1. ปัจจัยความเสี่ยง

ตามโครงสร้างธุรกิจปัจจุบันของบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (“บผฟ.”)
การพิจารณาปัจจัยความเสี่ยงจะพิจารณาถึงความเสี่ยงที่เกิดขึ้นจากการดำเนินธุรกิจของธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าของบริษัทย่อยที่มีนัยสำคัญเป็นหลัก
ซึ่งได้แก่ บริษัท ผลิตไฟฟ้าระยอง จำกัด (“บฟร.”) และบริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (“บฟข.”)
โดยปัจจัยความเสี่ยงของ บฟร. และ บฟข. สามารถแบ่งได้ดังนี้

1.  ความเสี่ยงในการประกอบธุรกิจ

แม้ว่า บฟร. และ บฟข. จำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
(“กฟผ.”) เพียงรายเดียว แต่ก็ไม่มีความเสี่ยงในเรื่องการสูญเสียลูกค้า เนื่องจาก บฟร. และ
บฟข. ได้มีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับ กฟผ. เรียบร้อยแล้ว โดย กฟผ. นั้น
ถือเป็นรัฐวิสาหกิจชั้นดี มีฐานะการเงินที่มั่นคง นอกจากนี้ ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง บฟร. และ
บฟข. กับ กฟผ. นั้น ได้มีการกำหนดสูตรการคำนวณค่าไฟฟ้า ซึ่งเป็นลักษณะ Cost Plus Basis
และได้ครอบคลุมถึงปัจจัยที่สำคัญไว้ทุกด้านแล้ว ในหลักการก็คือต้นทุนทุกรายการที่เกิดขึ้น กฟผ.
จะเป็นผู้รับ สำหรับ บผฟ. เองจะได้ผลตอบแทนต่อเงินลงทุนใน บฟร. และ บฟข.
ในอัตราประมาณร้อยละ 20 และ 19 ตามลำดับ ตลอดอายุของสัญญา

2.  ความเสี่ยงในการปฏิบัติการ

บฟร. และ บฟข. มีความเสี่ยงในการถูกปรับ (Penalty)
หากระดับความพร้อมจ่ายจริงต่ำกว่าเกณฑ์ที่กำหนดไว้ อย่างไรก็ตาม
ด้วยแผนงานการซ่อมบำรุงรักษาที่วางไว้เป็นอย่างดี รวมทั้งผลการดำเนินงานจริงที่เกิดขึ้น บฟร.
และ บฟข. สามารถรักษาระดับความพร้อมจ่ายเฉลี่ยได้ตามเกณฑ์ที่กำหนดไว้ โดยในปี 2543 บฟร.
สามารถรักษาระดับความพร้อมจ่ายเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ร้อยละ 91.53
(สูงกว่าเกณฑ์ที่กำหนดไว้ซึ่งอยู่ในช่วงร้อยละ 83-88) โดย บฟร. ได้รับโบนัส จำนวน 12 เดือน
และ บฟข. สามารถรักษาค่าความพร้อมจ่ายได้ที่ร้อยละ 87.90
ซึ่งสูงกว่าเป้าหมายตามที่ได้ตกลงกันไว้ระหว่าง กฟผ. และ บฟข. สำหรับปี 2543
ซึ่งกำหนดไว้ที่ร้อยละ 83.57 ทำให้มีชั่วโมงสะสมเพื่อนำไปคำนวณโบนัสพิเศษในปีถัดไปได้

นอกจากนี้ บฟร. และ บฟข. ยังมีความเสี่ยงในการรักษาระดับอัตราความร้อนซึ่งจะเกิดขึ้นเมื่อ
บฟร. และ บฟข. ใช้อัตราความร้อนในการผลิตไฟฟ้าในระดับที่สูงกว่าอัตราที่ตกลงกัน
ทำให้ต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติสูงเกินกว่าระดับที่ตกลงกันไว้ บฟร. และ บฟข.
จะต้องเป็นผู้รับผิดชอบต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติส่วนที่เพิ่มขึ้นเอง อย่างไรก็ตาม
ด้วยประสิทธิภาพในการเดินโรงไฟฟ้า และลักษณะการสั่งจ่ายกระแสไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ผ่านมา
รวมถึงประสบการณ์ของผู้บริหารด้านโรงไฟฟ้า การออกแบบและการก่อสร้างโรงไฟฟ้า
รวมทั้งเทคโนโลยีและเครื่องจักรเป็นที่ยอมรับโดยสากล และแผนการบำรุงรักษา
รวมถึงสัญญาการซ่อมบำรุงรักษาที่ทำไว้กับ กฟผ. นั้นทำให้เชื่อมั่นว่า บฟร. และ บฟข.
สามารถที่จะรักษาระดับอัตราความร้อนได้ไม่เกินอัตราที่กำหนดไว้ในสัญญา โดยในปี 2543 บฟร.
สามารถรักษาระดับอัตราความร้อนได้ที่ระดับ 7,323.59 บีทียู/กิโลวัตต์ชั่วโมง คิดเป็นร้อยละ
100.88 ของอัตราความร้อนที่กำหนดไว้ในสัญญาในปีฐาน คือ 7,259.57 บีทียู/กิโลวัตต์ชั่วโมง
ซึ่งกำหนดให้รักษาระดับอัตราความร้อนไม่เกินร้อยละ 103
ของอัตราความร้อนที่กำหนดไว้ในสัญญาในปีฐาน นอกจากนี้ในปีเดียวกัน บฟข.
ก็สามารถรักษาระดับอัตราความร้อนได้ที่ระดับ 9,365.60 บีทียู/กิโลวัตต์ชั่วโมง
ซึ่งต่ำกว่าอัตราเป้าหมายตามที่ได้ตกลงกันไว้ระหว่าง กฟผ. กับ บฟข. ที่ระดับ 9,647.58
บีทียู/กิโลวัตต์ชั่วโมง

3.  ความเสี่ยงที่เกี่ยวข้องกับการเปลี่ยนแปลงกฎหมาย ข้อบังคับ และนโยบายของรัฐบาล

การที่รัฐบาลมีนโยบายเปิดเสรีกิจการไฟฟ้าโดยการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
(Power Pool)
เพื่อก่อให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรีระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้าทั้งในระดับการขายส่งและในระดับขายปลีกแก่ลูกค้ารายย่อย
ซึ่งตามแผนของสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (“สพช.”)
คาดว่าจะมีการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป

จากประเด็นข้างต้น สิ่งที่จะมีผลกระทบกับ บฟร. บฟข.
และผู้ประกอบการรายอื่นที่ได้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับลูกค้าไว้แล้ว คือ
ความจำเป็นในการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่มีอยู่เพื่อให้สอดคล้องกับการเปิดเสรีในอนาคต

สำหรับ บฟร. และ บฟข. ซึ่งเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer หรือ
“IPP”) ที่จำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ.
และได้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวไว้แล้วจะไม่ได้รับผลกระทบใดๆ
เมื่อเกิดตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าขึ้นแล้ว หาก กฟผ.
ต้องการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้ บฟร. และ บฟข.
เข้าสู่ระบบตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า กฟผ. ก็จะต้องมีข้อแลกเปลี่ยนที่เป็นธรรม
ซึ่งทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้องยอมรับได้ หรือหากไม่มีการเจรจาแก้ไขสัญญา
บริษัทจัดการหนี้สินที่จะถูกจัดตั้งขึ้นมาในอนาคตจะเป็นผู้รับภาระผูกพันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม
ดังนั้น บฟร. และ บฟข. จึงไม่น่าจะได้รับผลกระทบในจากการเปิดเสรีกิจการไฟฟ้า

1.4 ความเสี่ยงด้านการเงิน

1.4.1 ความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา

จากการที่ บฟร. และบฟข. มีเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐ ในขณะที่มีรายรับเป็นเงินสกุลบาท
ดังนั้นความเสี่ยงจากการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินบาท/ดอลลาร์สหรัฐสามารถส่งผลกระทบต่อฐานะการเงินของ
บฟร. และ บฟข. ได้เป็นอย่างมาก

จากกรณีที่รัฐบาลได้ยกเลิกระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราจากระบบตะกร้าเงินเป็นระบบลอยตัว
เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2540 กฟผ.
จึงได้พิจารณาชดเชยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราดังกล่าว
โดยการปรับสูตรอัตราค่าพลังไฟฟ้า สำหรับกรณีของ บฟร. และ บฟข. นั้น กฟผ.
ได้ปรับสูตรค่าพลังไฟฟ้าโดยให้ครอบคลุมถึงผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนที่เกินกว่า 28 บาท
ต่อดอลล่าร์สหรัฐ สำหรับภาระค่าใช้จ่ายส่วนที่เป็นเงินตราต่างประเทศ ได้แก่ Debt Financing
Charge ตามสัดส่วนภาระหนี้ต่างประเทศในแต่ละปี และ Major Maintenance Part Charge
(MMPC) ที่เป็นเงินตราต่างประเทศเช่นเดียวกัน
การปรับสูตรอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวสามารถที่จะชดเชยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนได้เป็นส่วนใหญ่

นอกจากนี้ นับตั้งแต่ บฟร. และ บฟข. มีรายได้จากการดำเนินงาน ทั้ง บฟร. และ บฟข.
ได้จัดตั้งบัญชีสำรองเพื่อลดความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนโดยการตั้งสำรองเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐไว้ร้อยละ
0.42 ต่อเดือน ของยอดเงินต้นคงค้างที่เป็นหนี้สกุลเงินดอลล่าร์สหรัฐ
ที่ไม่มีการประกันความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยน จนกว่าจะครบร้อยละ 25
ของยอดหนี้คงค้างสกุลดอลลาร์ที่ไม่ได้ประกันความเสี่ยง หรือ 60
ล้านดอลลาร์สหรัฐแล้วแต่จำนวนใดจะต่ำกว่า ในกรณีของ บฟร. หรือ 43
ล้านดอลลาร์สหรัฐแล้วแต่จำนวนใดจะต่ำกว่า ในกรณีของ บฟข. ซึ่งปัจจุบันทั้ง บฟร. และ บฟข.
มียอดสำรองครบ 60 ล้านดอลลาร์สหรัฐ และ 43 ล้านดอลลาร์สหรัฐ ตามลำดับแล้ว
ดังนั้นจะเห็นได้ว่า ความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราที่จะเกิดขึ้นกับ บฟร. และ บฟข.
มีค่อนข้างน้อย

  1.4.2 ความเสี่ยงจากอัตราดอกเบี้ย

ทั้ง บฟร. และ บฟข. มีเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่มีอัตราดอกเบี้ยลอยตัว
ซึ่งมีความเสี่ยงจากอัตราดอกเบี้ยที่เปลี่ยนแปลง อย่างไรก็ตาม ทั้ง บฟร. และ บฟข.
ได้ทำการแปลงอัตราดอกเบี้ยลอยตัวมาเป็นอัตราดอกเบี้ยคงที่แล้ว
ซึ่งทำให้ไม่มีความเสี่ยงจากการเปลี่ยนแปลงของอัตราดอกเบี้ย สำหรับเงินกู้สกุลบาทของ บฟร.
ที่เป็นอัตราดอกเบี้ยลอยตัวนั้น ได้มีการดำเนินการปรับโครงสร้างหนี้ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2542
โดยการทำสัญญาแปลงหนี้ จากอัตราดอกเบี้ยลอยตัวเป็นอัตราดอกเบี้ยคงที่ ซึ่งทำให้ บฟร.
ไม่มีความเสี่ยงในเรื่องอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ยืม นอกจากนี้
สัญญาซื้อขายไฟฟ้ายังได้กำหนดอัตราดอกเบี้ยคงที่เผื่อค่าความเสี่ยงที่อาจจะเกิดขึ้นจากการเปลี่ยนแปลงอัตราดอกเบี้ยไว้ในค่าพลังไฟฟ้าเรียบร้อยแล้ว
ดังนั้นจะเห็นได้ว่า บฟร. และ บฟข. ไม่มีความเสี่ยงจากอัตราดอกเบี้ยดังกล่าว

1.4.3 ความเสี่ยงจากอัตราเงินเฟ้อ

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

นอกจากปัจจัยความเสี่ยงหลักซึ่งเกิดจากการดำเนินธุรกิจของบริษัทย่อยแล้ว บผฟ.
อาจมีความเสี่ยงจากการลงทุนในกิจการร่วมค้า 2 แห่ง ซึ่งได้แก่ บริษัท กัลฟ์ อิเล็คตริก จำกัด
(มหาชน) (“GEC”) และ Conal Holdings Corporation (“Conal”) ดังนี้

บริษัท กัลฟ์ อิเล็คตริก จำกัด (มหาชน)

บริษัท กัลฟ์ อิเล็คตริก จำกัด (มหาชน) (“GEC”) ถือหุ้นร้อยละ 99.99 ในบริษัท กัลฟ์
โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (“GCC”) ซึ่งเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก แม้ว่า GCC
จะจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ลูกค้าน้อยราย ได้แก่ กฟผ. และบริษัทลูกค้าทั่วไปจำนวน 5 ราย แต่ GCC
ก็ไม่มีความเสี่ยงในเรื่องการสูญเสียลูกค้า เนื่องจาก GCC
ได้มีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับ กฟผ. และบริษัทลูกค้าทุกราย นอกจากนี้
สูตรการคำนวณค่าไฟฟ้าได้ครอบคลุมทั้งต้นทุนคงที่และต้นทุนผันแปรในการผลิตเรียบร้อยแล้ว

ในด้านการปฏิบัติการ GCC
จะมีความเสี่ยงในการถูกปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. หาก GCC
ไม่สามารถจ่ายพลังงานไฟฟ้าได้ตามปริมาณที่กำหนดในสัญญา อย่างไรก็ตาม นับตั้งแต่เริ่มดำเนินการ
GCC สามารถรักษาระดับปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญามาโดยตลอด
สำหรับผลกระทบจากนโยบายการเปิดเสรีกิจการไฟฟ้าของรัฐบาลนั้น เนื่องจาก GCC
ได้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับทั้ง กฟผ. และบริษัทลูกค้าทั่วไป
ดังนั้นความเสี่ยงในการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ.
จะเป็นไปในแนวทางเดียวกับ บฟร. และ บฟข. ส่วนสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับบริษัทลูกค้าทั่วไปนั้น
ปัจจุบันยังไม่มีความชัดเจนว่าจะเป็นไปในรูปแบบใด

ในด้านการเงิน จากการที่ กฟผ.
ได้พิจารณาชดเชยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราด้วยเหตุผลเดียวกับ
บฟร. และ บฟข. นั้น กฟผ. ก็ได้ปรับสูตรค่าพลังไฟฟ้าของ GCC เช่นกัน
โดยให้ครอบคลุมถึงผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนที่เกินกว่า 27 บาทต่อดอลล่าร์สหรัฐ
ทำให้สามารถชดเชยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนได้
ในส่วนของสูตรค่าไฟฟ้าที่คิดจากบริษัทลูกค้าทั่วไป
แม้ว่าจะไม่มีการปรับสูตรเพื่อชดเชยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราโดยตรง
แต่เนื่องจากสูตรค่าไฟฟ้าดังกล่าว จะอิงกับสูตรค่าไฟฟ้าของ กฟภ.
โดยค่าไฟฟ้าส่วนหนึ่งจะแปรผันตามต้นทุนเชื้อเพลิงและอัตราแลกเปลี่ยน
ซึ่งเรียกว่าสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (FT) ที่มีการประกาศเปลี่ยนแปลงทุก 4 เดือน
ทำให้ค่าไฟฟ้าที่ GCC ได้รับจากบริษัทลูกค้าทั่วไปแปรผันตามต้นทุนเชื้อเพลิงและอัตราแลกเปลี่ยน
สำหรับความเสี่ยงด้านอัตราดอกเบี้ยนั้น ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2543 GCC
มียอดเงินกู้ยืมระยะยาวค้างชำระจำนวน 60.6 ล้านดอลล่าร์สหรัฐ
ที่มีอัตราดอกเบี้ยแบบลอยตัวโดยอ้างอิงจากอัตรา LIBOR ทั้งนี้ GCC
มิได้ใช้เครื่องมือทางการเงินเพื่อป้องกันความเสี่ยงดังกล่าวแต่อย่างใด

นอกจากนี้ GEC ยังได้มีการจ่ายเงินทดรองจ่ายให้แก่บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด
เพื่อนำไปใช้ในโครงการโรงไฟฟ้า โดยมียอด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2543 เป็นจำนวน 305.9
ล้านบาท ซึ่ง GEC มีความเสี่ยง ในจำนวนเงินที่จะเรียกคืน เนื่องจากยังไม่มีการสรุประหว่าง GEC
กับผู้ถือหุ้นรายอื่นของบริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด
เกี่ยวกับมูลค่าสุทธิของเงินทดรองจ่ายดังกล่าวที่อาจได้รับคืน เนื่องจาก บผฟ. ถือหุ้น GEC ร้อยละ
50.00 จึงส่งผลให้ บผฟ. มีความเสี่ยงจากเหตุการณ์ดังกล่าวเป็นจำนวนเงินเท่ากับ 153 ล้านบาท

Conal Holdings Corporation

Conal Holdings Corporation (“Conal”) ถือหุ้นในบริษัทผลิตไฟฟ้า 3 แห่ง ได้แก่
Northern Mindanao Power Corporation (“NMPC”) Southern Philippines Power
Corporation (“SPPC”) และ Western Mindanao Power Corporation (“WMPC”)
แม้ว่าบริษัทผลิตไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งดังกล่าว จะจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้แก่ National Power
Corporation (“NPC”) เพียงรายเดียว แต่ก็ไม่มีความเสี่ยงในเรื่องการสูญเสียลูกค้า
เนื่องจากได้มีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวกับ NPC โดย NPC
ได้รับการจัดอันดับความน่าเชื่อถือจากสถาบันจัดอันดับความน่าเชื่อถือ Standard & Poors
ว่ามีความน่าเชื่อถือในตราสารหนี้สกุลเงินในประเทศและต่างประเทศอยู่ในระดับ BBB และ BB+
ตามลำดับ นอกจากนี้
สูตรการคำนวณค่าไฟฟ้าได้ครอบคลุมทั้งต้นทุนคงที่และต้นทุนผันแปรในการผลิตเรียบร้อยแล้ว

ในด้านปฏิบัติการ NMPC SPPC และ WMPC มีความเสี่ยงในการถูกปรับ
หากระดับความพร้อมจ่ายจริงต่ำกว่าเกณฑ์ที่กำหนดไว้ในแต่ละปี
และความเสี่ยงในการรักษาระดับอัตราความร้อนซึ่งจะเกิดขึ้นเมื่อ NMPC SPPC และ WMPC
ใช้อัตราความร้อนในการผลิตไฟฟ้าในระดับที่สูงกว่าอัตราที่ตกลงกัน เช่นเดียวกับ บฟร. และ บฟข.
โดย NMPC SPPC และ WMPC จะต้องรับเป็นผู้รับภาระต้นทุนค่าเชื้อเพลิงส่วนที่เพิ่มขึ้นเอง
อย่างไรก็ตาม เพื่อป้องกันความเสี่ยงดังกล่าว NMPC ได้ทำสัญญาว่าจ้าง Wartsila NSD
Philippines, Inc. (“WNSD”) ในการบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า โดยในสัญญาดังกล่าวระบุให้
WNSD รับประกันระดับความพร้อมจ่ายจริงและระดับอัตราความร้อนของโรงไฟฟ้าทั้ง 2 โรงของ
NMPC ให้เป็นไปตามที่กำหนดไว้ในสัญญา โดย WNSD จะเป็นผู้รับภาระค่าปรับที่เกิดขึ้นทั้งหมด ส่วน
SPPC ก็ได้ทำสัญญาว่าจ้าง Alto Power Management Corporation (“APMC”)
ในการบริหาร ปฏิบัติการ และบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า โดยในสัญญาดังกล่าวระบุให้ APMC
รับประกันระดับความพร้อมจ่ายจริงและระดับอัตราความร้อนให้เป็นไปตามที่กำหนดไว้ในสัญญา โดย
APMC จะเป็นผู้รับภาระค่าปรับที่เกิดขึ้นทั้งหมด

จากการที่ Conal และบริษัทผลิตไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งดังกล่าว ประกอบธุรกิจในประเทศฟิลิปปินส์ บผฟ.
จึงมีความเสี่ยงจากความผันผวนทางการเมืองและเศรษฐกิจของประเทศดังกล่าว
ซึ่งประเทศฟิลิปปินส์มีความเสี่ยงด้านการเมืองและประเทศสูงกว่าประเทศไทยโดยวัดจากอันดับความน่าเชื่อถือและอัตราผลตอบแทนของพันธบัตรรัฐบาล[1]¹
อย่างไรก็ตาม ในปี 2543 ประเทศฟิลิปปินส์มีการขยายตัวทางเศรษฐกิจอยู่ในระดับที่น่าพอใจ คือ
ขยายตัวในระดับร้อยละ 3.90[2]²
และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดและการใช้พลังงานไฟฟ้าขยายตัวในระดับร้อยละ 6.01 และ
6.92[3]³ ตามลำดับ ในขณะที่ประเทศไทยมีการขยายตัวทางเศรษฐกิจในระดับร้อยละ
4.30[4]~~⁴~~ ในปีเดียวกัน
และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดและการใช้พลังงานไฟฟ้าขยายตัวในระดับร้อยละ 8.79 และ
7.66[5]⁵ ตามลำดับ

ในด้านการเงิน ทั้ง NMPC, SPPC และ WMPC มีเงินกู้สกุลดอลล่าร์สหรัฐ
โดยมิได้ใช้เครื่องมือทางการเงินเพื่อป้องกันความเสี่ยงด้านอัตราแลกเปลี่ยนแต่อย่างใด
อย่างไรก็ตาม เนื่องจากราคาค่าไฟฟ้าที่ NMPC, SPPC และ WMPC คิดจาก NPC
ตามสูตรที่กำหนดจะคำนวณโดยอิงตามเงินดอลล่าร์สหรัฐส่วนหนึ่ง และเงินฟิลิปปินส์เปโซอีกส่วนหนึ่ง
(ยกเว้นโรงไฟฟ้าโรงที่ 2 ของ NMPC ที่กำหนดค่าไฟฟ้าเป็นเงินมาร์คเยอรมัน
และเงินฟิลิปปินส์เปโซ) ทำให้สามารถลดความเสี่ยงของอัตราแลกเปลี่ยนได้ส่วนหนึ่ง
สำหรับความเสี่ยงด้านอัตราดอกเบี้ยนั้น ทั้ง NMPC, SPPC และ WMPC
มีเงินกู้สกุลดอลลาร์สหรัฐที่มีอัตราดอกเบี้ยลอยตัว ซึ่งมีความเสี่ยงจากอัตราดอกเบี้ย อย่างไรก็ตาม
NMPC
ได้ทำสัญญาแลกเปลี่ยนอัตราดอกเบี้ยกับสถาบันการเงินแห่งหนึ่งเพื่อปกป้องความเสี่ยงจากอัตราดอกเบี้ยลอยตัวเป็นอัตราดอกเบี้ยคงที่
โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2543 ยอดเงินคงเหลือสำหรับสัญญาแลกเปลี่ยนอัตราดอกเบี้ยเท่ากับ
11.2 ล้านดอลล่าร์สหรัฐ

[1] ^(/1) ที่มา : บทวิจัยของ UBS Warburg หัวข้อ Asian Secondary Market Spread
Level ฉบับลงวันที่ 31มกราคม 2544

[2] ^(/2) ที่มา : The National Economic and Development Authority
แห่งประเทศฟิลิปปินส์

[3] ^(/3) ที่มา : ตัวเลขประมาณการจาก The 2000 Philippines Power Development
Plan

[4] ^(/4) ที่มา : สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ

[5] ^(/5) ที่มา : กฟผ.