น้ำมันไทยโชติช่วงชัชวาล (2)
ไชยวัฒน์ตระการรัตน์สันติ, 24 พฤษภาคม 2555
อ่านฉบับเต็มที่ ประชาไท
อ่าน น้ำมันไทยโชติช่วงชัชวาล (1)
ราคาก๊าซธรรมชาติ
ตามรายงาน US EIA ไทยผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นอันดับที่ 24 ของโลก และบริโภคเป็นอันดับที่ 20 ของโลก โดยต้องนำเข้าประมาณปีละ 300 พันล้านลูกบาศก์ฟุต การผลิตมากในอันดับนี้จึงไม่มีผลต่อการกำหนดราคาให้ยืดหยุ่นได้ เพราะยังต้องนำเข้า
ในรายการ“คนเคาะข่าว” ผศ.ประสาท กล่าวว่า “มีข้อมูลก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยและพม่า พบว่าราคาก๊าซในอ่าวไทยประมาณ 10.25 สตางค์ต่อลูกบาศก์ฟุต ซื้อมาจากพม่า 16.05 สตางค์ต่อลูกบาศก์ฟุต คิดทั้ง แปลว่าคนไทยซื้อก๊าซจากพม่าแพงกว่าจากอ่าวไทย ตนก็สงสัยว่าเกิดอะไรขึ้น พม่าอาจเสียค่าท่อก๊าซแต่หักแล้วก็ยังต่างกันมากอยู่”
เมื่อราคาก๊าซในอ่าวไทยเป็นราคาปากหลุม ดังนั้นต้องเพิ่มผ่านค่าก๊าซ และต้องพิจารณาเนื้อก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย ถ้าก๊าซจากพม่ามีส่วนผสมคาร์บอนไดอ๊อกไซด์ต่ำกว่าก๊าซจากอ่าวไทยย่อมมีราคาแพงกว่า
ค่าผ่านท่อ ปตท.ใช้การคำนวณด้วยอัตราความร้อนต่อล้านบีทียู รวมค่าผ่านในทะเลและบนฝั่งประมาณ 22 บาทต่อล้านบีทียู ขณะที่ รายงานการผลิตของกรมธุรกิจพลังงานไม่มีการแจ้งปริมาณความร้อน จึงไม่สามารถคำนวณราคาได้
ถ้าพิจารณาปัจจัยอื่นประกอบแล้ว ราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท.จัดซื้อเข้ามาอาจจะมีราคาเหมาะสม
ในเรื่องราคา เอ็นจีวี มล.กรกสิวัฒน์ กล่าวว่า ราคาก๊าซเอ็นจีวี ในไทย 15.50 บาท อเมริกา 2.61 บาท (ราคาขายส่ง) เมื่อสืบค้นราคาขายเอ็นจีวีในสหรัฐ พบเฉพาะราคาขายปลีกของกระทรวงพลังงานสหรัฐ (US Department of Energy) ที่รวบรวมโดย The Alternative Fuels and Advanced Vehicles Data Center (AFDC) ราคาขายปลีกเอ็นจีวีหรือซีเอ็นจี (CNG - compressed natural gas) ในรายงานราคาเชื้อเพลิงเพื่อเมืองสะอาด (Clean Cities Alternative Fuel Price Report) เดือนมกราคม 2012 [7] ที่ได้สรุปในตารางที่ 9
ตารางที่ 9 ราคาขายปลีกเฉลี่ยของซีเอ็นจี (เอ็นจีวี) ในสหรัฐ
| ประเภทเชื้อเพลิง | ราคาเฉลี่ยทั่วประเทศของรายงานฉบับนี้ | ราคาเฉลี่ยทั่วประเทศของรายงานฉบับที่แล้ว | การเปลี่ยนแปลงราคา หน่วยวัด | หน่วยวัด | น้ำมันเบนซิน (ธรรมดา)
| $3.37 | $3.46 | ($0.09) | ต่อแกลลอน | | น้ำมันดีเซล | $3.86
| $3.81 | $0.05 | ต่อแกลลอน | | ซีเอ็นจี | $2.13
| $2.09 | $0.04 | ต่อ GGE | ที่มา AFDC, กระทรวงพลังงานสหรัฐ
หมายเหตุ 1 แกลลอน เท่ากับ 3.785 ลิตร
GGE เป็นปริมาณของพลังงานทางเลือกที่เทียบเท่ากับน้ำมันเบนซิน 1 แกลลอน กรณีของซีเอ็นจีจะเท่ากับ 5.7 ปอนด์หรือ 2.6 กิโลกรัม
ราคาขายปลีกเอ็นจีวีในสหรัฐ เท่ากับกิโลกรัมละ 24.58 บาท ราคาน้ำมันเบนซินในสหรัฐอยู่ที่ลิตรละ 26.72 บาท ถ้าลดราคาตามส่วนผสมของคาร์บอนไดออกไซด์ร้อยละ 20 ในก๊าซเอ็นจีวีหรือซีเอ็นจีที่จำหน่ายในประเทศไทย จะได้ราคาเอ็นจีวีสหรัฐที่มีส่วนผสมเท่ากับประเทศไทยจะอยู่ 19.66 บาทต่อกิโลกรัม ดังนั้นราคาเอ็นจีวีในประเทศถูกกว่าสหรัฐ
อย่างไรก็ตาม ราคาขายปลีกเอ็นจีวีควรจะเป็นเท่าไร เป็นเรื่องที่ต้องประเมิน ในราคา กก.ละ 8.50 บาท จะเท่ากับต้นทุนความสิ้นเปลือง 1.25 – 1.50 บาท / กิโลเมตร ในใช้กับรถตู้ ถ้าปรับขึ้นเป็น กก.ละ 15.50 บาท เท่ากับต้นทุนจะปรับขึ้นเป็น 2 – 2.70 บาท / กิโลเมตร ขณะที่ ต้นทุนความสิ้นเปลืองน้ำมันโซล่าตามราคาปัจจุบัน อยู่ที่ประมาณ 3 บาทต่อกิโลเมตร ทั้งนี้กระทรวงพลังงานและรัฐบาลควรประเมินผลกระทบที่จะเกิดขึ้นอย่างจริงจัง
ราคาค้าปลีกแอลพีจี
เมื่อวันที่ 28 มกราคม 2555 นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กล่าวถึงต้นทุนการผลิตในแต่ละแหล่ง ในการให้สัมภาษณ์กับเดลินิวส์ออนไลน์ ในบทความ “ปมปริศนา ขึ้นราคาก๊าซ LPG – NGV โปรงใส่ หรือ มีเลศนัย” [8] ซึ่งสามารถนำมาคำนวณต้นทุนการผลิต
| แหล่ง | ปริมาณ (1) (พันตัน) | ต้นทุน (2)
(บาทต่อกิโลกรัม) | อ้างอิง (3)
(เหรียญสหรัฐ/ตัน) | มูลค่า
(บาท)
| | โรงแยกก๊าซ | 2,603.477 | 14.10 | 450 | 36,709,025.70 | | โรงกลั่น | 1,725.976 | 23.33 | 744
| 40,267,020.08 | | อื่นๆ | 83.008 | 23.33 | 744
| 1,936,576.64 | นำเข้า
| 1,648.961 | 29.28 | 934 | 48,281,578.08 | | รวม | 6,061.422 |
|
| 127,194,200.50 | | ต้นทุนเฉลี่ย บาทต่อกิโลกรัม | 20.984 | หมายเหตุ (1) รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2554 กระทรวงพลังงาน, Table 2.4-2Y Demand and Supply of LPG, Propane and Butane, รวบรวมโดย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
(2), (3) “ปมปริศนา ขึ้นราคาก๊าซ LPG – NGV โปรงใส่ หรือ มีเลศนัย”
ราคาต้นทุนของโรงแยกก๊าซถูกกว่าแหล่งอื่น เพราะแหล่งของก๊าซมาจากอ่าวไทย รัฐบาลจึงสามารถกำหนดราคาต้นทุนไว้ต่ำได้ ราคาต้นทุนของโรงกลั่นเป็นการสะท้อนราคาในตลาดโลกและต้นทุนราคาน้ำมันดิบ ราคานำเข้าเป็นราคาในตลาดโลก เท่ากับว่า ปตท. สูญเสียรายได้ 24,000 ล้านบาทเมื่อเทียบกับราคาหน้าโรงกลั่น
ราคาต้นทุนตามตารางที่ 10 จะเปลี่ยนแปลงตามสัดส่วนของแหล่งผลิต เช่น มาจากโรงแยกก๊าซมากราคาจะถูกลง โครงสร้างราคาของก๊าซแอลพีจีที่ขายในตลาดมีภาระภาษีอยู่ด้วยตามตารางที่ 11 เหมือนกับราคาน้ำมันสำเร็จรูป
ตารางที่ 11 ภาระภาษีและค่าการตลาดของก๊าซแอลพีจี ปี 2553
| ประเภทภาษี | จำนวนเงิน
(บาทต่อกิโลกรัม) | | ภาษีสรรพสามิต | 2.17 | | ภาษีเทศบาล | 0.22 | | กองทุนน้ำมัน | 0.87 | | ค่าการตลาด | 3.25 | ที่มา สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน, Price Structure of Petroleum Products in Bangkok
เมื่อรวมภาระภาษี ค่าการตลาดและภาษีมูลค่าเพิ่มแล้ว ราคาแอลพีจีจะประมาณ 29.42 บาท ต่อมาเมื่อวันที่ 23 มกราคม 2555 รัฐบาลได้ประกาศปรับราคาโดยเพิ่มต้นทุนตามประเภทการใช้ก๊าซแอลพีจี ตามตารางที่ 12
ตารางที่ 12 ต้นทุนราคาขายปลีกก๊าซแอลพีจี วันที่ 23 มกราคม 2555
| ประเภท | ราคาโรง กลั่น | ภาษีสรรพสามิต | ภาษีเทศบาล | กองทุนน้ำมัน(1) | กองทุนน้ำมัน(2) | ค่าการ ตลาด | ภาษีมูลค่าเพิ่ม | ราคาปลีก | | หุงต้ม | 10.3254 | 2.17 | 0.217 | 0.9739 |
| 3.2566 | 1.186003 | 18.1289 | | รถยนต์ | 10.3254 | 2.17 | 0.217 | 0.9739 | 0.7009 | 3.2566 | 1.382255
| 18.8789 | | อุตสาหกรรม | 10.3254 | 2.17 | 0.217 | 0.9739 | 11.2150 | 3.2566 | 1.971053 | 27.1287 | ที่มา สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน, Price Structure of Petroleum Products in Bangkok
ต่อมารัฐบาลได้ประกาศเพิ่มการจัดเก็บกองทุนน้ำมัน 2 ของแอลพีจีสำหรับรถยนต์เป็น 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้ราคาปลีกปรับเป็น 21.1288 บาท และแอลพีจีสำหรับรถยนต์เป็น 11.215 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้ราคาปลีกปรับเป็น 30.1290 บาท
การแยกตลาดของการขายก๊าซแอลพีจีนั้นเป็นการความพยายามในแทรกแซงราคาที่ให้มีภาระกับผู้บริโภคน้อยที่สุด สำหรับภาคอุตสาหกรรมไม่จำเป็นต้องแทรกแซงราคา เนื่องจากต้นทุนของการผลิตแหล่งอื่นต้องรับภาระราคาก๊าซในระดับเดียวกันอยู่แล้ว
ในทางปฏิบัติราคาก๊าซแอลพีจีสำหรับรถยนต์ยังคงขายหน้าปั้ม ที่ราคาประมาณกิโลกรัมละ 12 - 13 บาท เท่ากับการขายก๊าซแอลพีจีสำหรับรถยนต์ไม่มีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมัน
ปตท.โชติช่วงชัชวาล
ปตท. จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า ได้แก่ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงผ่านระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติ (Transmission Pipeline) และท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline) จำนวนลูกค้าอุตสาหกรรมมีทั้งสิ้น 272 ราย
นอกจากนี้ ปตท. ยังได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. โดยผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะถูกจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท. เว็บไซต์ของ ปตท. หน้าการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ [9] ได้ให้รายละเอียดตามตารางที่ 13
| กลุ่มลูกค้า | 2549 | 2550 | 2550 | | ล้าน ลบ.ฟุต/วัน | ร้อยละ | ล้าน ลบ.ฟุต/วัน | ร้อยละ | ล้าน ลบ.ฟุต/วัน | ร้อยละ | | กฟผ. | 1,015 | 32.91 | 1,040 | 31.80 | 1,013 | 29.40 | | ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ | 825 | 26.75 | 847 | 25.90 | 968 | 28.10 | | ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก | 432 | 14.01 | 462 | 14.10 | 459 | 13.30 | | อุตสาหกรรม | 285 | 9.24 | 351 | 10.70 | 421 | 12.20 | | โรงแยกก๊าซธรรมชาติ2 | 527 | 17.09 | 572 | 17.50 | 583 | 17.00 | | รวม | 3,084 |
| 3,272 |
| 3,444 |
| ที่มา ปตท., การจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
หมายเหตุ : ปริมาณก๊าซธรรมชาติคำนวณ ณ ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต
ผลประกอบการของ ปตท. ตามงบการเงินปี 2554 มีรายได้ 2.428 ล้านล้านบาท มีกำไรเบื้องต้น 219,269 ล้านบาท งบการเงินระหว่างปี พ.ศ. 2551 – 2554 แสดงในตารางที่ 14
ตารางที่ 14 แสดงรายได้ ค่าภาคหลวง กำไรเบื้องต้น และกำไรจากการดำเนินงาน
| รายละเอียด | 2554 | 2553 | 2552 | 2551 | รายได้
| 2,428,164,676,896 | 1,898,682,172,970
| 1,586,174,455,553 | 2,000,815,834,055 | | ค่าภาคหลวง | 22,029,599,601 | 18,540,069,013 | 15,458,429,872 | 17,328,157,956 | | กำไรขั้นต้น | 219,268,971,273 | 173,902,120,701 | 147,710,549,088 | 170,994,994,669 | | กำไรจากการดำเนินงาน | 157,035,606,418 | 133,452,034,765 | 97,456,885,086 | 126,661,466,720
| ที่มา งบการเงินของ ปตท. ปี พ.ศ. 2551 – 2554 [10]
หน่วย: บาท
ราคาก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นย่อมมีผลทำให้กำไรของ ปตท. สูงขึ้นไปด้วย โดย ปตท.ควรจะกำหนดส่วนต่างของราคารับซื้อและราคาขาย ราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยตามช่วงเวลาตามตารางที่ 15 มาจากรายงานของกรมเชื้อเพลิงพลังงาน จะเห็นว่าราคาก๊าซสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องและปริมาณการผลิตต่อปีสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องด้วย ดังนั้น รายได้และผลกำไรของ ปตท. ย่อมสูงขึ้นตามไปด้วย
ตารางที่ 15 ผลผลิต มูลค่า และราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติ ระหว่างปี 1986 – 2010 (พ.ศ. 2529 – 2553)
| ปี | ผลผลิตก๊าซ(1)
(ล้าน ลบ.ฟุต)
| มูลค่า (1)
(ล้านบาท) | ราคาเฉลี่ย (2)
(บาทต่อล้าน ลบ.ฟุต) | | 1986 - 1990 | 1,232,100.09 | 68,848.31 | 55,878.83 | | 1991 - 2000 | 4,549,035.45 | 311,585.39 | 68,494.83 | | 2001 - 2005 | 3,598,614.69 | 412,836.01 | 114,720.81 | | 2006 | 810,371.58 | 112,794.10 | 139,188.12 | | 2007 | 871,230.36 | 125,770.49 | 144,359.63 | | 2008 | 916,739.43 | 148,803.26 | 162,317.94 | | 2009 | 861,875.70 | 146,129.48 | 169,548.21 | | 2010 | 939,517.47 | 163,623.32 | 174,156.76 | ที่มา รายงานประจำปี 2553 กรมเชื้อเพลิงพลังงาน [11]
หมายเหตุ (1) ตารางที่ 12: ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวง จากก๊าซธรรมชาติ
(2) คำนวณจาก มูลค่ากับผลผลิต
การจำหน่ายก๊าซแอลพีจีนั้น ปตท.ได้ตรึงราคาขายที่โรงแยกก๊าซในปี พ.ศ. 2553 ตามตารางที่ 9 มีมูลค่า 24,000 ล้านบาท สำหรับราคาขายก๊าซเอ็นจีวีสำหรับการขนส่งมีราคาต่ำ แต่เนื่องจากไม่มีสารสนเทศเกี่ยวกับการอุดหนุนจึงประเมินไม่ได้ว่ามีมูลค่าเท่าไร ข้อมูลเบื้องต้นนี้สามารถเห็นว่า ปตท. ได้มีส่วนอุดหนุนราคาในภาคครัวเรือน
สิ่งที่น่าสนใจคือ จากข้อมูลพื้นฐานนักลงทุน [12] ภายใต้เมนู “ข้อมูลสำหรับผู้ถือหุ้นสามัญ” ระบุว่ารายได้รวมของ ปตท. ธุรกิจก๊าซมีสัดส่วนรายได้ 16% หรือประมาณ 388,506 ล้านบาท และผลกำไรเบื้องต้น มาจากธุรกิจก๊าซ 30% หรือประมาณ 65,781 ล้านบาท และคำนวณได้เท่ากับ 17% ของรายได้จากการขายก๊าซธรรมชาติ ในขณะที่การค้าปลีกน้ำมันเป็นสัดส่วนรายได้ 74% แต่มีสัดส่วนในผลกำไร เพียง 8%
แต่ส่วนสำคัญของกำไรเบื้องต้นอยู่การรับรู้รายได้ของ ปตท.สผ. ซึ่งเป็นบริษัทที่ทำธุรกิจสำรวจ ขุดเจาะและผลิต ประมาณ 122,790 ล้านบาท จากการรับรู้รายได้ประมาณ 145,690 ล้านบาท
ตามโครงสร้างรายได้และผลกำไร แสดงว่าการผูกขาดค้าก๊าซของธรรมชาติของ ปตท.มีการควบคุมพอสมควร
| รายได้ | สัดส่วนต่อรายได้ | | หน่วยธุรกิจน้ำมันและธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ | 74%
| | หน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ | 16% | ปตท.สผ.
| 6% | อื่นๆ
| 4% | | กำไรขั้นต้น | สัดส่วนต่อรายได้ | | หน่วยธุรกิจน้ำมันและธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ | 8%
| | หน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ | 30% | ปตท.สผ.
| 56% | อื่นๆ
| 6% |
การจัดเก็บรายได้จากปิโตรเลียมของรัฐ
รัฐบาลไทยมีการจัดเก็บค่าภาคหลวงปิโตรเลียม โดยอยู่ภายใต้ความรับผิดชอบของ กรมเชื้อเพลิงพลังงาน แต่ละปีสามารถจัดเก็บได้ปีละ 3.5 – 4.5 หมื่นล้านบาท ตามตารางที่ 16 จากข้อมูลทั้งหมดสามารถประเมินได้ว่าการจัดเก็บอยู่ที่อัตราร้อยละ 12.50
ตารางที่ 16 การจัดเก็บค่าภาคหลวงปิโตรเลียม ระหว่างปี 2006 – 2010 (พ.ศ. 2549 - 2554)
| ปี | ก๊าซธรรมชาติ (1) (ล้านบาท)
| น้ำมันดิบ (2) (ล้านบาท)
| คอนเดนเสท (3) (ล้านบาท)
| รวม (ล้านบาท)
| | 2006 | 14,219.54 | 14,178.29 | 6,830.29 | 35,228.12 | | 2007 | 15,816.37 | 14,531.06 | 7,109.65 | 37,457.08 | | 2008 | 18,669.16 | 18,641.36 | 10,581.98 | 47,892.50 | | 2009 | 18,343.91 | 12,822.06 | 6,538.27 | 37,704.24 | | 2010 | 20,501.96 | 15,614.54 | 8,420.43 | 44,536.93 | ที่มา รายงานประจำปี 2553 กรมเชื้อเพลิงพลังงาน [12]
หมายเหตุ (1) ตารางที่ 12: ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวง จากก๊าซธรรมชาติ
(2) ตารางที่ 13: ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวง จากคอนเดนเสท
(3) ตารางที่ 14: ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวง จากน้ำมันดิบ
รายละเอียดในการจัดจากค่าภาคหลวงก๊าซธรรมชาติ แสดงในตารางที่ 17
ตารางที่ 17 ผลผลิต มูลค่า และค่าภาคหลวงก๊าซธรรมชาติ
| ปี | ผลผลิตก๊าซ
(ล้าน ลบ.ฟุต)
| มูลค่า
(ล้านบาท) | ค่าภาคหลวง (ล้านบาท) | | 2006 | 810,371.58 | 112,794.10 | 14,219.54 | | 2007 | 871,230.36 | 125,770.49 | 15,816.37 | | 2008 | 916,739.43 | 148,803.26 | 18,669.16 | | 2009 | 861,875.70 | 146,129.48 | 18,343.91 | | 2010 | 939,517.47 | 163,623.32 | 20,501.96 | ที่มา รายงานประจำปี 2553 กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, ตารางที่ 12: ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวง จากก๊าซธรรมชาติ
รายละเอียดในการจัดเก็บค่าภาคหลวงคอนเดนเสท แสดงในตารางที่ 18
ตารางที่ 18 ผลผลิต มูลค่า และค่าภาคหลวงคอนเดนเสท
| ปี | ผลผลิต
คอนเดนเสท
(พันบาร์เรล) | ผลผลิตเฉลี่ย
ต่อวัน (บาร์เรล) | มูลค่า
(ล้านบาท) | ค่าภาคหลวง (ล้านบาท) | | 2006 | 23,668.25 | 64,844.52 | 54,642.33 | 6,830.29 | | 2007 | 24,020.36 | 65,809.21 | 56,877.18 | 7,109.65 | | 2008 | 27,846.86 | 76,292.77 | 84,655.86 | 10,581.98 | | 2009 | 26,695.85 | 73,139.32 | 52,306.17 | 6,538.27 | | 2010 | 29,296.47 | 80,264.30 | 67,363.45 | 8,420.43 | ที่มา รายงานประจำปี 2553 กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, ตารางที่ 13: ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวง จากคอนเดนเสท
รายละเอียดในการจัดเก็บค่าภาคหลวงน้ำมันดิบ แสดงในตารางที่ 19
ตารางที่ 19 ผลผลิต มูลค่า และค่าภาคหลวงน้ำมันดิบ
| ปี | ผลผลิต
น้ำมันดิบ
(พันบาร์เรล) | ผลผลิตเฉลี่ย
ต่อวัน (บาร์เรล) | มูลค่า
(ล้านบาท) | ค่าภาคหลวง (ล้านบาท) | | 2006 | 45,921.17 | 125,811.42 | 109,158.54 | 14,178.29 | | 2007 | 48,705.74 | 133,440.38 | 114,528.78 | 14,531.06 | | 2008 | 51,078.62 | 139,941.42 | 153,787.35 | 18,641.36 | | 2009 | 54,029.91 | 148,027.15 | 108,522.36 | 12,822.06 | | 2010 | 55,978.50 | 153,365.75 | 134,667.62 | 15,614.54 | ที่มา รายงานประจำปี 2553 กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, ตารางที่ 14: ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวง จากน้ำมันดิบ
น้ำมันและก๊าซธรรมชาติเป็นสินค้าโภคภัณฑ์ที่มีราคาผันผวน โดยส่วนใหญ่สูงขึ้น การจัดเก็บในอัตราแน่นอนย่อมไม่เกิดประโยชน์เต็มที่ต่อสังคมส่วนรวม เนื่องจากต้นทุนการผลิตมีระดับแน่นอน อาทิ ก๊าซธรรมชาติสามารถจำหน่ายได้ในราคา 56,000 บาทต่อ 1 ล้าน ลบ.ฟุต ในราคาปี 2529 – 2533 ได้เพิ่มมาเป็น 175,000 บาทในปัจจุบันนี้
การจัดเก็บจึงควรเก็บในอัตราก้าวหน้าต่อ 1 ล้าน ลบ.ฟุต เช่น ราคาไม่เกิน 75,000 บาท เก็บที่ 30% ส่วนเกินกว่า 75,000 แต่ไม่เกิน 150,000 บาท เก็บในอัตรา 40% ส่วนเกินกว่า 150,000 บาท เก็บในอัตรา 50% วิธีการนี้ควรจะสอดคล้องกับลักษณะสินค้าประเภทโภคภัณฑ์มากกว่าอัตราตายตัว โดยเฉพาะอัตราการจัดเก็บในอัตราปัจจุบันควรจะต่ำที่สุดในโลก
นอกจากรายงานการผลิตน้ำมันดิบของกรมเชื้อเพลิงพลังงานจะต่ำกว่า รายงานของกรมธุรกิจพลังงานและ US EIA แล้ว ในรายงานการผลิตคอนเดนเสท ตามตารางที่ 18 ในปี 2009 (พ.ศ. 2552) มีปริมาณเฉลี่ย 73,139 บาร์เรลต่อวัน ขณะที่ รายงานของ US EIA ประเมินว่ามีปริมาณ 163,000 บาร์เรลต่อวัน เท่ากับผลผลิตต่ำไป 55%
ถ้ายึดตามรายงานของ US EIA หมายความว่า รายได้จากการจัดเก็บค่าภาคหลวงน้อยของน้ำมันดิบและคอนเดนเสท ต่ำกว่าที่ควรจะได้รับครึ่งหนึ่ง
ในปี 2009 เว็บไซต์ oilbarrel.com รายงานข่าวว่า Coastal Energy แจ้งผลประกอบการไตรมาส 3 ปี 2009 ในตลาดหุ้นอังกฤษว่า แหล่งผลิตภูฮ่อม มีผลิตภัณฑ์เทียบเท่าน้ำมัน 2,000 บาร์เรลต่อวัน [13] แต่รายงานของ กรมเชื้อเพลิงพลังงาน รายงานแหล่งผลิตมีผลผลิตคอนเดนเสท 448 บาร์เรลต่อวัน [14] ดังนั้น การจัดทำรายงานและจัดเก็บค่าภาคหลวงของกรมเชื้อเพลิงพลังงานควรได้รับการตรวจสอบ
แบ่งปันความโชติช่วงสู่ประชาชน
เมื่อราคาน้ำมันและพลังงานสูงขึ้น ธุรกิจด้านพลังงานได้รับประโยชน์จากราคาพลังงานสูงขึ้น เช่น ปตท. มีกำไรเบื้องต้นมากถึงสองแสนล้านบาท ขณะเดียวกัน ประชาชนได้รับผลกระทบจากราคาสินค้าแพงขึ้นจากราคาพลังงานที่กดดันให้ราคาสินค้าและบริการสูงขึ้น
การควบคุมราคาน้ำมันดิบและพลังงานในทางปฏิบัติเกือบจะเป็นไปไม่ได้ เนื่องจากเราเป็นผู้นำเข้าสุทธิ ทั้งก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบ ทำให้ราคาพลังงานต้องเป็นไปตามราคาตลาดโลกอย่างหลีกเลี่ยง แต่ควรปรับปรุงโครงสร้างราคาและโครงสร้างการจัดเก็บรายได้ที่สามารถสร้างความเป็นธรรมให้กับสังคม
ข้อเสนอในการเข้าไปควบคุม ปตท. มากขึ้น ถึงแม้ว่า ปตท.จะผูกขาดการค้าก๊าซธรรมชาติ แต่ผลกำไรครึ่งหนึ่งมาจากการประกอบการธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของบริษัทลูก ปตท.สผ. ดังนั้น การควบคุม ปตท. อาจจะไม่ได้ช่วยให้การควบคุมกลไกราคาก๊าซดีขึ้น
ในด้านการผลิต ปตท.สผ.มีสัดส่วนการผลิตร้อยละ 25% [15] ของการผลิตก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ถ้าการควบคุมเกิดขึ้นก็จะมีผลเพียง 25% ดังนั้น ควรจะพิจารณาในด้านโครงสร้างการผลิต การกระจายและราคาของก๊าซธรรมชาติและน้ำมันจะผลต่อระดับราคาโดยรวมมากกว่า
1. การปรับโครงสร้างราคาปลีกหน้าโรงกลั่น ตามที่กล่าวไว้หัวข้อ “ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศ” ราคาหน้าโรงกลั่นของไทยแพงกว่าสิงคโปร์ลิตรละ 1.60 บาท แพงกว่าการคำนวณด้วยราคาน้ำมันดูไบบวกค่ากลั่นลิตรละ 4.50 บาท ดังนั้น ต้องมีการปรับราคาหน้าโรงกลั่นให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
ปัจจุบันโรงกลั่นของไทยสามารถส่งออกได้วันละ 250,000 บาร์เรล แสดงว่ามีความสามารถแข่งขันในตลาดโลกได้แล้ว ในกรณี ราคาน้ำมันในพม่ามีราคาขายปลีกต่ำราคาสิงคโปร์ เรื่องนี้เข้าใจได้ มีโรงกลั่นบางแห่ง (อาจจะเป็นประเทศไทย) ส่งออกน้ำมันสำเร็จในราคาต่ำประมาณลิตรละ 20 บาท ในปัจจุบัน ประเทศไทยไม่อุดหนุนโรงกลั่นให้ส่งออกด้วยราคาต่ำและขายให้ผู้บริโภคในราคาสูงกว่า เพราะการดำเนินการเช่นนี้เป็นการใช้ทรัพยากรของประเทศในการอุดหนุนการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูปมากเกินไป
ดังนั้น ราคาสำหรับผู้บริโภคในประเทศไม่ควรสูงกว่าราคาน้ำมันสำเร็จรูปสิงคโปร์ และสมควรต่ำกว่าอย่างยิ่ง ด้วยสูตรราคาน้ำมันดิบดูไบบวกค่ากลั่น
2. การปรับโครงสร้างการจัดเก็บค่าภาคหลวง เนื่องจากก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเป็นสินค้าโภคภัณฑ์ที่ราคาผันแปรและมีแนวโน้มสูงขึ้น ทั้งนี้การผลิตและการกระจายผลิตภัณฑ์มีลักษณะผูกขาดน้อยราย ในขณะที่ราคาสูงขึ้น ต้นทุนการผลิตไม่ได้สูงขึ้นไปด้วย
ก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเป็นทรัพยากรสาธารณะที่รัฐบาลไทยใช้อำนาจจัดการเอง รวมทั้งราคาของผลิตภัณฑ์นี้มีผลกับประชาชนทั้งหมด จึงต้องทำให้เกิดประโยชน์กับสาธารณะมากที่สุด ดังนั้น ควรจะจัดเก็บค่าภาคหลวงหรือภาษีในอัตราก้าวหน้า แบบเดียวกับตัวอย่างการนำเสนอการจัดเก็บค่าภาคหลวงของก๊าซธรรมชาติในหัวข้อ “การจัดเก็บรายได้จากปิโตรเลียมของรัฐ” การจัดเก็บแบบนี้จะอำนวยประโยชน์ให้ภาคสาธารณะมากกว่า
การจัดเก็บค่าหลวงของน้ำมันดิบและคอนเดนเสทในอัตราก้าวหน้าด้วย เช่น เมื่อราคาน้ำมันไม่เกิน 25 เหรียญต่อบาร์เรล ให้เก็บค่าภาคหลวงอัตราปัจจุบันคือ ร้อยละ 30 ส่วนเกินกว่า 30 เหรียญต่อบาร์เรล แต่ไม่เกิน 100 เหรียญบาร์เรลเก็บร้อยละ 40 ส่วนเกินกว่า 100 เหรียญต่อบาร์เรลจัดเก็บที่ร้อยละ 50
ตัวอย่างการเก็บตามอัตรานี้ รัฐจะมีรายได้ 200,000 ล้านบาท ทำให้รัฐมีรายได้ที่จะนำมาใช้ในด้านพลังงานเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนได้มากขึ้น
สิ่งที่ควรตรวจสอบก่อนเรื่องอื่นคือ ปริมาณผลผลิตสำหรับการจัดเก็บค่าภาคหลวงคือ ปริมาณที่ใช้กรมเชื้อเพลิงพลังงานใช้ในการจัดเก็บต่ำกว่ารายงานการผลิตที่เป็นทางการของกรมธุรกิจพลังงาน และรายงานของ US EIA ซึ่งข้อมูลของ US EIA นี้ผ่านการกลั่นกรองจากสำนักข่าวกรองสหรัฐหรือซีไอเอ ข้อมูลนี้สมควรมีการตรวจสอบให้ถูกต้อง ถ้าคำนวณตามอัตราค่าภาคหลวงปัจจุบัน เท่ากับสูญรายได้ประมาณ 25,000 ล้านบาทในปี 2553
อ้างอิง
[7] The Alternative Fuels and Advanced Vehicles Data Center, U.S. Department of Energy, Alternative Fuel Price Report (//www.afdc.energy.gov/afdc/price_report.html)
[8] เดลินิวส์, “ปมปริศนา ขึ้นราคาก๊าซ LPG – NGV โปรงใส่ หรือ มีเลศนัย”, 28 มกราคม 2555
[9] ปตท., การจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (//www.pttplc.com/th/about-ptt-business-operations-gas-unit-natural-gas-distribute.aspx)
[10] ปตท., ข้อมูลนักลงทุน/ข้อมูลทางการเงิน/งบการเงิน (//ptt-th.listedcompany.com/financials.html)
[11] กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, รายงานประจำปี 2553 (//www.dmf.go.th/index.php?act=service&sec=annualReport)
[12] ปตท., ข้อมูลนักลงทุน/ข้อมูลสำหรับผู้ถือหุ้นสามัญ/ข้อมูลพื้นฐานนักลงทุน (//ptt-th.listedcompany.com/factsheet.html)
[13] oilbarrel.com, Coastal Energy Releases Q3 Results As It Prepares To Seek Another Pearl Offshore Thailand, December 03, 2009 (//oilbarrel.com/news/coastal-energy-releases-q3-results-as-it-prepares-to-seek-another-pearl-offshore-thailand)
[14] กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, รายงานประจำปี 2553, ตารางที่ 13 : ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวง จากคอนเดนเสท (//www.dmf.go.th/index.php?act=service&sec=annualReport)
[15] กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, รายงานประจำปี 2553, หน้า 70
สารสนเทศเพิ่มเติม
กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, รายงานประจำปี 2553 (//www.dmf.go.th/index.php?act=service&sec=annualReport)
ปตท., ข้อมูลนักลงทุน/ข้อมูลทางการเงิน/งบการเงิน (//ptt-th.listedcompany.com/financials.html)
กระทรวงพลังงาน, Energy Statistics of THAILAND 2011 (รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2554), (//www.eppo.go.th/info/cd-2011/index.html)
| Create Date : 04 มิถุนายน 2555 |
| Last Update : 6 มิถุนายน 2555 19:02:15 น. |
|
2 comments
|
| Counter : 805 Pageviews. |
 |
|
|
ฝากข้อความหลังไมค์
Rss Feed
ผู้ติดตามบล็อก : 1 คน [