Transcript ปตท

ก๊าซธรรมชาติ
(ต่อ)
1
 การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 ไม่ มีราคาโลกทีอ่ ้ างอิงได้ เพราะค่ าขนส่ งสู งมาก
 ผู้เล่ นในตลาดไทย
ผู้สารวจ/ผลิต หรือ ผู้ขายก๊ าซ (exploration and
production หรือ EP)
 ปตท. คนกลางรับซื้อ ส่ งตามท่ อมาขายต่ อ
 ผู้ใช้ ก๊าซ ต้ องซื้อจาก ปตท. เท่ านั้น

2
โครงสร้ างตลาดก๊ าซธรรมชาติของไทย
Exploration &
Production
Unocal
(60%)
PTTEP
(25%)
Total
(17%)
Mitsui
(7%)
Pipelines &
Supply /
Trading
PTT (100%)
Gas
Separation
PTT (100%)
Distribution
PTT
EGAT
(50%)
(100%)
LPG +
Petrochemical
Feedstock
(15%)
BG
(3%)
Others
(15%)
PTTNGD
Industrial
Customers
(5%)
IPPs/
SPPs
(30%)
3
การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 ผู้สารวจ/ผลิต หรือ ผู้ขายก๊ าซ (exploration and
production หรือ EP)
 ส่ วนใหญ่ เป็ นต่ างชาติ
 บริ ษัทไทยคือ ปตท. สผ.
 รายใหญ่ สุดคือ Unocal (ถูก Chevron ซื้อเมื่อ 2548)
4
การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 ปตท. คนกลางผูกขาด
ผูกขาดซื้อจาก EP (monopsony)
 ผูกขาดท่ อส่ ง
 ผูกขาดโรงแยกก๊ าซ (C1, C2, C3, C4, C5)
 ผูกขาดขายให้ ผ้ ูใช้ ก๊าซ (monopoly)

5
การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 ผู้ใช้ ก๊าซ
ลูกค้ ารายใหญ่ สุดคือ กฟผ. ซื้อ C1 ไปผลิตไฟฟ้า
 โรงไฟฟ้ าเอกชน (independent power producer
หรือ IPP) และ SPP
[ IPP: > 100 MW, SPP: 10 – 100 MW,
VSPP: < 10 MW]

6
การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 ผู้ใช้ ก๊าซ
โรงแยกก๊ าซ แยกเอา C2 – C5 ไปผลิต LPG และ
วัตถุดบิ ปิ โตรเคมี
 อุตสาหกรรมบางแห่ ง ใช้ C1 เป็ นเชื้อเพลิง
 รถยนต์ รถบรรทุก NGV ใช้ C1 เป็ นเชื้อเพลิง

7
การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 สั ญญาซื้อขาย NG ทีป
่ ากหลุม (wellhead)
EP ต้ องลงทุนสู งเพือ่ สารวจและผลิต NG จึง
ต้ องการอุปสงค์ ทแี่ น่ นอนในระยะยาว
 ผู้ใช้ NG (โรงไฟฟ้า) ต้ องการอุปทานทีแ
่ น่ นอน
เพือ่ ให้ มีใช้ ได้ ตลอดอายุโรงงาน
 จึงนาไปสู่ สัญญาระยะยาวเรี ยกว่ า take or pay

8
การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 สั ญญา take or pay (ต้ องรับซื้อ ถ้ าไม่ ใช้ กต็ ้ องจ่ าย)
ผู้ซื้อผูกพันจะซื้อ NG จานวนมาก เป็ นเวลายาว
โดยกาหนดปริมาณขั้นต่าที่จะรับซื้อ
 ถ้ ารั บสิ นค้ าต่ากว่ าขั้นต่า ก็ต้องจ่ ายสาหรั บขั้นต่า
 เป็ นการลดความเสี่ ยงให้ ผ้ ูผลิต (และผู้ใช้ ด้วย)

9
การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 สั ญญา take or pay (ต้ องรับซื้อ ถ้ าไม่ ใช้ กต็ ้ องจ่ าย)
ถ้ าส่ งไม่ ครบขั้นตา่ ผู้ผลิตถูกปรับ (หรือส่ งชดเชย
ภายหลัง)
 ราคาปากหลุมเป็ นไปตามอานาจต่ อรอง และปรั บ
ขึน้ ลงได้ ตามราคาน้ามันเตา + อัตราแลกเปลีย่ น
(฿/USD)

10
 การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 ตัวอย่ างสั ญญา take or pay
ปตท. ตกลงกับ Qatargas เพือ่ ซื้อ LNG จากกาตาร์
 ปริมาณขั้นต่า 1 ล้ านตันต่ อปี (ประมาณ 140 ล้ าน
ลบ. ฟุต ต่ อวัน)
 เริ่มส่ ง ก.ค. 2554
 Qatargas รับผิดชอบการขนส่ ง

11
 การกาหนดราคาก๊ าซธรรมชาติของไทย
 ตัวอย่ างสั ญญา take or pay
Take or pay 100% ของปริมาณขั้นต่า
 ราคา = x% ของราคาน้ามันดิบ + ค่ าขนส่ ง
 กาหนดคุณภาพ คุณสมบัตต
ิ ่ างๆ ของ LNG
 บทปรับต่ างๆ

12
 การวิเคราะห์ ตลาด NG ทีป่ ากหลุม ด้ วยเครื่องมือ
เศรษฐศาสตร์
 สมมุติ มีผ้ ูซื้อรายเดียว (ปตท)
และผู้ขายรายเดียว (Chevron หรือ EP)
 bilateral monopoly ในตลาดปัจจัยการผลิต (factor
market)
 ก๊ าซธรรมชาติ (N) คือปัจจัยการผลิต
และ เชื้อเพลิง (C1) คือสิ นค้ า
13
ปัจจัยการผลิต ---------> สินค้า
ก๊าซธรรมชาติ (แยกก๊าซ) C1
Chevron ----------> ปตท. ซื้อ NG
ปตท. ขาย ---------->โรงไฟฟ้ าต่างๆ
ขาย NG ผู้
ผู้เดียว
C1 ผู้เดียว
เดียว
14
เอกสารอ่านประกอบการบรรยาย
เรื่อง bilateral monopoly
 Pindyck & Rubenfeld, บทที่ 14
 Perloff, บทที่ 15
 “ตลาดปัจจัย” เขียนโดย
ผศ. ดร. ชยันต์ ตันติวสั ดาการ
15
อุปสงค์ ต่อปัจจัยการผลิต
 เป็ น “อุปสงค์ สืบเนื่อง” (derived demand)
 ต้ องการซื้อ NG (ปัจจัยการผลิต) เพราะมี
อุปสงค์ ต่อมีเทน C1 (สิ นค้ าซึ่งใช้ NG ใน
การผลิต)
16
อุปสงค์ ต่อปัจจัยการผลิต
 ผู้ซื้อ (ปตท.) ตัดสิ นใจอย่ างไรว่ า “คุ้มค่ า” ที่
จะซื้อ NG เพิม่ อีก 1 หน่ วย?
 “คุ้มค่ า” ถ้ าการซื้อ NG เพิม่ ขึน
้ ทาให้
รายรับส่ วนเพิม่ มากกว่ า รายจ่ ายส่ วนเพิม่
17
อุปสงค์ ต่อปัจจัยการผลิต
 รายรับส่ วนเพิม่ :
รายรับจากการขาย C1 ที่เพิม่ ขึน้
C1 ที่เพิม่  ผลผลิตส่ วนเพิม่ (MPN)
คิดเป็ นรายรับ = MPN x P
(P คือราคาของ C1)
18
อุปสงค์ ต่อปัจจัยการผลิต
 รายรับส่ วนเพิม่ = MPN x P
หรือ
มูลค่ าของผลผลิตส่ วนเพิม่
(value of marginal product หรือ VMPN)
19
อุปสงค์ ต่อปัจจัยการผลิต
 VMPN = MPN x P
ใช้ P เป็ นตัวคูณได้ เพราะ
ในตลาดสิ นค้ าแข่ งขัน สาหรับหน่ วยผลิต
(ปตท.) ราคา (P) ถูกกาหนดในตลาด
(price taker)
20
Marginal Product
ตันต่ อวัน
หน่ วยผลิต: ปตท.
MPN
ปริมาณ NG
21
Value of Marginal Product
บาท
หน่ วยผลิต: ปตท.
VMPN = MPN x P
ปริมาณ NG
22
เปรียบเทียบรายรับส่ วนเพิม่ กับรายจ่ ายส่ วนเพิม่
บาท
เส้ น VMPN คือ เส้ นอุปสงค์
ต่ อ C1 ของหน่ วยผลิต
P2
P1
P3
หน่ วยผลิต: ปตท.
SN 2
SN 1
SN 3
VMPN = MPN x P
N2 N 1
N3 ปริมาณ NG
23
 ในกรณีตลาดสิ นค้ าแข่ งขัน หน่ วยผลิตเป็ น
price taker ราคาสิ นค้ าถูกกาหนดคงทีใ่ น
ตลาด
รายรับส่ วนเพิม่ = MPN x P (VMPN)
24
 ในกรณีตลาดเชื้อเพลิง (C1) ผู้ขายผูกขาด
(monopoly) ปตท. เป็ น price maker
ราคาสิ นค้ าจึงไม่ คงที่
 ถ้ าต้ องการขายเพิม่ ต้ องลดราคา
เส้ นอุปสงค์ สินค้ าจึง downward-sloping
25
Competitive firm (price taker) and monopolistic
firm (price maker)
ราคา
ราคา
ปตท. ขาย
ปตท. ขาย
ในตลาด C1
ในตลาด C1
ผูกขาด
แข่ งขัน
P
d
MR
ปริมาณ C1
D
ปริมาณ C1
26
 ในกรณีตลาดสิ นค้ า (C1) ผู้ขายผูกขาด
รายรับที่ได้ จากการซื้อ NG เพิม่ และขาย
C1 เพิม่ 1 หน่ วย คือ marginal revenue
ไม่ ใช่ ราคาสิ นค้ า (P)
27
 ดังนั้น ในกรณีตลาดสิ นค้ า (C1) ผู้ขายผูกขาด
รายรับส่ วนเพิม่ = MPN x MR
หรือ
รายรับจากผลผลิตส่ วนเพิม่
(marginal revenue product หรือ MRPN)
28
VMPN เทียบกับ MRPN
บาท
ปตท.
VMPN = MPN x P
MRPN = MPN x MR
ปริมาณ NG
29
เส้ นอุปสงค์ ต่อ NG ของ ปตท.
ในกรณีตลาดสิ นค้ าขายผูกขาด
บาท
ปตท.
MRPN(DNM)
ปริมาณ NG
30
ตลาดปัจจัยผู้ซื้อผูกขาด (monopsony)
ผู้ซื้อปัจจัยผูกขาด
(monopsonist) เผชิญกับเส้ น
อุปทานรวมในตลาดปัจจัย (SN)
ซึ่งบ่ งว่ าต้ องจ่ ายราคา (average
factor cost หรือ AFC) เท่ าใด
จึงจะจูงใจให้ มกี ารเสนอขาย
ปตท.
บาท
SB = AFC
ปริมาณ NG
31
SN เป็ นเส้ นทอดขึน้ : ปตท. ต้ อง
จูงใจให้ มีการเสนอขายเพิม่ 1
หน่ วย โดยจ่ ายราคา (AFC)
บาท
เพิม่ ขึน้ ให้ แก่ ทุกหน่ วยที่เสนอ
ขาย
แสดงว่ าการซื้อมากขึน้ ทาให้
ต้ นทุนปัจจัยส่ วนเพิม่
(marginal factor cost หรือ
MFC) เพิม่ ขึน้ ด้ วย และ
MFC > AFC เสมอ
ปตท.
MFC
SN = AFC
ปริมาณ NG
32
ดุลยภาพในตลาดปัจจัยผู้ซื้อผูกขาด (monopsony)
ปตท.ผูกขาดซื้อปัจจัยและขาย
สิ นค้ า จะซื้อปัจจัยจนทาให้
มูลค่ าสิ นค้ าทีไ่ ด้ เพิม่ ขึน้ จาก
ปัจจัย (MRP) เท่ ากับ
ต้ นทุนปัจจัยส่ วนเพิม่ (MFC)
คือทีจ่ ุด E โดยซื้อ NG ที่ LS
จ่ ายราคาที่ WS
บาท
ปตท.
MFC
VS
E
WS
F
SB = AFC
MRPN(DNM)
LS
ปริมาณ NG
33
ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly)
บาท
Chevron
ตลาด NG ที่มี
Chevron ผูกขาดขาย
W1
NG
W2
W3
MRPN(DNM)
L1 L2 L3 ปริมาณ NG
34
ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly)
Chevron ผูกขาดขาย
บาท
NG
MRU = รายรับที่ได้ จาก
การขาย NG ส่ วนเพิม่
W1
W2
W3
Chevron
MRU
MRPN(DNM)
L1 L2 L3 ปริมาณ NG
35
ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly)
Chevron ผูกขาดขาย NG
SN= ปริมาณ NG ที่ Chevron
ยินดีขาย ณ reservation
price ระดับต่ างๆ
หรือ ค่ าเสี ยโอกาสส่ วนเพิม่
ของ NG (marginal cost
of NG)
บาท
Chevron
SN
MRU
MRPN(DNM)
ปริมาณ NG
36
ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly)
Chevron maximize profit
โดยขาย NG ที่
MRU = SN (จุด E)
ขายจานวน L1 ณ ราคา W1
บาท
Chevron
SN
W1
E
Maximum profit
MRU
L1
MRPN(DNM)
ปริมาณ NG
37
ตลาดปัจจัยผู้ซื้อผูกขาด (monopsony)
บาท
MFC
SN = AFC
SN(AFC) และ MFC
แสดงอานาจผูกขาดในการซื้อ
ปัจจัย
ปตท.
ปริมาณ NG
38
ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly)
บาท
DN และ MRU แสดง
อานาจผูกขาดของ Chevron
ในการขาย NG
MRU
Chevron
MRPN(DNM)
ปริมาณ NG
39
ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly)
บาท
DN และ MRU
SN(AFC) และ MFC
ใส่ ในรู ปเดียวกัน
MFC
MRU
SN= AFC
DNM
ปริมาณ NG
40
ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly)
ปตท. ผู้ซื้อปัจจัยผูกขาด
บาท
MFC
ผู้ซื้อปัจจัยผูกขาด
VS
Max กาไร โดยซื้อที่
MFC = MRPN (จุดES)
คือซื้อ LS และจ่ าย
WS
ราคา WS
SN = AFC
ES
MRU
LS
DNM
ปริมาณ NG
41
ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly)
Chevron ผู้ขายปัจจัยผูกขาด
ผู้ขายปัจจัยผูกขาด
Max กาไร
โดยขาย NG ที่
MRU = AFC (จุด EU)
คือขายที่ LU และคิด
ราคาที่ WU
บาท
VS
WU
WS
MFC
SN= AFC
ES
EU
MRU
LS LU
DNM
ปริมาณ NG
42
ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly)
ผลลัพธ์ สุดท้ ายขึน้ อยู่กบั
ผลการต่ อรองระหว่ าง
ปตท. และ Chevron
ราคาจะอยู่ระหว่ าง WU
และ WS
บาท
VS
WU
WS
MFC
SN= AFC
ES
EU
MRU
LS LU
DNM
ปริมาณ NG
43
ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly)
ผลลัพธ์ สุดท้ ายขึน้ อยู่กบั
ผลการต่ อรองระหว่ าง
ปตท. และ Chevron
ปริมาณการซื้อขายที่
ดุลยภาพจะอยู่ระหว่ าง
LS และ LU
WC และ LC คือดุลยภาพ
ในตลาดแข่ งขัน
บาท
VS
WU
WC
WS
MFC
SN = AFC
ES
EC
EU
MRU
DNM
LS LU LC ปริมาณ NG
44
 การกาหนดราคาขายปลีกก๊ าซธรรมชาติของไทย คือ
ราคาที่ ปตท. ขายให้ โรงไฟฟ้ าต่ างๆ และโรงแยกก๊าซ
ราคาขายปลีก = ราคาปากหลุม
+ ค่ าบริการส่ งก๊ าซผ่ านท่ อ
+ ค่ าจัดหาก๊ าซ
45
P = [(1+M) x WH] + T
P คือ ราคาขายปลีก
WH คือ ราคาปากหลุม
M คือ ค่ าตอบแทนในการจัดหาก๊ าซ
และ T คือ ค่ าบริการส่ งก๊ าซผ่ านท่ อ
หน่ วยเป็ นบาทต่ อล้ านบีทยี ู
46
P = [(1+M) x WH] + T
WH คือ ราคาปากหลุม
คานวณจากราคาเฉลีย่ ถ่ วงน้าหนักของเนื้อ
ก๊ าซจากแหล่ งก๊ าซต่ างๆ
47
P = [(1+M) x WH] + T
M คือ ค่ าตอบแทนในการจัดหาก๊ าซ
คานวณเป็ น % ของราคาปากหลุม
มีค่าระหว่ าง 1.75% - 9.33%
คิดตามประเภทผู้ใช้ ก๊าซ
48
P = [(1+M) x WH] + T
T คือ ค่ าบริการส่ งก๊ าซผ่ านท่ อ
ประกอบด้ วย 2 ส่ วน คือ
ส่ วนของต้ นทุนคงที่ (demand charge) และ
ส่ วนของต้ นทุนผันแปร (commodity charge)
49
20
0
EGAT
Industry
BMTA
SPP
IPP
GSP
November-99
September-99
July-99
May-99
March-99
January-99
November-98
September-98
July-98
May-98
March-98
January-98
November-97
September-97
July-97
May-97
March-97
January-97
Baht/MMBTU
Retail Price of Natural Gas
as charged by PTT
200
180
160
140
120
100
80
60
40
Month-Year
Pipeline Tariff Rates
50