฟฟ้า                       น้อยกว่า 88   60.5-65.2    90
                                                        ^(/4)        

  - ภายนอกอาคารโรงไฟฟ้า                      n.a.        71.0-98.6    90
                                                        ^(/3)        

  4. คุณภาพเสียงบริเวณรอบโรงไฟฟ้า (ค่าเฉลี่ย 24    51.8-56.0   54.3-57.2    70
  ชั่วโมง หน่วย : dBA)                                                  
  ----------------------------------------- ----------- ------------ --------------

ที่มา : - รายงานผลการตรวจวัดคุณภาพอากาศและเสียงระหว่างวันที่ 19-29 เมษายน 2546
รายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการการติดตามตรวจสอบ

คุณภาพสิ่ง แวดล้อมระหว่างเดือนมกราคม-มิถุนายน 2546 สำหรับโรงไฟฟ้าระยอง

- และรายงานผลการตรวจวัดคุณภาพอากาศและเสียงสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม ระหว่างวันที่ 13-24
พฤศจิกายน 2546

หมายเหตุ

^(/1) มาตรฐานที่กำหนดโดยคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ

^(/2) เป็นเสียงจากท่อส่งไอน้ำขณะเปิดวาล์วเพื่อปรับความดันไอน้ำ
ในกรณีที่ความดันไอน้ำในระบบสูงขึ้นเกินกว่าระดับความปลอดภัยที่ตั้งไว้เมื่อเริ่มเดินเครื่อง
อย่างไรก็ตาม นับแต่โรงไฟฟ้าระยองเริ่มดำเนินการ
พบค่าเฉลี่ยของเสียงจากท่อส่งไอน้ำขณะเปิดวาล์วเพื่อปรับความดันไอน้ำที่เกินเกณฑ์มาตรฐาน เพียง
5 ครั้งต่อปี โดยแต่ละครั้งจะใช้เวลาประมาณ 5 นาทีเท่านั้น
จึงคาดว่าจะส่งผลกระทบต่อชุมชนและพนักงานที่ปฏิบัติงานน้อยมาก

^(/3) ระดับเสียงอยู่ในระดับที่สูงกว่ามาตรฐาน อย่างไรก็ตาม
บริเวณดังกล่าวไม่มีพนักงานมาทำงานประจำ
โดยจะมีแต่พนักงานผู้มาตรวจสอบอุปกรณ์เป็นครั้งคราวเท่านั้น
ซึ่งโดยปกติจะมีเครื่องป้องกันหูป้องกันผลกระทบและอันตรายที่จะเกิดขึ้นกับพนักงานดังกล่าว

^(/4) วัด ณ ระดับเสียงค่าเฉลี่ย 5 นาที

การประกอบธุรกิจของบริษัทร่วม

บริษัท กัลฟ์ อิเล็คตริก จำกัด (มหาชน) (จีอีซี)

บริษัท กัลฟ์ อิเล็คตริก จำกัด (มหาชน) (จีอีซี) จัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2541
ทุนจดทะเบียน 5,000 ล้านบาท ดำเนินการในรูปแบบของบริษัทโฮลดิ้ง ผู้ถือหุ้น จีอีซี ประกอบด้วย
บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) และบริษัท อิเล็คทริค เพาเวอร์ ดีเวลล็อปเมนท์ จำกัด
และบริษัท มิตรเพาเวอร์ (ไทยแลนด์) จำกัด โดยถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50 ร้อยละ 49
และร้อยละ 1 ตามลำดับ

จีอีซี ประกอบธุรกิจการลงทุนในโครงการธุรกิจพลังงาน มีบริษัทย่อยทั้งหมด 5 แห่ง
โดยถือหุ้นร้อยละ 100 ในบริษัท กัลฟ์ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (จีซีซี) บริษัท กัลฟ์ ยะลา กรีน
จำกัด (จีวายจี) (ชื่อเดิม บริษัท กัลฟ์ นครหลวง เจเนอเรชั่น จำกัด) บริษัท สมุทรปราการ
โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอสซีซี) และบริษัท หนองแค โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอ็นเคซีซี)
และถือหุ้นในบริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด (จีพีจี) ร้อยละ 60

ในปี 2546 ที่ผ่านมา จีอีซี ซึ่งถือหุ้น ในบริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด (จีพีจี) ร้อยละ
60ได้เข้าซื้อหุ้นใน จีพีจี จำนวน 26,000,000 หุ้น หรือคิดเป็นร้อยละ 40 จาก MEC Laguna
Power B.V. คิดเป็นเงิน 13,000,000 เหรียญสหรัฐ และการโอนหุ้นได้ดำเนินการแล้วเสร็จ
เมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2546 เป็นผลให้ จีอีซี ถือหุ้นใน จีพีจี ในสัดส่วนร้อยละ 100

อย่างไรก็ตาม ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2546 บริษัท กัลฟ์ ยะลา กรีน จำกัด และบริษัท กัลฟ์
เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด ยังไม่ได้ดำเนินการผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้าแต่อย่างใด

ลักษณะผลิตภัณฑ์บริษัทย่อยของ จีอีซี

จีซีซี เอสซีซี และ เอ็นเคซีซี เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producer หรือ
SPP) ประกอบธุรกิจโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม

+--------------+-----------------------------------------+------------+
| โรงไฟฟ้า      | ที่ตั้ง                                     | กำลังการผลิต |
|              |                                         |            |
|              |                                         | (เมกะวัตต์)  |
+--------------+-----------------------------------------+------------+
| จีซีซี          | ตำบลตาลเดี่ยว อำเภอแก่งคอย จังหวัดสระบุรี      | 107        |
+--------------+-----------------------------------------+------------+
| เอ็นเคซีซี      | นิคมอุตสาหกรรม เอส ไอ แอล จังหวัดสระบุรี      | 126        |
+--------------+-----------------------------------------+------------+
| เอสซีซี        | นิคมอุตสาหกรรมบางปู จังหวัดสมุทรปราการ        | 126        |
+--------------+-----------------------------------------+------------+

จีซีซี เอสซีซี และเอ็นเคซีซี จำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. จำนวน 90 เมกะวัตต์
ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 21 ปี นับแต่วันที่ 3 กันยายน 2541 วันที่ 23 สิงหาคม
2542 และวันที่ 12 ตุลาคม 2543 ตามลำดับ และส่วนที่เหลือ จีซีซี
จำหน่ายให้แก่บริษัทลูกค้าที่ตั้งอยู่ในเขตพื้นที่ใกล้เคียงกับโรงไฟฟ้าดังกล่าว
โดยได้มีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวเป็นเวลา 21 ปี เช่นกัน ส่วนเอสซีซี
และเอ็นเคซีซีจำหน่ายไฟฟ้าส่วนที่เหลือให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม

จีซีซี เอสซีซี และเอ็นเคซีซีได้มีการทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงกับ ปตท.
อายุสัญญา 21 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
ซึ่งครอบคลุมระยะเวลาของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ทำกับ กฟผ. และบริษัทลูกค้าทั่วไป
สำหรับการปฏิบัติการและบำรุงรักษาโรงไฟฟ้านั้น ปัจจุบัน จีซีซี เอสซีซี และเอ็นเคซีซี
มีหน่วยงานสำหรับการปฏิบัติการและซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้าของตนเองเป็นผู้ดำเนินงานดังกล่าว

กฟผ. ใช้หลักเกณฑ์การคิดค่ากระแสไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้า SPP ดังนี้

- ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) เป็นค่าตอบแทนที่ลูกค้าจ่ายให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเป็นรายเดือน
โดยไม่คำนึงว่าลูกค้าจะซื้อพลังงานไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าหรือไม่ อย่างไรก็ตาม
การกำหนดค่าพลังไฟฟ้าจะแตกต่างกันระหว่าง กฟผ. กับบริษัทลูกค้า โดยค่าพลังไฟฟ้าที่คิดจาก
กฟผ. จะกำหนดจากต้นทุนการเงินของเงินลงทุนในโรงไฟฟ้าที่ กฟผ.
สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Capacity Cost)
จากการรับซื้อพลังไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ SPP ส่วนค่าพลังไฟฟ้าที่คิดจากบริษัทลูกค้า
จะคำนวณจากปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาสำหรับบริษัทลูกค้าทั่วไป ทั้งนี้
การคำนวณค่าพลังไฟฟ้าดังกล่าวจะเปลี่ยนแปลงตามโครงสร้างราคาของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
(กฟภ.)

- ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) เป็นค่าตอบแทนตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งมอบจริง
โดยค่าพลังงาน
ไฟฟ้าที่คิดจาก กฟผ. จะครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา
ในขณะที่ค่าพลังงานไฟฟ้าที่คิดจากบริษัทลูกค้าทั่วไปจะเปลี่ยนแปลงตามโครงสร้างราคาของ กฟภ.

ผลการดำเนินงานบริษัทย่อยของ จีอีซี มีดังนี้

- บริษัท กัลฟ์ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (จีซีซี) ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าแก่งคอยโคเจนเนอเรชั่น
อำเภอแก่งคอย จังหวัดสระบุรี ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 107 เมกะวัตต์ และไอน้ำ 16
ตันต่อชั่วโมง

ในรอบปี 2546 โรงไฟฟ้าแก่งคอยโคเจนเนอเรชั่น
สามารถผลิตกระแสไฟฟ้าจำหน่ายได้ทั้งสิ้นเป็นจำนวน 688.74 ล้านหน่วย ลดลงร้อยละ 0.75
จากปี 2545 แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายให้ กฟผ. 627.21 ล้านหน่วย และ ลูกค้าอุตสาหกรรม 61.52
ล้านหน่วย โดยรายได้ทั้งหมดจากการจำหน่ายไฟฟ้าเท่ากับ 1,597.14 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปี
2545 ร้อยละ 1.06 บริษัทฯ มีรายได้จากดอกเบี้ยเงินฝากอีก 3.38 ล้านบาท และ รายได้อื่นๆ
อีก 0.54 ล้านบาท บริษัทฯ มีค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานรวมทั้งสิ้น (ไม่รวม
ผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยน) เท่ากับ 1,344.56 ล้านบาท และเป็นผลให้บริษัทฯ
มีกำไรเบื้องต้นจากการดำเนินงานประมาณ 256.46 ล้านบาท หรือ คิดเป็นกำไร 0.37
บาทต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้า และมีค่าความพร้อมจ่ายเต็มความสามารถของโรงไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ
95.53

- บริษัท หนองแค โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอ็นเคซีซี) ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าหนองแค
โคเจนเนอเรชั่น อำเภอหนองแค จังหวัดสระบุรี ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 126 เมกะวัตต์
และไอน้ำ 24 ตันต่อชั่วโมง  ในรอบปี 2546 โรงไฟฟ้าหนองแคโคเจนเนอเรชั่น
สามารถผลิตกระแสไฟฟ้าจำหน่ายได้ทั้งสิ้นเป็นจำนวน 777.97 ล้านหน่วย ลดลงจากปี 2545
ร้อยละ 0.60 แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายให้ กฟผ. 620.96 ล้านหน่วย และ ลูกค้าอุตสาหกรรม
157.01 ล้านหน่วย รายได้ทั้งหมดจากการจำหน่ายไฟฟ้าเท่ากับ 1,770.25 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปี
2545 ร้อยละ 1.00 มีรายได้จากการขายไอน้ำ 46.94ล้านบาท
บริษัทฯมีรายได้จากดอกเบี้ยเงินฝากและอื่นๆ 12.97 ล้านบาท บริษัทฯ
มีค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานรวมทั้งสิ้น (ไม่รวม ผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยน) เท่ากับ
1,671.89 ล้านบาท และเป็นผลให้บริษัทฯ มีกำไรเบื้องต้นจากการดำเนินงานประมาณ 158.28
ล้านบาท หรือ คิดเป็นกำไร 0.20 บาทต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้า
และมีค่าความพร้อมจ่ายเต็มความสามารถของโรงไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 95.18

- บริษัท สมุทรปราการ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอสซีซี)
ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าสมุทรปราการโคเจนเนอเรชั่น อำเภอบางปู จังหวัดสมุทรปราการ
ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 126 เมกะวัตต์ และไอน้ำ 35 ตันต่อชั่วโมง ในรอบปี 2546
โรงไฟฟ้าสมุทรปราการโคเจนเนอเรชั่น สามารถผลิตกระแสไฟฟ้าจำหน่ายได้ทั้งสิ้นเป็นจำนวน
819.46 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นจากปี 2545 ร้อยละ 14.17 โดยส่งไฟฟ้าให้ กฟผ. 638.19
ล้านหน่วย และ ลูกค้าอุตสาหกรรม 181.21 ล้านหน่วย
โดยรายได้ทั้งหมดจากการจำหน่ายไฟฟ้าเท่ากับ 1,788.28 ล้านบาท มีรายได้จากการขายไอน้ำ
42.22 ล้านบาทบริษัทฯมีรายได้จากดอกเบี้ยเงินฝากและอื่นๆ 11.41 ล้านบาท บริษัทฯ
มีค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานรวมทั้งสิ้น (ไม่รวม ผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยน) เท่ากับ
1,701.17 ล้านบาท เป็นผลให้บริษัทฯ มีกำไรเบื้องต้นจากการดำเนินงานประมาณ 140.73
ล้านบาท หรือ คิดเป็นกำไร 0.17 บาทต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้า
และมีค่าความพร้อมจ่ายเต็มความสามารถของโรงไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 98.70

3.4 งานที่ยังไม่ได้ส่งมอบ

-   ไม่มี –

    นอกจาก รายได้หลักจาก บฟร. และ บฟข. แล้ว บริษัทย่อยและบริษัทร่วม รวม 2 แห่ง คือ
    ทีแอลพี โคเจน และ โคแนล มีรายได้คิดเป็นร้อยละ 8.20 และ 5.48
    ของรายได้รวมตามงบการเงินรวมของบริษัทและบริษัทย่อย สำหรับงวดปีบัญชีสิ้นสุดวันที่ 31
    ธันวาคม 2546 ตามลำดับ ซึ่งน้อยกว่าร้อยละ 10 ของรายได้รวมดังกล่าว
    จึงนับว่าไม่มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อผลประกอบการของ บผฟ.
    ดังนั้นจึงจะอธิบายการประกอบธุรกิจผลิตกระแสไฟฟ้าของบริษัทย่อยและบริษัทร่วม ทั้ง 2 แห่ง
    โดยเพียงสังเขปดังนี้

บริษัท ไทยแอลเอ็นจี เพาเวอร์ จำกัด (ทีแอลพีซี)

จัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2538 มีทุนจดทะเบียนเริ่มต้น 750 ล้านบาท
ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas-LNG)
และได้ขยายธุรกิจไปในธุรกิจไฟฟ้า โดยในขณะนั้น บผฟ. ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 10

ในปี 2540 ทีแอลพีซี ได้เข้าซื้อโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก จากบริษัท ระยองเพาเวอร์ จำกัด
ซึ่งกำลังพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าเอสพีพี ในสวนอุตสาหกรรมระยอง และได้จัดตั้งบริษัท ทีแอลพี
โคเจเนอเรชั่น จำกัด เพื่อทำการพัฒนาโครงการดังกล่าวต่อ

ปัจจุบัน บผฟ. ถือหุ้น ทีแอลพีซี ร้อยละ 100 หลังจากได้เข้าซื้อหุ้นทั้งหมดจากผู้ถือหุ้นเดิม เมื่อวันที่
2 มีนาคม 2544 โดยมีวัตถุประสงค์ เพื่อร่วมทุนในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก

- บริษัท ทีแอลพี โคเจนเนอร์เรชั่น จำกัด (ทีแอลพี โคเจน)

บผฟ. ได้เข้าซื้อหุ้นใน ทีแอลพี โคเจน จำนวนร้อยละ 60 จาก ทีแอลพีซี เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์
2544 ในขณะนั้น บผฟ. มีหุ้นอยู่ใน ทีแอลพีซี อยู่ร้อยละ 10 ต่อมา บผฟ. ได้เข้าซื้อหุ้น ทีแอลพีซี
ส่วนที่เหลือร้อยละ 90 จากผู้ถือหุ้นเดิม และ บผฟ. ได้ขายหุ้น ทีแอลพี โคเจน ร้อยละ 20
ให้กับบริษัท อิเล็คทริค เพาเวอร์ ดิเว็ลลอปเมนท์ จำกัด (อีพีดีซี หรือ เจ เพาเวอร์)
แห่งประเทศญี่ปุ่น ทำให้ขณะนี้ บผฟ. ถือหุ้นอยู่ใน ทีแอลพี โคเจน รวมร้อยละ 80
โดยเป็นการถือหุ้นตรงร้อยละ 40 และถือหุ้นผ่าน ทีแอลพีซี อีกร้อยละ 40

ทีแอลพี โคเจน ถูกจัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินการในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม มีกำลังผลิตติดตั้ง 117 เมกะวัตต์
และสามารถจำหน่ายไอน้ำได้สูงสุด 30 ตันต่อชั่วโมง ตั้งอยู่ที่ ตำบลมาบข่า กิ่งอำเภอนิคมพัฒนา
จังหวัดระยอง โรงไฟฟ้าทีแอลพี โคเจน เริ่มจำหน่ายไฟฟ้าได้ตั้งแต่วันที่ 28 มกราคม 2546
โดยจำหน่ายไฟฟ้าให้กับโรงงานอุตสาหกรรมในสวนอุตสาหกรรมระยอง ปริมาณตามสัญญา 45.85
เมกะวัตต์และจำหน่ายไฟฟ้าปริมาณ 60 เมกะวัตต์ให้กับ กฟผ. ภายใต้สัญญาระยะยาว มีอายุสัญญา
21 ปี

ในรอบปี 2546 โรงไฟฟ้าทีแอลพี โคเจน สามารถผลิตกระแสไฟฟ้าจำหน่ายได้ทั้งสิ้นเป็นจำนวน
594.14 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายให้ กฟผ. 402.02 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง
และลูกค้าอุตสาหกรรม 192.12 ล้าน กิโลวัตต์ชั่วโมง
โดยมีรายได้ทั้งหมดจากการจำหน่ายไฟฟ้าเท่ากับ 1,334.88 ล้านบาท มีกำไรสุทธิ 266.97
ล้านบาท และมีค่าความพร้อมในการเดินเครื่องเฉลี่ยตลอดปี ร้อยละ 97.78

โคแนล โฮลดิ้ง คอร์ปอเรชั่น (โคแนล)

โคแนล เป็นบริษัทที่จดทะเบียนในประเทศฟิลิปปินส์
ประกอบธุรกิจการลงทุนในโครงการธุรกิจพลังงานเช่นเดียวกับ บผฟ. และ จีอีซีโดยถือหุ้นร้อยละ
50.78 ใน นอร์ธเทิร์น มินดาเนา เพาเวอร์ คอร์ปอเรชั่น (เอ็นเอ็มพีซี) และร้อยละ
44.00[1]¹ ในเซาท์เทิร์น ฟิลิปปินส์ เพาเวอร์ คอร์ปอเรชั่น (เอสพีพีซี) และเวสเทิร์น
มินดาเนา เพาเวอร์ คอร์ปอเรชั่น (ดับบลิวเอ็มพีซี) ซึ่งทั้ง เอ็นเอ็มพีซี เอสพีพีซี
และดับบลิวเอ็มพีซี ต่างก็ประกอบธุรกิจเดียวกันคือผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้าในประเทศฟิลิปปินส์
ดังสรุปสาระสำคัญได้ดังต่อไปนี้

1)  เอ็นเอ็มพีซี

เอ็นเอ็มพีซี มีโรงไฟฟ้าดีเซลที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงจำนวน 2 โรง ซึ่งตั้งอยู่ที่เมือง Iligan
City ทางตอนเหนือของเขตมินดาเนา ประเทศฟิลิปปินส์ มีกำลังการผลิตติดตั้ง (Nominal
Capacity) รวม 98 เมกะวัตต์ โดยโรงไฟฟ้าโรงที่ 1 และ 2 มีกำลังการผลิตติดตั้ง 58
เมกะวัตต์ และ 40 เมกะวัตต์ ตามลำดับ ซึ่ง เอ็นเอ็มพีซี ได้ทำสัญญาแบบ
Build-Operate-Transfer (BOT) สำหรับโรงไฟฟ้าทั้ง 2 โรง กับ National Power
Corporation (NPC) ซึ่งเป็นการไฟฟ้าของประเทศ ฟิลิปปินส์ โดยในสัญญาระบุให้เอ็นเอ็มพีซี
เป็นผู้ก่อสร้างและดำเนินการโรงไฟฟ้า โดย NPC จะเป็นผู้จัดหาเชื้อเพลิงทั้งหมดเพื่อใช้เป็นวัตถุดิบ
และเอ็นเอ็มพีซีต้องขายไฟฟ้าทั้งหมดที่ผลิตได้ให้แก่ NPC ทั้งนี้ เมื่อสิ้นสุดสัญญา เอ็นเอ็มพีซี
จะต้องโอนโรงไฟฟ้าให้แก่ NPC โดยไม่คิดมูลค่า โดยจะโอนโรงไฟฟ้าโรงที่ 1 ในเดือนสิงหาคม
2546 และโรงไฟฟ้าโรงที่ 2 ในปี 2548

สำหรับการคิดราคาค่าไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าทั้ง 2 โรง จะมีหลักการเดียวกัน กล่าวคือ
ราคาจะถูกแบ่งออกเป็น 2 ส่วน ได้แก่

- Capacity Fee เป็นค่าตอบแทนที่ NPC
จ่ายให้แก่โรงไฟฟ้าเป็นรายเดือนในการรักษาระดับความพร้อมจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า
โดยไม่คำนึงว่า NPC จะซื้อพลังงานไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าทั้ง 2 โรงหรือไม่
ซึ่งค่าพลังไฟฟ้าจะครอบคลุมต้นทุนการเงินของเงินลงทุนในโรงไฟฟ้า
รวมถึงค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา

- Energy Fee เป็นค่าตอบแทนตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งมอบจริง
โดยค่าพลังงานไฟฟ้านี้จะครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา

ค่าไฟฟ้าตามสูตรที่กำหนดจะคำนวณโดยอิงตามเงินสกุลต่างประเทศส่วนหนึ่งและเงินฟิลิปปินส์เปโซอีกส่วนหนึ่ง
ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าโรงที่ 1 กำหนดค่าไฟฟ้าเป็นเงินเหรียญสหรัฐ และเงินฟิลิปปินส์เปโซ
ส่วนโรงไฟฟ้าโรงที่ 2 กำหนดค่าไฟฟ้าเป็นเป็นเงินมาร์คเยอรมัน และเงินฟิลิปปินส์เปโซ

สำหรับการบำรุงรักษาโรงไฟฟ้านั้น เอ็นเอ็มพีซี ได้ทำสัญญาว่าจ้าง Wartsila NSD
Philippines, Inc (WNSD)
ในการบำรุงรักษาหลักและจัดหาอุปกรณ์อะไหล่สำหรับการบำรุงรักษาทั่วไปสำหรับโรงไฟฟ้าทั้ง 2
โรง โดยสัญญาจะสิ้นสุดในเดือนกรกฎาคม 2546 ซึ่งเมื่อสิ้นสุดสัญญาแล้ว เอ็นเอ็มพีซี
จะใช้บริการบำรุงรักษาจาก WNSD ตามความจำเป็นเท่านั้น นอกจากนี้
เอ็นเอ็มพีซียังได้ทำสัญญาว่าจ้าง อัลโต เพาเวอร์ เมเนจเมนท์ คอร์ปอเรชั่น (เอพีเอ็มซี)
ในการบริหารโรงไฟฟ้าเอ็นเอ็มพีซี 2 โดยสัญญาจะสิ้นสุดในปี 2546

2)  เอสพีพีซี

เอสพีพีซี มีโรงไฟฟ้าดีเซลที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงจำนวน 1 โรง ตั้งอยู่ที่เมือง General
Santos City ซึ่งอยู่ทางตะวันออกเฉียงใต้ของเขตมินดาเนา ประเทศฟิลิปปินส์
มีกำลังการผลิตติดตั้ง (Nominal Capacity) 50 เมกะวัตต์ ซึ่ง เอสพีพีซี โดยได้ทำสัญญา
Energy Conversion Agreement (ECA) ซึ่งเป็นสัญญาประเภท Build-Operate-Own
(BOO) กับ NPC อายุ 18 ปี นับแต่ปี 2541 โดยในสัญญาระบุให้ เอสพีพีซี เป็นผู้ก่อสร้าง
ดำเนินการ และเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าดังกล่าว โดย NPC
จะเป็นผู้จัดหาเชื้อเพลิงทั้งหมดเพื่อใช้เป็นวัตถุดิบ และเอสพีพีซี ต้องขายไฟฟ้าทั้งหมดที่ผลิตได้ให้แก่
NPC

สำหรับราคาค่าไฟฟ้าที่คิดจาก NPC จะถูกแบ่งออกเป็น 4 ส่วน ได้แก่

- Capital Recovery Fee เป็นค่าตอบแทนที่ NPC จ่ายให้แก่ เอสพีพีซี เป็นรายเดือน
โดยครอบคลุมต้นทุนการเงินของเงินลงทุนในโรงไฟฟ้า

- Fixed Operation and Management Fee เป็นค่าตอบแทนที่ NPC จ่ายให้แก่ เอสพีพีซี
เป็นรายเดือน โดยครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า

- Infrastructure Fee เป็นค่าตอบแทนที่ NPC จ่ายให้แก่ เอสพีพีซี เป็นรายเดือน
โดยครอบคลุมค่าใช้จ่ายสำหรับระบบสายส่งไฟฟ้าที่ เอสพีพีซี เป็นเจ้าของ

- Energy Fee เป็นค่าตอบแทนตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งมอบจริง
โดยค่าพลังงานไฟฟ้านี้จะครอบคลุม ค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตไฟฟ้า

ค่าไฟฟ้าตามสูตรที่กำหนดจะคำนวณโดยอิงตามเงินเหรียญสหรัฐส่วนหนึ่งและเงินฟิลิปปินส์เปโซอีกส่วนหนึ่ง

นอกจากนี้ เอสพีพีซี ยังได้ทำสัญญาว่าจ้าง เอพีเอ็มซี ในการบริหาร ปฏิบัติการ
และบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า โดยสัญญาจะสิ้นสุดในปี 2559

3)  ดับบลิวเอ็มพีซี

ดับบลิวเอ็มพีซี มีโรงไฟฟ้าดีเซลที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงจำนวน 1 โรง ตั้งอยู่ที่ Sangali,
Zamboanga City ซึ่งอยู่ทางตะวันตกเฉียงไต้ของเขตมินดาเนา ประเทศฟิลิปปินส์
มีกำลังการผลิตติดตั้ง (Nominal Capacity) 100 เมกะวัตต์ ซึ่ง ดับบลิวเอ็มพีซี โดยได้ทำสัญญา
ECA ซึ่งเป็นสัญญาประเภท BOO กับ NPC อายุ 18 ปี นับแต่ปี 2541 โดยในสัญญาระบุให้
ดับบลิวเอ็มพีซี เป็นผู้ก่อสร้าง ดำเนินการ และเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าดังกล่าว โดย NPC
จะเป็นผู้จัดหาเชื้อเพลิง ทั้งหมดเพื่อใช้เป็นวัตถุดิบ และ ดับบลิวเอ็มพีซี
ต้องขายไฟฟ้าทั้งหมดที่ผลิตได้ให้แก่ NPC

สำหรับราคาค่าไฟฟ้าที่คิดจาก NPC มีหลักเกณฑ์เดียวกับกรณีของ เอสพีพีซีดังที่กล่าวข้างต้น
ซึ่งประกอบด้วย Capital Recovery Fee, Fixed Operation and Management Fee,
Infrastructure Fee และ Energy Fee ทั้งนี้
ค่าไฟฟ้าตามสูตรที่กำหนดจะคำนวณโดยอิงตามเงินเหรียญสหรัฐส่วนหนึ่งและเงินฟิลิปปินส์เปโซอีกส่วนหนึ่ง

ดับบลิวเอ็มพีซี ได้ทำสัญญาว่าจ้าง เอพีเอ็มซี ในการบริหาร ปฏิบัติการ และบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า
โดยสัญญาจะสิ้นสุด ในปี 2558

[1] ^(/ 1) เป็นการถือหุ้นทางอ้อมผ่าน Alsing Power Holdings, Inc. ซึ่งโคแนล
ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 80.00 และ Alsing Power Holdings, Inc. ถือหุ้นร้อยละ 55.00
ในเอสพีพีซี

  และดับบลิวเอ็มพีซี