3.  การประกอบธุรกิจ

    บผฟ. ประกอบธุรกิจหลักในการลงทุนในบริษัทอื่น ดังนั้นจึงไม่มีการผลิตผลิตภัณฑ์ใดๆ
    รายได้หลักของ บผฟ. ประกอบด้วยส่วนแบ่งกำไรจากเงินลงทุนในบริษัทย่อย กิจการร่วมค้า
    และบริษัทร่วม รวมทั้งจากเงินปันผลที่ได้รับจากบริษัทอื่นๆ

    จากโครงสร้างรายได้ของกลุ่มบริษัท
    จะเห็นได้ว่าธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้ามีความสำคัญอย่างมากต่อ บผฟ. คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ
    90.81 ของรายได้รวมตามงบการเงินรวมของบริษัทและบริษัทย่อย สำหรับงวดปีบัญชีสิ้นสุดวันที่
    31 ธันวาคม 2543 โดยประกอบด้วยรายได้จากบริษัทย่อย ซึ่งได้แก่ บริษัท ผลิตไฟฟ้าระยอง
    จำกัด (“บฟร.”) และบริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (“บฟข.”) เป็นส่วนใหญ่
    รวมคิดเป็นสัดส่วนถึงร้อยละ 84.18 ของรายได้รวม ทำให้ธุรกิจของ บฟร. และ บฟข.
    มีความสำคัญอย่างมากต่อ บผฟ. 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 358 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

    โดยลักษณะผลิตภัณฑ์ของ บฟร. และ บฟข. มีรายละเอียดดังนี้

    3.1.1 บฟร.

    บฟร. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ IPP โดยไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดจะจำหน่ายให้แก่ กฟผ.
    แต่เพียงผู้เดียวตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement) 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 (ระดับประกันการซื้อต่ำ หรือ Minimum
    Take Obligation) โดยหากปีใด กฟผ.
    สั่งจ่ายไฟฟ้าน้อยกว่าระดับประกันการซื้อต่ำซึ่งมีผลทำให้ บฟร.
    มีค่าใช้จ่ายในการผลิตและบำรุงรักษาผันแปร (ไม่รวมค่าเชื้อเพลิง) เพิ่มขึ้น เนื่องจากการที่
    กฟผ. สั่งจ่ายไฟฟ้าน้อยกว่าระดับประกันการซื้อขั้นต่ำนั้น 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 20 เมษายน 2538–วันที่ 19 เมษายน     |
|                          |     2546)                                 |
|                          |                                           |
|                          | 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         |
+--------------------------+-------------------------------------------+

  3.1.2 บฟข.

บฟข. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ IPP เช่นเดียวกับ บฟร. ไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดจะจำหน่ายให้แก่
กฟผ. แต่เพียงผู้เดียวตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement) กับ กฟผ.
ตามกำลังความสามารถที่จะจ่ายไฟฟ้าได้สูงสุด (สุทธิ) จำนวน 810 เมกะวัตต์ โดยจะวัด ณ
จุดเชื่อมต่อจากโรงไฟฟ้าขนอม
ซึ่งสัญญาดังกล่าวจะแยกตามอายุการใช้งานส่วนที่เหลือในแต่ละโรงไฟฟ้า 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

  (1) บฟร.

บฟร. จำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ. แม้ว่า กฟผ. จะเป็นลูกค้ารายเดียวก็ตาม แต่ บฟร.
ก็ไม่มีความเสี่ยงในเรื่องดังกล่าว เนื่องจากได้มีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวโดยมีอายุ 20 ปี
นับจากวันที่ 7 ธันวาคม 2537 ประกอบกับ กฟผ. มีฐานะทางการเงินที่มั่นคง
ดังจะเห็นได้จากการมีมติคณะรัฐมนตรีที่จัดให้ กฟผ. เป็นรัฐวิสาหกิจชั้นดี
โดยไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโรงไฟฟ้าระยองจะส่งมอบให้แก่ กฟผ.
ที่จุดเชื่อมต่อหน้าสถานีไฟฟ้าแรงสูงระยอง 2

  (2) บฟข.

เนื่องจาก บฟข. จำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ. เช่นเดียวกับ บฟร.
และได้มีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว อายุ 15 และ 20 ปี นับจากวันที่ 19 มิถุนายน 2539
ทำให้ บฟข. ไม่มีความเสี่ยงในเรื่องการสูญเสียลูกค้า
สำหรับไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโรงไฟฟ้าขนอมจะส่งมอบให้แก่ กฟผ.
ที่จุดเชื่อมต่อหน้าสถานีไฟฟ้าแรงสูงนครศรีธรรมราชและสุราษฎร์ธานี

3.2.2 ภาวะอุตสาหกรรม

รายละเอียดปรากฏในเอกสารแนบ 3

3.3 การจัดหาผลิตภัณฑ์หรือบริการ

3.3.1 กำลังผลิต ปริมาณการผลิต และอัตรากำลังการผลิต

โรงไฟฟ้าระยอง และโรงไฟฟ้าขนอม มีกำลังผลิต ปริมาณการผลิต
และอัตรากำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2541-2543 ดังนี้

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

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

                 (หน่วย : เมกะวัตต์)      2541                2542     2543     2541           2542     2543

  โรงไฟฟ้าระยอง   1,232                 9,977               10,124   10,196   8,437          8,370    7,847

  โรงไฟฟ้าขนอม    824                   6,039               6,928    6,358    5,099          5,865    5,606
  -------------- --------------------- ------------------- -------- -------- -------------- -------- -------

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. และ
  บฟข. ทำการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าตลอด 24 ชั่วโมง ซึ่งมีพนักงานเดินเครื่องทั้งหมด 3 กะ

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

                          2541                  2542     2543     2541                    2542     2543

  โรงไฟฟ้าระยอง            84.56                 82.68    76.96    -2.83                   -0.79    -6.25

  โรงไฟฟ้าขนอม             84.43                 84.67    88.17    -6.80                   15.02    -4.42
  ----------------------- --------------------- -------- -------- ----------------------- -------- -------

3.3.2 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. จะเป็นผู้ชำระค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
(“ปตท.”) 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

โรงไฟฟ้าขนอมใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงหลัก (Primary Fuel)
สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อนชุดที่ 1 และ 2 เช่นเดียวกับก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม
น้ำมันเตานี้จะถูกนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิง ก็ต่อเมื่อปริมาณก๊าซธรรมชาติมีไม่เพียงพอ โดย บฟข.
ได้สำรองน้ำมันเตาไว้ให้เพียงพอสำหรับใช้ในการเดินเครื่องเต็มกำลังการผลิตเป็นเวลา 7 วัน

  (3) น้ำมันดีเซล

น้ำมันดีเซลจะถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงสำรองในกรณีที่ปริมาณเชื้อเพลิงหลักไม่เพียงพอ
และใช้ในกรณีทดลองเดินเครื่องและหลังจากการซ่อมบำรุง โดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดไว้ว่า
บฟร. และ บฟข.
จะต้องเตรียมน้ำมันดีเซลสำรองไว้ให้เพียงพอกับการเดินเครื่องเต็มกำลังการผลิตเป็นเวลา 3 วัน
โดยที่ บฟร. และ บฟข. จะเดินเครื่องโดยใช้น้ำมันดีเซลนี้เมื่อ กฟผ. สั่งการเท่านั้น นอกจากนี้
กฟผ. จะจ่ายค่าดำเนินงานและซ่อมบำรุงรักษาตามที่เกิดขึ้นจริงจากการใช้น้ำมันดีเซล
(เนื่องจากการเดินเครื่องโดยใช้น้ำมันดีเซลอาจจะทำให้ค่าใช้จ่ายดำเนินงานและซ่อมบำรุงสูงกว่าการเดินเครื่องโดยใช้ก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเตา)

  (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
ปูนขาว และเฟอร์ริกคลอไรด์ สำหรับระบบผลิตน้ำประปา
โดยสารเคมีเหล่านี้ซื้อจากผู้ผลิตภายในประเทศ

3.  การผลิตและการให้ความช่วยเหลือด้านเทคนิคและการจัดการ

กระบวนการผลิตกระแสไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชนิดพลังงานความร้อนร่วมและชนิดพลังงานความร้อนสรุปได้ดังนี้

-   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.
อยู่หน้าสถานีไฟฟ้าแรงสูงนครศรีธรรมราชและสถานีไฟฟ้าแรงสูงสุราษฎร์ธานี

เนื่องจากโรงไฟฟ้าจำเป็นต้องมีการบำรุงรักษาเพื่อรักษาระดับความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่
กฟผ. กำหนด ดังนั้น บฟร. และ บฟข. จึงได้ทำสัญญาการบำรุงรักษาหลักกับ กฟผ.
เป็นระยะเวลา 6 ปี โดยสัญญาการบำรุงรักษาหลักของ บฟร. มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 7 ธันวาคม
2543 ถึงวันที่ 7 ธันวาคม 2549 ส่วนสัญญาการบำรุงรักษาหลักของ บฟข. มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่
19 มิถุนายน 2539 ถึงวันที่ 19 มิถุนายน 2545 ซึ่งในสัญญาดังกล่าว กฟผ.
จะให้บริการซ่อมแซมและบำรุงรักษาที่เกี่ยวข้องกับโรงไฟฟ้า นอกจากนี้ กฟผ.
จะให้บริการทางด้านการจัดการ โดยช่วยเหลือ บฟร. และ บฟข. ในการจัดทำหนังสือคู่มือต่างๆ
การจัดทำประมาณการให้บริการซ่อมแซมและการบริการเพิ่มเติมตามคำขอ
รวมทั้งการให้บริการการให้คำปรึกษาตลอด 24 ชั่วโมง โดยผู้เชี่ยวชาญ

3.  ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

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

จากรายงานผลการตรวจวัดคุณภาพอากาศ ระหว่างวันที่ 2-6 ธันวาคม 2543
และผลการตรวจสอบคุณภาพเสียงตามรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมระหว่างเดือนมกราคม-มิถุนายน
2543 สำหรับโรงไฟฟ้าระยอง
และจากรายงานผลการตรวจวัดคุณภาพอากาศและเสียงสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม ระหว่างวันที่ 15-22
ธันวาคม 2543 ปรากฏผลว่าคุณภาพอากาศในบรรยากาศทั่วไปและพื้นที่โดยรอบ
คุณภาพอากาศในปล่องโรงไฟฟ้า และคุณภาพเสียงบริเวณรั้วโรงไฟฟ้า ทั้งของ บฟร. และ บฟข.
อยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานที่กำหนดโดยคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ

ตารางสรุปผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

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

  1. คุณภาพอากาศในบรรยากาศทั่วไป (หน่วย :                                    
  ไมโครกรัมต่อลูกบาศก์เมตร)                                                  

  - ก๊าซไนโตรเจนไดออกไซด์ (ความเข้มข้นในเวลา 1  25-58       9-53             320
  ชั่วโมง)                                                                 

  - ก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (ความเข้มข้นในเวลา 24   3           0-1              300
  ชั่วโมง)                                                                 

  - ฝุ่นละอองขนาดไม่เกิน 10 ไมครอน              n.a.        9-26             120
  (ค่าเฉลี่ยในเวลา 24 ชั่วโมง)                                                

  - ฝุ่นละอองรวมในอากาศ (สำหรับเวลา 24 ชั่วโมง)  38-139      10-49            330

  2. คุณภาพอากาศในปล่องโรงไฟฟ้า                                             

  - ก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (ppm)                 0           0                20

  - ออกไซด์ของไนโตรเจน (ppm)                 171         71-142           200

  3. คุณภาพเสียงบริเวณภายในโรงไฟฟ้า                                          
  (ระดับเสียงค่าเฉลี่ย 5 นาที หน่วย : dBA)                                      

  - อุปกรณ์โรงไฟฟ้า                            96^(/2)     82.5-97^(/3)     90

  - ภายในบริเวณโรงไฟฟ้า                       น้อยกว่า 88   61.9-68.8^(/4)   90

  - ภายนอกอาคารโรงไฟฟ้า                      n.a.        75.2-92.9^(/3)   90

  4. คุณภาพเสียงบริเวณรอบโรงไฟฟ้า (ค่าเฉลี่ย 24    44.5-53.7   54.4-57.6        70
  ชั่วโมง หน่วย : dBA)                                                      
  ----------------------------------------- ----------- ---------------- --------------

ที่มา : รายงานผลการตรวจวัดคุณภาพอากาศและเสียงระหว่างวันที่ 2-6 ธันวาคม 2543
รายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมระหว่างเดือนมกราคม-มิถุนายน
2543 สำหรับโรงไฟฟ้าระยองและรายงานผลการตรวจวัด
คุณภาพอากาศและเสียงสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม ระหว่างวันที่ 15-22 ธันวาคม 2543

หมายเหตุ

^(/1) มาตรฐานที่กำหนดโดยคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ

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

^(/3) ระดับเสียงอยู่ในระดับที่สูงกว่ามาตรฐาน อย่างไรก็ตาม
บริเวณดังกล่าวไม่มีพนักงานมาทำงานประจำ โดยจะมีแต่พนักงานผู้มาตรวจสอบอุปกรณ์เป็น
ครั้งคราวเท่านั้น
ซึ่งโดยปกติจะมีเครื่องป้องกันหูป้องกันผลกระทบและอันตรายที่จะเกิดขึ้นกับพนักงานดังกล่าว

^(/4) วัด ณ ระดับเสียงค่าเฉลี่ย 8 นาที

3.4 งานที่ยังไม่ได้ส่งมอบ

-   ไม่มี –

    ในการประกอบธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าของ บผฟ. นอกจากจะดำเนินการโดย บฟร. และ
    บฟข. ซึ่งเป็นบริษัทย่อยของ บผฟ. ดังที่กล่าวมาข้างต้นแล้วนั้น บผฟ.
    ยังมีการลงทุนในกิจการร่วมค้าอีก 2 แห่ง ซึ่งประกอบธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ได้แก่
    บริษัท กัลฟ์ อิเล็คตริก จำกัด (มหาชน) และ Conal Holdings Corporation
    อย่างไรก็ตาม เนื่องจากรายได้ค่ากระแสไฟฟ้าจากบริษัท กัลฟ์ อิเล็คตริก จำกัด (มหาชน)
    และ Conal Holdings Corporation คิดเป็นเพียงร้อยละ 3.38 และร้อยละ 3.24
    ของรายได้รวมตามงบการเงินรวมของบริษัทและบริษัทย่อย สำหรับงวดปีบัญชีสิ้นสุดวันที่ 31
    ธันวาคม 2543 ตามลำดับ ซึ่งน้อยกว่าร้อยละ 10 ของรายได้รวมดังกล่าว
    จึงนับว่าไม่มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อผลประกอบการของ บผฟ.
    ดังนั้นจึงจะอธิบายการประกอบธุรกิจผลิตกระแสไฟฟ้าของกิจการร่วมค้าทั้ง 2 แห่ง
    โดยเพียงสังเขปดังนี้

    บริษัท กัลฟ์ อิเล็คตริก จำกัด (มหาชน) (“GEC”)

    GEC ประกอบธุรกิจการลงทุนในโครงการธุรกิจพลังงาน โดยถือหุ้นร้อยละ 99.99 ในบริษัท
    กัลฟ์ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด และบริษัท กัลฟ์ นครหลวง เจเนอเรชั่น จำกัด
    และถือหุ้นร้อยละ 60.00 ในบริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด โดยบริษัทย่อยทั้ง 3
    แห่งของ GEC ประกอบธุรกิจเดียวกันคือผลิตไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2543
    บริษัท กัลฟ์ นครหลวง เจเนอเรชั่น จำกัด และบริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด
    ยังไม่ได้ดำเนินการผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้าแต่อย่างใด

    บริษัท กัลฟ์ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (“GCC”) เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small
    Power Producer หรือ “SPP”) ประกอบธุรกิจโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม
    ตั้งอยู่ที่ตำบลตาลเดี่ยว อำเภอ แก่งคอย จังหวัดสระบุรี
    โดยโรงไฟฟ้าแก่งคอยโคเจนเนอเรชั่นสามารถผลิตไฟฟ้าได้ทั้งสิ้นจำนวน 107 เมกะวัตต์
    ซึ่งในจำนวนนี้จำหน่ายให้แก่ กฟผ. จำนวน 90 เมกะวัตต์
    ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 21 ปี นับแต่วันที่ 3 กันยายน 2541
    และส่วนที่เหลือจำหน่ายให้แก่บริษัทลูกค้าจำนวน 5 ราย
    ที่ตั้งอยู่ในเขตพื้นที่ใกล้เคียงกับโรงไฟฟ้าดังกล่าว
    โดยได้มีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวเป็นเวลา 21 ปี เช่นกัน
    โดยการคิดราคาค่าไฟฟ้าสำหรับไฟฟ้าที่ GCC จำหน่ายให้แก่ กฟผ. และบริษัทลูกค้า
    จะมีหลักการเดียวกัน กล่าวคือ แบ่งราคาออกเป็น 2 ส่วน ได้แก่

- 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.

โรงไฟฟ้าแก่งคอยโคเจนเนอเรชั่นได้มีการทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงกับ
ปตท. อายุสัญญา 21 ปี นับจากปี 2541 ซึ่งครอบคลุมระยะเวลาของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ทำกับ
กฟผ. และบริษัทลูกค้าทั่วไป สำหรับการปฏิบัติการและบำรุงรักษาโรงไฟฟ้านั้น ปัจจุบัน GCC
มีหน่วยงานสำหรับการปฏิบัติการและซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้าของตนเองเป็นผู้ดำเนินงานดังกล่าว

Conal Holdings Corporation (“Conal”)

Conal เป็นบริษัทที่จดทะเบียนในประเทศฟิลิปปินส์
ประกอบธุรกิจการลงทุนในโครงการธุรกิจพลังงานเช่นเดียวกับ บผฟ. และ GEC โดยถือหุ้นร้อยละ
50.78 ใน Northern Mindanao Power Corporation (“NMPC”) และร้อยละ 44.00[1]¹
ใน Southern Philippines Power Corporation (“SPPC”) และ Western Mindanao
Power Corporation (“WMPC”) ซึ่งทั้ง NMPC SPPC และ WMPC
ต่างก็ประกอบธุรกิจเดียวกันคือผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้าในประเทศฟิลิปปินส์
ดังสรุปสาระสำคัญได้ดังต่อไปนี้

1.  NMPC

NMPC 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 NMPC ได้ทำสัญญาแบบ Build-Operate-Transfer (“BOT”)
สำหรับโรงไฟฟ้าทั้ง 2 โรง กับ National Power Corporation (“NPC”)
ซึ่งเป็นองค์กรที่ดูแลและกำกับธุรกิจที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจไฟฟ้าในประเทศฟิลิปปินส์ โดยในสัญญาระบุให้
NMPC เป็นผู้ก่อสร้างและดำเนินการโรงไฟฟ้า โดย NPC
จะเป็นผู้จัดหาเชื้อเพลิงทั้งหมดเพื่อใช้เป็นวัตถุดิบ และ NMPC ต้องขายไฟฟ้าทั้งหมดที่ผลิตได้ให้แก่
NPC ทั้งนี้ เมื่อสิ้นสุดสัญญา NMPC จะต้องโอนโรงไฟฟ้าให้แก่ NPC โดยไม่คิดมูลค่า ซึ่งตรงกับปี
2546 สำหรับโรงไฟฟ้าโรงที่ 1 และปี 2548 สำหรับโรงไฟฟ้าโรงที่ 2

สำหรับการคิดราคาค่าไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าทั้ง 2 โรง จะมีหลักการเดียวกัน กล่าวคือ
ราคาจะถูกแบ่งออกเป็น 2 ส่วน ได้แก่

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

- Energy Fee เป็นค่าตอบแทนตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งมอบจริง
โดยค่าพลังงานไฟฟ้านี้จะครอบคลุมค่า
ใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา

ค่าไฟฟ้าตามสูตรที่กำหนดจะคำนวณโดยอิงตามเงินสกุลต่างประเทศส่วนหนึ่งและเงินฟิลิปปินส์เปโซอีกส่วนหนึ่ง
โดยในส่วนของเงินสกุลต่างประเทศ NPC
จะต้องแปลงค่าเงินสกุลต่างประเทศดังกล่าวให้เป็นเงินฟิลิปปินส์ เปโซก่อน
และจะจ่ายค่าไฟฟ้าเป็นเงินฟิลิปปินส์เปโซทั้งหมด ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าโรงที่ 1
กำหนดค่าไฟฟ้าเป็นเงินดอลล่าร์สหรัฐ และเงินฟิลิปปินส์เปโซ ส่วนโรงไฟฟ้าโรงที่ 2
กำหนดค่าไฟฟ้าเป็นเป็นเงินมาร์คเยอรมัน และเงินฟิลิปปินส์เปโซ

สำหรับการบำรุงรักษาโรงไฟฟ้านั้น NMPC ได้ทำสัญญาว่าจ้าง Wartsila NSD Philippines,
Inc (“WNSD”)
ในการบำรุงรักษาหลักและจัดหาอุปกรณ์อะไหล่สำหรับการบำรุงรักษาทั่วไปสำหรับโรงไฟฟ้าทั้ง 2
โรง โดยสัญญาจะสิ้นสุดในปี 2546 นอกจากนี้ NMPC ยังได้ทำสัญญาว่าจ้าง Alto Power
Management Corporation (“APMC”) ในการบริหารและปฏิบัติการโรงไฟฟ้าทั้ง 2 โรง
โดยสัญญาจะสิ้นสุดในปี 2546

2.  SPPC

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

สำหรับราคาค่าไฟฟ้าที่คิดจาก NPC จะถูกแบ่งออกเป็น 4 ส่วน ได้แก่

- Capital Recovery Fee เป็นค่าตอบแทนที่ NPC จ่ายให้แก่ SPPC เป็นรายเดือน
โดยครอบคลุมต้นทุนการเงินของเงินลงทุนในโรงไฟฟ้า

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

- Infrastructure Fee เป็นค่าตอบแทนที่ NPC จ่ายให้แก่ SPPC เป็นรายเดือน
โดยครอบคลุมค่าใช้จ่ายสำหรับระบบสายส่งไฟฟ้าที่ SPPC เป็นเจ้าของ

- Energy Fee เป็นค่าตอบแทนตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งมอบจริง
โดยค่าพลังงานไฟฟ้านี้จะครอบคลุมค่า
ใช้จ่ายผันแปรในการผลิตไฟฟ้า

ค่าไฟฟ้าตามสูตรที่กำหนดจะคำนวณโดยอิงตามเงินดอลล่าร์สหรัฐส่วนหนึ่งและเงินฟิลิปปินส์เปโซอีกส่วนหนึ่ง
โดยในส่วนของเงินดอลล่าร์สหรัฐ NPC
จะต้องแปลงค่าเงินสกุลต่างประเทศดังกล่าวให้เป็นเงินฟิลิปปินส์เปโซก่อน
และจะจ่ายค่าไฟฟ้าเป็นเงินฟิลิปปินส์เปโซทั้งหมด

นอกจากนี้ SPPC ยังได้ทำสัญญาว่าจ้าง APMC ในการบริหาร ปฏิบัติการ และบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า
โดยสัญญาจะสิ้นสุดในปี 2559

3.  WMPC

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

สำหรับราคาค่าไฟฟ้าที่คิดจาก NPC มีหลักเกณฑ์เดียวกับกรณีของ SPPC ดังที่กล่าวข้างต้น
ซึ่งประกอบด้วย Capital Recovery Fee, Fixed Operation and Management Fee,
Infrastructure Fee และ Energy Fee ทั้งนี้
ค่าไฟฟ้าตามสูตรที่กำหนดจะคำนวณโดยอิงตามเงินดอลล่าร์สหรัฐส่วนหนึ่งและเงินฟิลิปปินส์เปโซอีกส่วนหนึ่ง
โดยในส่วนของเงินดอลล่าร์สหรัฐ NPC
จะต้องแปลงค่าเงินสกุลต่างประเทศดังกล่าวให้เป็นเงินฟิลิปปินส์เปโซก่อน
และจะจ่ายค่าไฟฟ้าเป็นเงินฟิลิปปินส์เปโซทั้งหมด

ปัจจุบัน WMPC เป็นผู้บริหาร ปฏิบัติการ และบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าด้วยตนเอง

[1] ^(/ 1) เป็นการถือหุ้นทางอ้อมผ่าน Alsing Power Holdings, Inc. ซึ่ง Conal
ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 80.00 โดย Alsing Power Holdings, Inc. ถือหุ้นร้อยละ 55.00 ใน
SPPC และ WMPC