3. การประกอบธุรกิจ

บริษัท ประกอบธุรกิจหลักโดยการลงทุนในบริษัทอื่น ดังนั้น จึงไม่มีการผลิตผลิตภัณฑ์ใดๆ บริษัท
รับรู้รายได้จากส่วนแบ่งกำไรจากเงินลงทุนในบริษัทย่อย บริษัทร่วมและบริษัทในเครือ
รวมทั้งเงินปันผลที่ได้รับจากบริษัทอื่น ๆ ทั้งนี้ บริษัทแบ่งสายผลิตภัณฑ์ออกเป็น 3
ประเภทตามโครงสร้างรายได้ คือ ธุรกิจผลิตแลจำหน่ายกระแสไฟฟ้า ธุรกิจบริการ ธุรกิจน้ำ
และอื่นๆ โดยมุ่งเน้นกลุ่มธุรกิจกระแสไฟฟ้าเป็นหลัก

จากโครงสร้างรายได้ของกลุ่มบริษัท
จะเห็นได้ว่าธุรกิจผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้ามีความสำคัญอย่างมากต่อบริษัท
สำหรับงวดปีบัญชีสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2548 มีรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ
91.18 ของรายได้รวมตามงบการเงินรวมของบริษัท ซึ่งประกอบด้วยรายได้ ดังนี้

1.  รายได้จากบริษัทย่อยที่เป็นธุรกิจหลัก
    ซึ่งมีระดับนัยสำคัญที่ต้องเปิดเผยข้อมูลตามแบบแสดงรายการข้อมูลประจำปี (แบบ 56-1)
    ได้แก่ บฟร. บฟข. และ ทีแอลพี โคเจน รวมคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 65.88
    ของรายได้รวมตามงบการเงินรวมของบริษัท

2.  ส่วนแบ่งจากกำไรของ จีอีซี ซึ่งเป็นบริษัทร่วมของบริษัท คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 17.90

3.  รายได้จากบริษัทย่อย บริษัทร่วม และบริษัทอื่นๆ ของบริษัท รวมคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 7.40

    3.1 สายผลิตภัณฑ์กระแสไฟฟ้า

    ปัจจุบัน บริษัทมีสินทรัพย์ที่เดินเครื่องแล้วที่สำคัญ ดังนี้

    3.1.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producer “IPP”)

    การประกอบธุรกิจของ บฟร. และ บฟข. ซึ่งเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ มีรายละเอียด
    ดังนี้

    1. ลักษณะผลิตภัณฑ์หรือบริการ

    ก. สถานที่ตั้งและลักษณะโครงการ

    บฟร.

    บฟร. มีที่ตั้งอยู่ที่ตำบลห้วยโป่ง อำเภอเมือง จังหวัดระยอง บนเนื้อที่ 472 ไร่ 2 งาน 42.8
    ตารางวา เป็นเป็นโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อนร่วม โดยมีเครื่องผลิตไฟฟ้า 4 ชุด
    กำลังการผลิตชุดละ 308 เมกะวัตต์ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 1,232 เมกะวัตต์

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

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

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

    นอกจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ บมจ. 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. มีที่ตั้งอยู่ที่ตำบลท้องเนียน อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช บนเนื้อที่ 308 ไร่
3 งาน 58.5 ตารางวา เป็นโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อน 2 ชุด และพลังความร้อนร่วม 1 ชุด
รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 824 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนชุดที่ 1 และ 2
(Barge 1) กำลังการผลิตติดตั้งหน่วยละ 75 เมกะวัตต์และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมชุดที่ 3
(CCGT) กำลังการผลิตติดตั้ง 674 เมกะวัตต์

บฟข. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ IPP เช่นเดียวกับ บฟร. ไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดจะจำหน่ายให้แก่
บมจ. กฟผ. แต่เพียงผู้เดียวตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กับ บมจ. 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 บมจ. กฟผ. ตกลงจะสั่งให้โรงไฟฟ้าจ่ายไฟฟ้าให้แก่ บมจ. กฟผ.
ตามค่าความพร้อมจ่ายพึ่งได้สุทธิ (Net Dependable Capacity) ในกรณีที่ บฟข.
มีความพร้อมจ่ายสูงกว่าค่าความพร้อมจ่ายที่คาดหวังไว้ บฟข. จะได้รับโบนัสจาก บมจ. กฟผ.
ตามค่าพลังไฟฟ้าสำรองในระบบของ บมจ. กฟผ.
แต่หากความพร้อมจ่ายของโรงไฟฟ้าขนอมต่ำกว่าค่าความพร้อมจ่ายที่คาดหวังไว้ บฟข.
จะถูกปรับตามส่วน

นอกจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ บมจ. 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        |
+---------------------------+------------------------------------------+

ข. การคิดราคาค่าไฟฟ้า

บฟร. และ บฟข. มีหลักการในการคิดราคาค่าไฟฟ้าแบบเดียวกัน โดยแบ่งราคาออกเป็น 2 ส่วน
ดังนี้

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

2.  ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment)
    ซึ่งถือเป็นค่าตอบแทนตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งมอบจริง
    ค่าพลังงานไฟฟ้านี้จะครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา

ค. การตลาดและภาวะการแข่งขัน

1) ลักษณะการตลาด

  บฟร. และ บฟข. จำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ บมจ. กฟผ. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว
  ดังนี้

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

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

กอปรกับการที่ บมจ. กฟผ. ซึ่งเป็นลูกค้าเพียงรายเดียวมีฐานะทางการเงินที่มั่นคง
ดังจะเห็นได้จากการมีมติคณะรัฐมนตรีที่จัดให้ กฟผ. เป็นรัฐวิสาหกิจชั้นดี ซึ่งปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น
บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ. กฟผ.) แล้ว จึงทำให้ บฟร. และ บฟข.
ไม่มีความเสี่ยงในการสูญเสียลูกค้าหรือลูกค้าไม่มีความน่าเชื่อถือ

2) ภาวะอุตสาหกรรม

รายละเอียดปรากฏในเอกสารแนบ 3

ง. การจัดหาผลิตภัณฑ์หรือบริการ

1) กำลังผลิต ปริมาณการผลิต และอัตรากำลังการผลิต

โรงไฟฟ้าระยอง และโรงไฟฟ้าขนอม มีกำลังผลิต ปริมาณการผลิต
และอัตรากำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2546-2548 ดังนี้

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

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

                 (หน่วย : เมกะวัตต์)      2548                2547     2546     2548           2547     2546

  โรงไฟฟ้าระยอง   1,232                 10,103              10,103   10,103   6,393          7,269    5,811
  ^(/3)                                                                                              

  โรงไฟฟ้าขนอม    824                   6,821               6,454    6,843    6,273          5,975    6,133
  ^(/3)                                                                                              
  -------------- --------------------- ------------------- -------- -------- -------------- -------- -------

หมายเหตุ

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

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

  ^(/3) ปริมาณการผลิตที่โรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้า และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ บมจ. กฟผ.
  ได้ในแต่ละปี (Dispatching Net Generation)
  จะขึ้นอยู่กับความพร้อมจ่ายของโรงไฟฟ้าและการสั่งจ่ายของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าของ
  บมจ. 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)                          

                          2548                  2547     2546     2548                    2547     2546

  โรงไฟฟ้าระยอง            63.02                 67.36    57.52    -12.05                  25.28    -6.29

  โรงไฟฟ้าขนอม             91.97                 92.58    89.62    4.99                    -2.58    10.94
  ----------------------- --------------------- -------- -------- ----------------------- -------- -------

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

  (2) น้ำมันเตา

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

  (3) น้ำมันดีเซล

น้ำมันดีเซลจะถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงสำรองในกรณีที่ปริมาณเชื้อเพลิงหลักไม่เพียงพอสำหรับโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อนร่วม
และใช้ในกรณีทดลองเดินเครื่องและหลังจากการซ่อมบำรุง โดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดไว้ว่า
บฟร. และ บฟข.
จะต้องเตรียมน้ำมันดีเซลสำรองไว้ให้เพียงพอกับการเดินเครื่องเต็มกำลังการผลิตเป็นเวลา 3 วัน
โดยที่ บฟร. และ บฟข. จะเดินเครื่องโดยใช้น้ำมันดีเซลนี้เมื่อ บมจ. 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 บมจ. กฟผ. อยู่หน้าสถานีไฟฟ้าแรงสูงระยอง 2
และในส่วนของโรงไฟฟ้าขนอมนั้นจะส่งกระแสไฟฟ้าไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงนครศรีธรรมราช 2
วงจร และไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงสุราษฎร์ธานี 2 วงจร ด้วยสายส่งไฟฟ้าแรงสูงขนาด 230
กิโลโวลท์ โดยจุดเชื่อมต่อซึ่งเป็นจุดส่งมอบให้ บมจ. กฟผ. อยู่หน้าสถานีไฟฟ้าแรงสูงขนอม บมจ.
กฟผ.

เนื่องจากโรงไฟฟ้าจำเป็นต้องมีการบำรุงรักษาเพื่อรักษาระดับความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่
บมจ. กฟผ. กำหนด ดังนั้น บฟร. และ บฟข. จึงได้ต่อสัญญาการบำรุงรักษาหลักกับ บมจ. 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 บมจ. กฟผ.
จะให้บริการซ่อมแซมและบำรุงรักษาที่เกี่ยวข้องกับโรงไฟฟ้า นอกจากนี้ บมจ. กฟผ.
จะให้บริการทางด้านการจัดการ โดยช่วยเหลือ บฟร. และ บฟข. ในการจัดทำหนังสือคู่มือต่างๆ
การจัดทำประมาณการให้บริการซ่อมแซมและการบริการเพิ่มเติมตามคำขอ
รวมทั้งการให้บริการการให้คำปรึกษาโดยผู้เชี่ยวชาญ ตลอด 24 ชั่วโมง

4) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

  ภายใต้พระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
  ซึ่งกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าพลังความร้อน
  ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมเสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมนั้น
  บฟร. และ บฟข. ได้ว่าจ้างให้ บมจ. กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการติดตามตรวจสอบคุณภาพอากาศ
  และคุณภาพเสียง
  รวมทั้งศึกษาสภาพสังคมเศรษฐกิจและคุณภาพชีวิตของประชาชนโดยรอบโรงไฟฟ้าเป็นประจำทุกปี

รายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมระหว่างเดือนมกราคม
– มิถุนายน 2548 สำหรับโรงไฟฟ้าระยอง
และจากรายงานผลการตรวจวัดคุณภาพอากาศและเสียงสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม ระหว่างวันที่ 9-11
เมษายน 2548 ปรากฏผลว่าคุณภาพอากาศในบรรยากาศทั่วไปและพื้นที่โดยรอบ
คุณภาพอากาศในปล่องโรงไฟฟ้า และคุณภาพเสียงบริเวณรั้วโรงไฟฟ้า ทั้งของ บฟร. และ บฟข.
อยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานที่กำหนดโดยคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ

ตารางสรุปผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

  ----------------------------------------------------------------------------------
                                             บฟร.        บฟข.         มาตรฐาน^(/1)
                                                                      (ไม่เกิน)
  ------------------------------------------ ----------- ------------ --------------
  1. คุณภาพอากาศในบรรยากาศทั่วไป (หน่วย :                                 
  ไมโครกรัมต่อลูกบาศก์เมตร)                                               

  - ก๊าซไนโตรเจนไดออกไซด์ (ความเข้มข้นในเวลา 1   2-107       0-49         320
  ชั่วโมง)                                                              

  - ก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (ความเข้มข้นในเวลา 24    1-21        0-10         300
  ชั่วโมง)                                                              

  - ฝุ่นละอองขนาดไม่เกิน 10 ไมครอน (ค่าเฉลี่ยในเวลา -           10-34        120
  24 ชั่วโมง)                                                           

  - ฝุ่นละอองรวมในอากาศ (สำหรับเวลา 24 ชั่วโมง)   47-183      16-53        330

  2. คุณภาพอากาศในปล่องโรงไฟฟ้า                                          

  - ก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (ppm)                  1.85-2.55   0            20

  - ออกไซด์ของไนโตรเจน (ppm)                  114-147     109-184      200

  3. คุณภาพเสียงบริเวณภายในโรงไฟฟ้า                                       
  (ระดับเสียงค่าเฉลี่ย 5 นาที หน่วย : dBA)                                   

  - อุปกรณ์โรงไฟฟ้า                             -           82.7-103.7   90
                                                         ^(/2)        

  - ภายในบริเวณโรงไฟฟ้า                        -           61-68.4      90
                                                         ^(/3)        

  - ภายนอกอาคารโรงไฟฟ้า                       -           76.2-90      90

  4. คุณภาพเสียงบริเวณรอบโรงไฟฟ้า (ค่าเฉลี่ย 24     49-50.9     53.2-56.3    70
  ชั่วโมง หน่วย : dBA)                          ^(/4)                    
  ----------------------------------------------------------------------------------

ที่มา : -
รายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการการติดตามตรวจสอบ
คุณภาพสิ่ง แวดล้อมระหว่างเดือนมกราคม-มิถุนายน

2548 สำหรับโรงไฟฟ้าระยอง
และรายงานผลการตรวจวัดคุณภาพอากาศและเสียงสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม ระหว่างวันที่ 9-11
เมษายน 2548

หมายเหตุ

^(/1) มาตรฐานที่กำหนดโดยคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ

^(/2) ระดับเสียงอยู่ในระดับที่สูงกว่ามาตรฐาน อย่างไรก็ตาม
บริเวณดังกล่าวไม่มีพนักงานมาทำงานประจำ โดยจะมีแต่พนักงานผู้มาตรวจสอบอุปกรณ์เป็น

ครั้งคราวเท่านั้น
ซึ่งโดยปกติจะมีเครื่องป้องกันหูป้องกันผลกระทบและอันตรายที่จะเกิดขึ้นกับพนักงานดังกล่าว

^(/3) วัด ณ ระดับเสียงค่าเฉลี่ย 8 ชั่วโมง

^(/4) วัด ณ ระดับเสียงค่าเฉลี่ย 24 ชั่วโมง (ข้อมูลระหว่างวันที่ 2-4 มีนาคม 2548)

3.1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer “SPP”)

1.  บริษัท ทีแอลพี โคเจเนอเรชั่น จำกัด (ทีแอลพี โคเจน)

โรงไฟฟ้า ทีแอลพี โคเจน ถูกจัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินการในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ตั้งอยู่ที่
ตำบลมาบข่า กิ่งอำเภอนิคมพัฒนา จังหวัดระยอง เริ่มจำหน่ายไฟฟ้าได้ตั้งแต่วันที่ 28 มกราคม
2546 เป็นต้นมา โดยกลุ่มลูกค้าแบ่งได้เป็น 2 ส่วน คือ บมจ. กฟผ.
ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว มีอายุสัญญา 21 ปี ที่ขนาดพลังไฟฟ้า 60 เมกะวัตต์
และกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมที่ตั้งอยู่ภายในสวนอุตสาหกรรมระยอง
โดยจำหน่ายพลังไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ารวมทั้งสิ้น คิดเป็น 46 เมกะวัตต์ (ปริมาณตามสัญญา
45.85 เมกะวัตต์)

นอกจากการจำหน่ายกระแสไฟฟ้าแล้ว เมื่อเดือนมีนาคม 2547 ทีแอลพี โคเจน
เริ่มขายไอน้ำให้กับลูกค้าอุตสาหกรรม (ตามเงื่อนไขของผู้ผลิตไฟฟ้าในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
(Small Power Producer “SPP”) โดยมีปริมาณการซื้อขายไอน้ำตามสัญญาเท่ากับ 10
ตันต่อชั่วโมง ซึ่งรวมปริมาณไอน้ำตลอดปี 2547 ที่ขายได้คิดเป็น 37,530 ตัน

การผลิต

ปริมาณการผลิต

โรงไฟฟ้า ทีแอลพี โคเจน เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (Cogeneration) ประกอบด้วย
เครื่องกังหันก๊าซ 2 ชุด และเครื่องกังหันไอน้ำ 1 ชุด มีกำลังผลิตติดตั้ง 117 เมกะวัตต์
และสามารถจำหน่ายไอน้ำได้สูงสุด 30 ตันต่อชั่วโมง ที่ความดัน 11 บาร์

ตารางปริมาณการผลิตของโรงไฟฟ้า ทีแอลพี โคเจน ในปี 2546 - 2548 ดังนี้

  ------------------ ------------------ ---------------- -----------------
                     กำลังการผลิตติดตั้ง 117                  
                     เมกะวัตต์ (หน่วย :                     
                     เมกะวัตต์)                            

                     ปริมาณการผลิต (หน่วย                   
                     : ล้านกิโลวัตต์ –                       
                     ชั่วโมง)                              

                     2548               2547             2546

  บมจ. กฟผ.          408.77             421.88           402.02

  ลูกค้าอุตสาหกรรม      301.70             291.90           192.12

  รวม                710.47             713.78           594.14
  ------------------ ------------------ ---------------- -----------------

ตารางค่าความพร้อมจ่ายของโรงไฟฟ้า ทีแอลพี โคเจน ในปี 2546 - 2548 ดังนี้

  ----------------- ------------------ ---------------- -----------------
                    ความพร้อมจ่าย                         
                    (ร้อยละ)                             

                    2548               2547             2546

  โรงไฟฟ้า ทีแอลพี     96.00              97.64            97.77
  โคเจน                                                 
  ----------------- ------------------ ---------------- -----------------

นอกจากนี้ ทีแอลพี โคเจน ได้ว่าจ้างให้บริษัท เอ็กโก เอ็นจิเนียริ่ง แอนด์ เซอร์วิส จำกัด
ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของบริษัท ที่มีความชำนาญในการเดินเครื่องและบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า
เป็นผู้เดินเครื่องและบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า
และเพื่อเสริมความมั่นคงในการจัดส่งไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรม ทีแอลพี โคเจน
ได้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคไว้สำรองจ่ายในสภาวะที่โรงไฟฟ้าไม่สามารถจ่ายกระแสไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมได้

วัตถุดิบ

  1) ก๊าซธรรมชาติ

  ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก (Primary Fuel)
  ที่ใช้สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อนร่วม ซึ่ง ทีแอลพี โคเจน
  ได้ทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
  เพื่อจัดหาก๊าซธรรมชาติในปริมาณ 16.50 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

  2) น้ำ

  น้ำดิบเป็นปัจจัยที่สำคัญปัจจัยหนึ่งในการผลิตไฟฟ้า ทีแอลพี โคเจน
  ซื้อน้ำดิบจากสวนอุตสาหกรรมระยองเก็บสำรองไว้ในบ่อน้ำดิบภายในพื้นที่ของโรงไฟฟ้า ขนาด
  12,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อนำไปใช้ในกระบวนการผลิต

  3) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

  ทีแอลพี โคเจน ได้ว่าจ้างบริษัท อีสเทิร์นไทยคอนซัลติ้ง 1992 จำกัด
  ทำการตรวจสอบและจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า
  เสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม ซึ่งผลการตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมในปี 2548
  พบว่า
  คุณภาพอากาศที่ปล่อยออกจากปล่องและคุณภาพเสียงที่ปล่อยออกจากกระบวนการผลิตอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานที่กำหนดไว้

  ตารางสรุปผลการตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อม

  ----------------------------------- ------------------- ----------------
  ค่าที่ตรวจวัด                           ผลการตรวจวัด         ค่ามาตรฐาน

  ออกไซด์ของไนโตรเจน (หน่วย : 1         89.3                100.0
  ส่วนในล้านส่วน)                                            

  ฝุ่นละออง (หน่วย : มก./ลบ.ม.)          21.6                54.0

  ระดับความเข้มของเสียง (หน่วย : เดซิเบล   69.0                85.0
  “dBA”)                                                  
  ----------------------------------- ------------------- ----------------

2.  บริษัท ร้อยเอ็ด กรีน จำกัด (ร้อยเอ็ด กรีน)

จัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2543 โดยเอ็กโก กรีน
และห้างหุ้นส่วนจำกัดโรงสีข้าวสมหมายร้อยเอ็ด ซึ่งมีสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 95 และร้อยละ 5
ตามลำดับ เพื่อดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวล ใช้แกลบเป็นเชื้อเพลิง กำลังการผลิต 9.9
เมกะวัตต์ ณ ตำบลเหนือเมือง อำเภอเมือง จังหวัดร้อยเอ็ด ปัจจุบันร้อยเอ็ด กรีน
มีทุนจดทะเบียนและเรียกชำระแล้วจำนวน 180 ล้านบาท

ร้อยเอ็ด กรีน ได้รับการสนับสนุนทางการเงินจากบรรษัทเงินทุนอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย
(ปัจจุบัน คือ ธนาคารทหารไทย จำกัด (มหาชน)) และเป็นโครงการที่ได้รับบัตรส่งเสริมการลงทุน
จากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน(BOI)
และยังได้รับเงินอุดหนุนจากกองทุนสิ่งแวดล้อมโลก (Global Environment Facility)
เพื่อเป็นการสนับสนุนการใช้พลังงานหมุนเวียน
โดยเฉพาะอย่างยิ่งการนำเศษวัสดุทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้า
ร้อยเอ็ด กรีน มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ บมจ. กฟผ. ภายใต้โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจำนวน
8.8 เมกะวัตต์ โดยมีอายุสัญญา 21 ปี

ในรอบปี 2548 ร้อยเอ็ด กรีน ผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้ บมจ. กฟผ. รวม 53
ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง ใช้เชื้อเพลิงรวม 87,854 ตัน
และมีค่าความพร้อมจ่ายในการเดินเครื่องเฉลี่ยตลอดปีร้อยละ 85.07

ร้อยเอ็ด กรีน
เป็นโครงการโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนจากมูลนิธิพลังงานเพื่อสิ่งแวดล้อมในการเป็นต้นแบบของโรงไฟฟ้าชีวมวล
และเป็นโรงไฟฟ้าที่มีการจัดการทางด้านสิ่งแวดล้อมที่ดี ได้รับการยอมรับจากชุมชนเป็นอย่างดี

3.  บริษัท กัลฟ์ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (จีซีซี)

จีซีซี ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าแก่งคอยโคเจนเนอเรชั่น อำเภอแก่งคอย จังหวัดสระบุรี
ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 107 เมกะวัตต์ และไอน้ำ 16 ตันต่อชั่วโมง
จีซีซีจำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้แก่ บมจ. กฟผ. จำนวน 90 เมกะวัตต์
ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 21 ปี นับแต่วันที่ 3 กันยายน 2541
และจำหน่ายกระแสไฟฟ้าส่วนที่เหลือให้แก่บริษัทลูกค้าที่ตั้งอยู่ในเขตพื้นที่ใกล้เคียงกับโรงไฟฟ้าดังกล่าว
ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวเป็นเวลา 21 ปี เช่นกัน

ในรอบปี 2548 จีซีซี สามารถผลิตกระแสไฟฟ้าจำหน่ายได้ทั้งสิ้นเป็นจำนวน 798 ล้านหน่วย
เพิ่มขึ้นร้อยละ 20.90 จากปี 2547 แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายให้ บมจ. กฟผ. 711
ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง และลูกค้าอุตสาหกรรม 87 ล้านกิโลวัตต์ต่อชั่วโมง
และมีค่าความพร้อมจ่ายเต็มความสามารถของโรงไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 96.24

4.  บริษัท หนองแค โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอ็นเคซีซี)

    เอ็นเคซีซี ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าหนองแค โคเจนเนอเรชั่น อำเภอหนองแค
    จังหวัดสระบุรี ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 126 เมกะวัตต์ และไอน้ำ 24 ตันต่อชั่วโมง เอสซีซี
    จำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้แก่ บมจ. กฟผ. จำนวน 90 เมกะวัตต์
    ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 21 ปี นับแต่วันที่ 12 ตุลาคม 2543
    และจำหน่ายกระแสไฟฟ้าส่วนที่เหลือให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม

ในรอบปี 2548 เอ็นเคซีซี สามารถผลิตกระแสไฟฟ้าจำหน่ายได้ทั้งสิ้นเป็นจำนวน 873
ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปี 2547 ร้อยละ 9.13 แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายให้ บมจ. กฟผ.
681 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง และ ลูกค้าอุตสาหกรรม 192 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง
และมีค่าความพร้อมจ่ายเต็มความสามารถของโรงไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 93.71

5.  บริษัท สมุทรปราการ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (เอสซีซี)

เอสซีซี ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าสมุทรปราการโคเจนเนอเรชั่น ตำบลบางปูใหม่
อำเภอเมืองฯ จังหวัดสมุทรปราการ ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 126 เมกะวัตต์ และไอน้ำ 35
ตันต่อชั่วโมง เอสซีซี จำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้แก่ บมจ. กฟผ. จำนวน 90 เมกะวัตต์
ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 21 ปี นับแต่วันที่ 23 สิงหาคม
และจำหน่ายกระแสไฟฟ้าส่วนที่เหลือให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม

ในรอบปี 2548 เอสซีซี สามารถผลิตกระแสไฟฟ้าจำหน่ายได้ทั้งสิ้นเป็นจำนวน 782
ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปี 2547 ร้อยละ 0.64 โดยส่งไฟฟ้าให้ บมจ. กฟผ. 782
ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง และลูกค้าอุตสาหกรรม 184 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง
และมีค่าความพร้อมจ่ายเต็มความสามารถของโรงไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 91.93

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

การคิดราคาค่าไฟฟ้า

บมจ. กฟผ. ใช้หลักเกณฑ์การคิดค่ากระแสไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้า SPP ดังนี้

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

  - ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) เป็นค่าตอบแทนตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งมอบจริง
  โดยค่าพลังงานไฟฟ้าที่คิดจาก บมจ. กฟผ.
  จะครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา
  ในขณะที่ค่าพลังงานไฟฟ้าที่คิดจากบริษัทลูกค้าทั่วไปจะเปลี่ยนแปลงตามโครงสร้างราคาของ กฟภ.

3.1.3 ผู้ผลิตไฟฟ้าในต่างประเทศ

โคแนล โฮลดิ้ง คอร์ปอเรชั่น (โคแนล)

โคแนล เป็นเจ้าของกิจการผลิตไฟฟ้าอิสระรายใหญ่ที่สุดบนเกาะมินดาเนา
ซึ่งเป็นเกาะใหญ่ที่สุดและมีพื้นที่ถึง 1 ใน 3 ของประเทศฟิลิปปินส์ สำนักงานใหญ่ตั้งอยู่ที่กรุงมะนิลา
โคแนล ถือหุ้นในบริษัทผลิตไฟฟ้า 3 แห่ง และบริษัทที่ให้บริการเดินเครื่องและบำรุงรักษา 1 แห่ง
ดังนี้

1)  นอร์ธเทิร์น มินดาเนา เพาเวอร์ คอร์ปอเรชั่น (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) ซึ่งเป็นการไฟฟ้าของประเทศฟิลิปปินส์ โดยในสัญญาระบุให้เอ็นเอ็มพีซี
เป็นผู้ก่อสร้างและดำเนินการโรงไฟฟ้า โดย NPC จะเป็นผู้จัดหาเชื้อเพลิงทั้งหมดเพื่อใช้เป็นวัตถุดิบ
และเอ็นเอ็มพีซี ต้องขายไฟฟ้าทั้งหมดที่ผลิตได้ให้แก่ NPC ทั้งนี้ เมื่อสิ้นสุดสัญญา เอ็นเอ็มพีซี
จะต้องโอนโรงไฟฟ้าให้แก่ NPC โดยไม่คิดมูลค่า โดยได้โอนโรงไฟฟ้าโรงที่ 1 ในเดือนสิงหาคม
2546 และจะโอนโรงไฟฟ้าโรงที่ 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 โดยสัญญาสิ้นสุดเมื่อเดือนกรกฎาคม 2546 หลังจากสิ้นสุดสัญญาแล้ว เอ็นเอ็มพีซี
จะใช้บริการบำรุงรักษาจาก WNSD ตามความจำเป็นเท่านั้น นอกจากนี้
เอ็นเอ็มพีซียังได้ทำสัญญาว่าจ้าง อัลโต เพาเวอร์ เมเนจเมนท์ คอร์ปอเรชั่น (เอพีเอ็มซี)
ในการบริหารโรงไฟฟ้าเอ็นเอ็มพีซี 2 โดยสัญญาสิ้นสุดเมื่อปี 2546

  2) เซาท์เทิร์น ฟิลิปปินส์ เพาเวอร์ คอร์ปอเรชั่น (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) เวสเทิร์น มินดาเนา เพาเวอร์ คอร์ปอเรชั่น (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

4) อัลโต เพาเวอร์ เมเนจเมนท์ คอร์ปอเรชั่น (เอพีเอ็มซี)

เอพีเอ็มซี ให้บริการงานด้านเดินเครื่องและบำรุงรักษาแก่โรงไฟฟ้าดังกล่าวข้างต้น
รวมทั้งกับกลุ่มบริษัทอื่นด้วย โดย บริษัท ลงทุนใน โคแนล ผ่าน เอ็กโก บีวีไอ ในสัดส่วนร้อยละ 40

3.1 งานที่ยังไม่ได้ส่งมอบ

บริษัทยังมีโครงการที่อยู่ระหว่างการดำเนินการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าอีก 4 โครงการ
ซึ่งคิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้งในส่วนการถือหุ้นของบริษัท จำนวนรวม 1,021 เมกะวัตต์ ได้แก่
โครงการแก่งคอย 2 โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการกัลฟ์ ยะลา กรีน
และโครงการขยายกำลังการผลิตที่ อมตะ เพาเวอร์ บางปะกง ท่านสามารถดูได้ที่หัวข้อ 6 เรื่อง
โครงการในอนาคต หน้าที่ 32-33