1. ปัจจัยความเสี่ยง

เนื่องจาก บผฟ. เป็นบริษัทโฮลดิ้ง ซึ่งลงทุนในธุรกิจผลิตและจำหน่ายกระแสไฟฟ้าเป็นธุรกิจหลัก
ดังนั้น ปัจจัยความเสี่ยงที่จะส่งผลกระทบต่อการดำเนินกิจการของ บผฟ.
จึงเป็นความเสี่ยงที่มาจากธุรกิจหลักเป็นสำคัญ โดยเฉพาะจากบริษัทย่อยที่มีนัยสำคัญอย่างมาก คือ
บฟร. และ บฟข. ซึ่งในปี 2545 สัดส่วนรายได้รวมของ บฟร. และ บฟข. รวมกันคิดเป็นร้อยละ
76.46 ของรายได้รวมของ บผฟ

นอกจากนี้ บผฟ. เริ่มรับรู้รายได้จากผลการดำเนินงานของบริษัทย่อยและกิจการร่วมค้าอื่น ๆ ที่
บผฟ. เข้าไปลงทุนไว้เมื่อประมาณ 5-6 ปี ที่ผ่านมา
ซึ่งบริษัทย่อยและบริษัทร่วมค้าเหล่านี้มีความเสี่ยงที่แตกต่างไปจากความเสี่ยงของ บฟร. และ บฟข.

ปัจจัยความเสี่ยงต่าง ๆ ของ บผฟ. สามารถจำแนกได้ ดังนี้

1.  ความเสี่ยงในการประกอบธุรกิจ

1)  ความเสี่ยงในการสูญเสียลูกค้า

บฟร. และ บฟข. เป็นธุรกิจผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)
ซึ่งได้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพียงรายเดียว
และเนื่องจาก กฟผ. เป็น รัฐวิสหากิจชั้นดี มีความน่าเชื่อถือทางการเงินในระดับสูงมาก ดังนั้น
บฟร. และ บฟข. จึงไม่มีความเสี่ยงในการสูญเสียลูกค้า นอกจากนี้ ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง
บฟร. และ บฟข. กับ กฟผ. ได้มีการกำหนดสูตรการคำนวณค่าไฟฟ้า ซึ่งเป็นลักษณะ Cost Plus
Basis และได้ครอบคลุมถึงปัจจัยที่สำคัญไว้ทุกด้านแล้ว ในหลักการก็คือต้นทุนทุกรายการที่เกิดขึ้น
กฟผ. จะเป็นผู้รับ สำหรับ บผฟ. เองจะได้ผลตอบแทนต่อเงินลงทุนใน บฟร. และ บฟข.
ในอัตราประมาณร้อยละ 20 และ 19 ตามลำดับ ตลอดอายุของสัญญา

นอกจากการลงทุน บฟร. และ บฟข. แล้ว ในธุรกิจผู้ผลิตไฟฟ้าอื่น ๆ ของ บผฟ.
สามารถจำแนกความเสี่ยงในการสูญเสียลูกค้าได้ดังนี้

-   การลงทุนในผู้ผลิตไฟฟ้ารายย่อย (SPP) ต่าง ๆ จะมีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับ
    กฟผ. ประมาณร้อยละ 70-85 ดังนั้น
    ความเสี่ยงในเรื่องการสูญเสียลูกค้าในส่วนนี้จึงมีน้อยมาก
    สำหรับไฟฟ้าส่วนที่เหลือซึ่งจำหน่ายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า SPP เหล่านี้
    จะพยายามทำสัญญาระยะยาวกับลูกค้าในนิคมฯ เพื่อช่วยลดความเสี่ยงในการสูญเสียลูกค้าลง
    อย่างไรก็ดี
    โรงไฟฟ้าเหล่านี้อาจมีความเสี่ยงในการถูกปรับหากไม่สามารถขายไอน้ำให้กับลูกค้าในนิคมฯ
    ได้เท่ากับระดับไอน้ำขั้นต่ำตามเกณฑ์ที่กำหนดไว้

-   การลงทุนในโคแนล ประเทศฟิลิปปินส์ ซึ่งถือหุ้นในบริษัทผลิตไฟฟ้า 3 แห่ง คือ บริษัท
    นอร์ธเธิร์น มินดาเนา เพาเวอร์ คอร์ปอเรชั่น หรือ เอ็นเอ็มพีซี (Northern Mindanao
    Power Corporation) บริษัท เซาเทิร์น ฟิลิปปินส์ เพาเวอร์ คอร์ปอเรชั่น หรือ เอสพีพีซี
    (Southern Philippines Power Corporation) และ บริษัท เวสเทิร์น มินดาเนา
    เพาเวอร์ คอร์ปอเรชั่น หรือ ดับบลิวเอ็มพีซี (Western Mindanao Power
    Corporation) โดยที่บริษัททั้ง 3 แห่งจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้แก่ เนชันแนล
    เพาเวอร์ คอร์ปอเรชัน หรือ เอ็นพีซี(National Power Corporation) เพียงรายเดียว
    แต่ก็ไม่มีความเสี่ยงในเรื่องการสูญเสียลูกค้า
    เนื่องจากได้มีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับ เอ็นพีซี และ เอ็นพีซี
    ได้รับการจัดอันดับความน่าเชื่อถือจากสถาบันจัดอันดับ Standard & Poors
    ว่ามีความน่าเชื่อถือสำหรับความสามารถในการชำระหนี้ในประเทศและต่างประเทศในระดับ
    BBB และ BB+ [1] ตามลำดับ นอกจากนี้
    สูตรการคำนวณค่าไฟฟ้าได้ครอบคลุมทั้งต้นทุนคงที่และต้นทุนผันแปรในการผลิตเรียบร้อยแล้ว

2)  ความเสี่ยงจากการปรับโครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้า

การปรับโครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้า[2] มีการดำเนินการอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปี พ.ศ. 2543
จนถึงปัจจุบัน แต่จากปัญหาและอุปสรรคในการแปรรูปอุตสาหกรรมไฟฟ้าในต่างประเทศ
รัฐบาลจึงให้มีพิจารณาแผนการแปรรูปอย่างรอบคอบอีกครั้งหนึ่ง
ซึ่งทางสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางใหม่ คือ
New Electricity Supply Arrangement (NESA)
ซึ่งยังคงส่งเสริมให้มีการแข่งขันทั้งในระดับค้าส่งและค้าปลีกเหมือนกับโครงสร้างแบบตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
แต่จะอนุญาตให้ผู้ซื้อและผู้ขายสามารถทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากันโดยตรง และ
มีศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าทำหน้าที่ในการรักษาความสมดุลย์และความมั่นคงในระบบไฟฟ้า
และให้มีการแยกระบบผลิต ระบบส่ง และ ระบบควบคุม ของ กฟผ.
ออกจากกันโดยเฉพาะระบบผลิตเสนอให้มีการแยกออกเป็นอย่างน้อย 2 บริษัท
สำหรับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และ การไฟฟ้านครหลวง นั้น สนพ. เสนอให้แยก ส่วนค้าปลีก
ระบบสายจำหน่าย และ หน่วยงานสนับสนุน
ออกจากกันเพื่อให้สามารถรองรับการซื้อขายผ่านตลาดกลางได้ สำหรับอีกแนวทางหนึ่งเสนอโดย
กฟผ. คือ การเปิดเสรีบางส่วน
โดยขายให้เฉพาะผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ซึ่งมีการใช้ไฟฟ้ารวมคิดเป็นประมาณร้อยละ 30
ของประเทศสามารถซื้อไฟฟ้าได้ตรงจากผู้ผลิตไฟฟ้า และ โครงสร้างของ 3
การไฟฟ้ายังคงเหมือนกับปัจจุบัน

เนื่องจาก กระทรวงพลังงานยังมิได้กำหนดวิธีการจัดการสัญญาระหว่าง กฟผ. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
ทั้งผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระและผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก ดังนั้น จึงไม่สามารถประเมินผลกระทบที่อาจมีต่อ
บฟร. บฟข. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กในกลุ่ม บผฟ.

นอกจากนี้ ในประเทศฟิลิปปินส์ได้มีการบังคับใช้กฎหมาย RA No.9136 “Electricity Power
Industry Reform Act of 2001” ซึ่งเป็นกฎหมายเกี่ยวกับการแปรรูปการไฟฟ้าของ เอ็นพีซี
และ การปรับโครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้า เมื่อปี 2544
ซึ่งต่อมาได้มีการออกกฎหมายเพิ่มเติมเพื่อกำหนดกฎเกณฑ์การดำเนินการเกี่ยวกับกฎหมายการแปรรูปการไฟฟ้า
โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 22 มีนาคม 2545[3] ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินการต่าง ๆ
เพื่อให้เป็นไปตามกฎเกณฑ์และข้อบังคับที่กำหนดไว้ในกฎหมายแปรรูปฯ
จึงยังไม่สามารถประมาณผลกระทบที่เกิดขึ้นกับ โคแนล จากการบังคับใช้กฎหมายฉบับดังกล่าว

อย่างไรก็ตาม โคแนล จะได้รับเงินชดเชยจาก เอ็นพีซี ตามสัญญา Energy Conversion
Agreements ในกรณีที่เกิดมีการเปลี่ยนแปลง แก้ไข ยกเลิก
ข้อกฎหมายหรือข้อบังคับในประเทศฟิลิปปินส์
ซึ่งมีผลทำให้เกิดความเสียหายอย่างรุนแรงต่อผลประโยชน์ของ โคแนล
ที่จะมีได้จากโรงไฟฟ้าและ/หรือการลงทุน

3)  ความเสี่ยงด้านการเมือง

ประเทศฟิลิปปินส์ ซึ่งเป็นที่ตั้งของโคแนล มีความเสี่ยงด้านการเมืองสูงกว่าประเทศไทย
โดยวัดจากอันดับความน่าเชื่อถือของประเทศซึ่งจัดอันดับโดย Standard & Poors’[4]

1.  ความเสี่ยงในการปฏิบัติการ

1)  ความเสี่ยงจากระดับความพร้อมจ่าย

บฟร. และ บฟข. มีความเสี่ยงในการถูกปรับ (Penalty)
หากระดับความพร้อมจ่ายจริงต่ำกว่าเกณฑ์ที่กำหนดไว้ อย่างไรก็ตาม
ด้วยแผนงานการซ่อมบำรุงรักษาที่วางไว้เป็นอย่างดี รวมทั้งผลการดำเนินงานจริงที่เกิดขึ้น ทำให้
ในปี 2545 บฟร. และ บฟข.
สามารถรักษาระดับความพร้อมจ่ายเฉลี่ยได้สูงกว่าเกณฑ์ที่กำหนดไว้เป็นผลให้ บฟร. ได้รับโบนัสจาก
กฟผ. ติดต่อกันเป็นปีที่ 6 และทำให้ บฟข. มีชั่วโมงสะสมและนำไปคำนวณโบนัสเรียกเก็บจาก
กฟผ.

ระดับความพร้อมจ่ายเฉลี่ยของ บฟร. และ บฟข. ในปี 2545 

  ---------------- --------------------------- ---------------------------
                   ระดับความพร้อมจ่ายที่กำหนดไว้     ระดับความพร้อมจ่ายเฉลี่ย

  บฟร.             ร้อยละ 88.29                 ร้อยละ 89.70

  บฟข.             ร้อยละ 78.88                 ร้อยละ 84.85
  ---------------- --------------------------- ---------------------------

นอกจากนี้ ในส่วนของ SPP มีความเสี่ยงในการถูกปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ
กฟผ. หากไม่สามารถจ่ายพลังงานไฟฟ้าได้ตามปริมาณที่กำหนดในสัญญา อย่างไรก็ตาม
นับตั้งแต่เริ่มจ่ายกระแสไฟฟ้า SPP ในกลุ่ม บผฟ.
สามารถรักษาระดับปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญามาโดยตลอด

สำหรับโรงไฟฟ้า 3 แห่งในประเทศฟิลิปปินส์มีความเสี่ยงในการถูกปรับ
หากระดับความพร้อมจ่ายจริงต่ำกว่าเกณฑ์ที่กำหนดไว้ในแต่ละปี
และเพื่อป้องกันความเสี่ยงดังกล่าวโรงไฟฟ้า เอสพีพีซี และ ดับบลิวเอ็มพีซี ได้ทำสัญญาว่าจ้าง
บริษัท อัลโต เพาเวอร์ เมเนจเมนท์ คอร์ปอเรชั่น หรือ เอพีเอ็มซี (Alto Power Management
Corporation) ซึ่งถือหุ้นโดย โคแนล ร้อยละ 60 ในการบริหาร ปฏิบัติการ
และบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า โดยในสัญญาดังกล่าวระบุให้ เอพีเอ็มซี
รับประกันระดับความพร้อมจ่ายจริงให้เป็นไปตามที่กำหนดไว้ในสัญญา โดย เอพีเอ็มซี
จะเป็นผู้รับภาระค่าปรับที่เกิดขึ้นทั้งหมด ส่วน เอ็นเอ็มพีซี2 ได้ทำสัญญาจ้าง เอพีเอ็มซี
ในการบริหารโรงไฟฟ้า และจ้าง บริษัท วาร์ทซิลา เอ็นเอสดี ฟิลิปปินส์ หรือ ดับบลิวเอ็นเอสดี
(Wartsila NSD Philippines, Inc.) ในการบำรุงรักษาตามความจำเป็น

2)  ความเสี่ยงจากการรักษาระดับอัตราความร้อน (Heat Rate)

บฟร. และ บฟข. มีความเสี่ยงในการรักษาระดับอัตราความร้อนซึ่งจะเกิดขึ้นเมื่อ บฟร. และ
บฟข. ใช้อัตราความร้อนในการผลิตไฟฟ้าในระดับที่สูงกว่าอัตราที่ตกลงกัน
ทำให้ต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติสูงเกินกว่าระดับที่ตกลงกันไว้ ซึ่ง บฟร. และ บฟข.
จะต้องเป็นผู้รับผิดชอบต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติส่วนที่เพิ่มขึ้นเอง

อย่างไรก็ตาม ด้วยประสิทธิภาพในการเดินโรงไฟฟ้า และลักษณะการสั่งจ่ายกระแสไฟฟ้าของ กฟผ.
ที่ผ่านมา รวมถึงประสบการณ์ของผู้บริหารด้านโรงไฟฟ้า การออกแบบและการก่อสร้างโรงไฟฟ้า
รวมทั้งเทคโนโลยีและเครื่องจักรเป็นที่ยอมรับโดยสากล กอปรกับแผนการบำรุงรักษา
ตลอดจนสัญญาการซ่อมบำรุงรักษาที่ทำไว้กับ กฟผ. ทำให้เชื่อมั่นว่า บฟร. และ บฟข.
สามารถที่จะรักษาระดับอัตราความร้อนได้ไม่เกินอัตราที่กำหนดไว้ในสัญญา

  ------------- ----------------------------- ---------------------------
  บริษัท          ระดับอัตราความร้อนที่กำหนดในสัญญา   ระดับอัตราความร้อนในปี 2545

  บฟร.          ไม่เกินร้อยละ 103 ของ 7,259.57   ร้อยละ 101.84 ของ7,259.57
                บีทียู/กิโลวัตต์ชั่วโมง               บีทียู/กิโลวัตต์ชั่วโมง

  บฟข.          9,601.16 บีทียู/กิโลวัตต์ชั่วโมง      9,068.88 บีทียู/กิโลวัตต์ชั่วโมง
  ------------- ----------------------------- ---------------------------

สำหรับ โรงไฟฟ้าประเภท SPP มีเทคโนโลยีและเครื่องจักรเป็นที่ยอมรับโดยสากล
จึงทำให้ความเสี่ยงในการรักษาระดับอัตราความร้อนมีน้อยมาก

ส่วน เอ็นเอ็มพีซี, เอสพีพีซี และ ดับบลิวเอ็มพีซี
อาจมีความเสี่ยงในการใช้อัตราความร้อนในการผลิตไฟฟ้าในระดับที่สูงกว่าอัตราที่ตกลงกัน โดย
เอ็นเอ็มพีซี, เอสพีพีซี และ ดับบลิวเอ็มพีซี
จะต้องรับเป็นผู้รับภาระต้นทุนค่าเชื้อเพลิงส่วนที่เพิ่มขึ้นเอง อย่างไรก็ตาม โรงไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง
ได้ผ่านการทดสอบระดับอัตราความร้อนจาก เอ็นพีซี แล้ว นอกจากนี้ เอพีเอ็มซี ได้ทำสัญญากับ
เอสพีพีซี และ ดับบลิวเอ็มพีซี เพื่อรับประกันระดับอัตราความร้อนให้เป็นไปตามที่กำหนดไว้ในสัญญา
โดย เอพีเอ็มซี จะเป็นผู้รับภาระค่าปรับที่เกิดขึ้นทั้งหมดให้กับ เอสพีพีซี และ ดับบลิวเอ็มพีซี
เช่นเดียวกับการรักษาระดับความพร้อมจ่าย

1.  ความเสี่ยงด้านการเงิน

1)  ความเสี่ยงอัตราแลกเปลี่ยน

จากการที่ บฟร. และบฟข. มีเงินกู้สกุลเหรียญสหรัฐ ในขณะที่มีรายรับเป็นเงินสกุลบาท
ดังนั้นความเสี่ยงจากการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินบาท/เหรียญสหรัฐสามารถส่งผลกระทบต่อฐานะการเงินของ
บฟร. และ บฟข. ได้เป็นอย่างมาก

จากกรณีที่รัฐบาลได้ยกเลิกระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราจากระบบตะกร้าเงินเป็นระบบลอยตัว
เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2540
กฟผ.ได้พิจารณาชดเชยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราดังกล่าว
โดยการปรับสูตรอัตราค่าพลังไฟฟ้าให้ครอบคลุมถึงผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนที่เกินกว่า 28
บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ สำหรับภาระค่าใช้จ่ายส่วนที่เป็นเงินตราต่างประเทศ ได้แก่ Debt
Financing Charge ตามสัดส่วนภาระหนี้ต่างประเทศในแต่ละปี และ Major Maintenance
Part Charge (MMPC) ที่เป็นเงินตราต่างประเทศเช่นเดียวกัน
การปรับสูตรอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวสามารถที่จะชดเชยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนได้เป็นส่วนใหญ่

นอกจากนี้ บฟร. และ บฟข.
ได้จัดตั้งบัญชีสำรองเพื่อลดความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนโดยการตั้งสำรองเงินสกุลเหรียญสหรัฐไว้ร้อยละ
2.52
ของยอดเงินต้นคงค้างที่เป็นหนี้สกุลเงินเหรียญสหรัฐที่ไม่มีการประกันความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนทุก
6 เดือน จนกว่าจะครบร้อยละ 25 ของยอดหนี้คงค้างสกุลดอลลาร์ที่ไม่ได้ประกันความเสี่ยง หรือ
60 ล้านเหรียญสหรัฐแล้วแต่จำนวนใดจะต่ำกว่า ในกรณีของ บฟร. หรือ 43
ล้านเหรียญสหรัฐแล้วแต่จำนวนใดจะต่ำกว่า ในกรณีของ บฟข. ซึ่งปัจจุบัน บฟร. มียอดสำรองครบ
60 ล้านเหรียญสหรัฐ และ บฟข. มียอดสำรองครบร้อยละ 25
ของยอดหนี้คงค้างสกุลเหรียญสหรัฐที่ไม่ได้ประกันความเสี่ยงแล้ว ดังนั้นจะเห็นได้ว่า
ความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราที่จะเกิดขึ้นกับ บฟร. และ บฟข. มีค่อนข้างน้อย

กฟผ. ก็ได้ปรับสูตรค่าพลังไฟฟ้าให้กับโรงไฟฟ้า SPP
โดยให้ครอบคลุมถึงผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนที่เกินกว่า 27 บาทต่อเหรียญสหรัฐ
ทำให้สามารถชดเชยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนได้
ในส่วนของสูตรค่าไฟฟ้าที่คิดจากบริษัทลูกค้าทั่วไป
แม้ว่าจะไม่มีการปรับสูตรเพื่อชดเชยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราโดยตรง
แต่เนื่องจากสูตรค่าไฟฟ้าดังกล่าว จะอิงกับสูตรค่าไฟฟ้าของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)
โดยค่าไฟฟ้าส่วนหนึ่งจะแปรผันตามต้นทุนเชื้อเพลิงและอัตราแลกเปลี่ยน
ซึ่งเรียกว่าสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Fuel Adjustment Charge หรือ F_(t))
ที่มีการประกาศเปลี่ยนแปลงทุก 4 เดือน ทำให้ค่าไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้า
SPPได้รับจากบริษัทลูกค้าทั่วไปแปรผันตามต้นทุนเชื้อเพลิงและอัตราแลกเปลี่ยน

สำหรับ เอ็นเอ็มพีซี ได้ชำระหนี้เงินกู้สกุลเหรียญสหรัฐฯ ทั้งหมดเรียบร้อยแล้ว ส่วน เอสพีพีซี และ
ดับบลิวเอ็มพีซี ซึ่งมีเงินกู้สกุลเหรียญสหรัฐฯ
มิได้ใช้เครื่องมือทางการเงินเพื่อป้องกันความเสี่ยงด้านอัตราแลกเปลี่ยนแต่อย่างใด อย่างไรก็ตาม
เนื่องจากราคาค่าไฟฟ้าที่ เอสพีพีซี และ ดับบลิวเอ็มพีซี คิดจาก เอ็นพีซี
ตามสูตรที่กำหนดจะคำนวณโดยอิงตามเงินเหรียญสหรัฐส่วนหนึ่ง และเงินฟิลิปปินส์เปโซอีกส่วนหนึ่ง
ทำให้สามารถลดความเสี่ยงของอัตราแลกเปลี่ยนได้บางส่วน อย่างไรก็ตาม
ความเสี่ยงดังกล่าวไม่มีนัยสำคัญต่อรายได้รวมของ บผฟ.

2)  ความเสี่ยงอัตราดอกเบี้ย

บฟร. และ บฟข. มีเงินกู้สกุลเหรียญสหรัฐฯ ที่มีอัตราดอกเบี้ยลอยตัว
ซึ่งมีความเสี่ยงจากอัตราดอกเบี้ยที่เปลี่ยนแปลง อย่างไรก็ตาม ทั้ง บฟร. และ บฟข.
ได้ทำการแปลงอัตราดอกเบี้ยลอยตัวมาเป็นอัตราดอกเบี้ยคงที่แล้ว
ซึ่งทำให้ไม่มีความเสี่ยงจากการเปลี่ยนแปลงของอัตราดอกเบี้ย สำหรับเงินกู้สกุลบาทของ บฟร.
ที่เป็นอัตราดอกเบี้ยลอยตัวนั้น ได้มีการดำเนินการปรับโครงสร้างหนี้ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2542
โดยการทำสัญญาแปลงหนี้ จากอัตราดอกเบี้ยลอยตัวเป็นอัตราดอกเบี้ยคงที่ ซึ่งทำให้ บฟร.
ไม่มีความเสี่ยงในเรื่องอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ยืมในส่วนนี้

3)  ความเสี่ยงอัตราเงินเฟ้อ

ในการคำนวณรายรับค่าพลังไฟฟ้า และพลังงานไฟฟ้าของ บฟร. และ บฟข. นั้น
มีความเสี่ยงจากการที่อัตราเงินเฟ้อที่เกิดขึ้นกับค่าใช้จ่ายจริงจะสูงกว่าดัชนีที่กำหนดไว้ให้ผ่านไปเป็นรายได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้
อย่างไรก็ตาม สัดส่วนของค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและค่าอะไหล่ต่างๆ
คิดเป็นสัดส่วนที่น้อยมากเมื่อเทียบกับค่าใช้จ่ายทั้งสิ้นในค่าพลังไฟฟ้าและค่าพลังงานไฟฟ้า ดังนั้น
ความเสี่ยงในกรณีนี้จะมีผลกระทบต่อการดำเนินงานของ บฟร. และ บฟข. น้อยมาก

สำหรับโรงไฟฟ้า SPP จะมีความเสี่ยงในเรื่องของอัตราเงินเฟ้อ
เนื่องจากสูตรค่าไฟตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. มิได้ครอบคลุมถึงอัตราเงินเฟ้อ
และในส่วนของสูตรค่าไฟตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับลูกค้าในนิคมฯ ซึ่งอิงกับสูตรค่าไฟของ กฟภ.
ก็สามารถลดความเสี่ยงในส่วนนี้ได้เพียงเล็กน้อย

[1] ^()ที่มา : ข้อมูลการจัดอันดับความน่าเชื่อถือโดย Standard & Poors’ ณ วันที่ 28
กุมภาพันธ์ 2546

[2] ^() ที่มา : เอกสารประกอบการสัมมนา การปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า จัดโดย
คณะกรรมการพิจารณาเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า สำนักงานนโยบาย

  แลแผนพลังงาน เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2545

[3] ^() ที่มา : Official Web Site of the Philippine Department of Energy

[4] ^() ที่มา : ข้อมูลการจัดอันดับความน่าเชื่อถือโดย Standard & Poors’ ณ วันที่ 28
กุมภาพันธ์ 2546