ก๊าซธรรมชาติ (ต่อ)

ก๊าซธรรมชาติ (ต่อ) 1

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • ไม่มีราคาโลก เพราะค่าขนส่งสูงมาก • ผู้เล่นในตลาดไทย • ผู้สำรวจ/ผลิต หรือ ผู้ขายก๊าซ (exploration and production หรือ EP) • ปตท. คนกลางรับซื้อ ส่งตามท่อมาขายต่อ • ผู้ใช้ก๊าซ ต้องซื้อจาก ปตท. เท่านั้น 2

โครงสร้างตลาดก๊าซธรรมชาติของไทยโครงสร้างตลาดก๊าซธรรมชาติของไทย

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทยการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • ผู้สำรวจ/ผลิต หรือ ผู้ขายก๊าซ (exploration and production หรือ EP) • ส่วนใหญ่เป็นต่างชาติ • บริษัทไทยคือ ปตท. สผ. • รายใหญ่สุดคือ Unocal (ถูก Chevron ซื้อเมื่อ 2548) 4

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทยการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • ปตท. คนกลางผูกขาด • ซื้อผูกขาดจาก EP (monopsony) • ผูกขาดท่อส่ง • ผูกขาดโรงแยกก๊าซ • ผูกขาดขายให้ผู้ใช้ก๊าซ (monopoly) 5

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทยการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • ผู้ใช้ก๊าซ • ลูกค้ารายใหญ่สุดคือ กฟผ. ซื้อ C1ไปผลิตไฟฟ้า • โรงไฟฟ้าเอกชน (independent power producer หรือ IPP) และ SPP [ IPP: > 100 MW, SPP: 10 – 100 MW, VSPP: < 10 MW] 6

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทยการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • ผู้ใช้ก๊าซ • โรงแยกก๊าซ แยกเอา C2 – C5ไปผลิต LPG และวัตถุดิบปิโตรเคมี • อุตสาหกรรมบางแห่ง ใช้ C1 เป็นเชื้อเพลิง 7

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทยการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • สัญญาซื้อขาย NG ที่ปากหลุม (wellhead) • EP ต้องลงทุนสูงเพื่อสำรวจและผลิต NG จึงต้องการอุปสงค์ที่แน่นอนในระยะยาว • ผู้ใช้ NG (โรงไฟฟ้า) ต้องการอุปทานที่แน่นอน เพื่อให้มีใช้ได้ตลอดอายุโรงงาน • จึงนำไปสู่สัญญาระยะยาวเรียกว่า take or pay 8

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทยการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • สัญญา take or pay (ต้องรับซื้อ ถ้าไม่ใช้ก็ต้องจ่าย) • ผู้ซื้อผูกพันจะซื้อ NG จำนวนมาก เป็นเวลายาว โดยกำหนดปริมาณขั้นต่ำที่จะรับซื้อ • ถ้ารับสินค้าต่ำกว่าขั้นต่ำ ก็ต้องจ่ายสำหรับส่วนต่าง • เป็นการลดความเสี่ยงให้ผู้ผลิต (และผู้ใช้ด้วย) 9

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทยการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • สัญญา take or pay (ต้องรับซื้อ ถ้าไม่ใช้ก็ต้องจ่าย) • ผู้ผลิตถูกปรับ ถ้าส่งไม่ครบขั้นต่ำ • ราคาปากหลุมเป็นไปตามอำนาจต่อรอง และปรับตามราคาน้ำมันเตา + อัตราแลกเปลี่ยน (฿/USD) 10

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • ตัวอย่างสัญญา take or pay • ปตท. ตกลงกับ Qatargas เพื่อซื้อ LNG จากกาตาร์ • ปริมาณขั้นต่ำ 1 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 140 ล้าน ลบ. ฟุต ต่อวัน) • เริ่มส่ง ก.ค. 2554 • Qatargas รับผิดชอบการขนส่ง 11

การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติของไทย • ตัวอย่างสัญญา take or pay • Take or pay 100% ของปริมาณขั้นต่ำ • ราคา = x% ของราคาน้ำมันดิบ + ค่าขนส่ง • กำหนดคุณภาพ คุณสมบัติต่างๆ ของ LNG • บทปรับต่างๆ 12

การวิเคราะห์ตลาด NG ที่ปากหลุม ด้วยเครื่องมือเศรษฐศาสตร์ • สมมุติ มีผู้ซื้อรายเดียว (ปตท) และผู้ขายรายเดียว (Chevron หรือ EP) • bilateral monopoly ในตลาดปัจจัยการผลิต (factor market) • ก๊าซธรรมชาติ (N) คือปัจจัยการผลิต และ เชื้อเพลิง (C1) คือสินค้า 13

เอกสารอ่านประกอบการบรรยายเรื่อง bilateral monopoly • Pindyck & Rubenfeld, บทที่ 14 • Perloff, บทที่ 15 • “ตลาดปัจจัย” เขียนโดย ผศ. ดร. ชยันต์ ตันติวัสดาการ

อุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิตอุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิต • เป็น“อุปสงค์สืบเนื่อง” (derived demand) • ต้องการซื้อ NG เพราะมีอุปสงค์ต่อมีเทน C1 (ซึ่งใช้ NG ในการผลิต)

อุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิตอุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิต • ผู้ซื้อ (ปตท.) ตัดสินใจอย่างไรว่า “คุ้มค่า” ที่จะซื้อ NG เพิ่มอีก 1 หน่วย? • “คุ้มค่า” ถ้าการซื้อ NG เพิ่มขึ้นทำให้ รายรับส่วนเพิ่ม มากกว่า รายจ่ายส่วนเพิ่ม

อุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิตอุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิต • รายรับส่วนเพิ่ม:รายรับจากการขาย C1 ที่เพิ่มขึ้น C1 ที่เพิ่ม ผลผลิตส่วนเพิ่ม (MPN) คิดเป็นรายรับ =MPNx P (P คือราคาของ C1)

อุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิตอุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิต • รายรับส่วนเพิ่ม =MPNx P หรือ มูลค่าของผลผลิตส่วนเพิ่ม (value of marginal product หรือ VMPN)

อุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิตอุปสงค์ต่อปัจจัยการผลิต • VMPN=MPNx P ใช้ P เป็นตัวคูณได้ เพราะ ในตลาดสินค้าแข่งขัน สำหรับหน่วยผลิต(ปตท.) ราคา (P) ถูกกำหนดในตลาด (price taker)

Marginal Product ตันต่อวัน หน่วยผลิต:ปตท. MPN ปริมาณ C1

Value of Marginal Product ตันต่อวัน หน่วยผลิต:ปตท. VMPN = MPN x P ปริมาณ C1

เปรียบเทียบรายรับส่วนเพิ่มกับรายจ่ายส่วนเพิ่มเปรียบเทียบรายรับส่วนเพิ่มกับรายจ่ายส่วนเพิ่ม ตันต่อวัน เส้น VMPN คือ เส้นอุปสงค์ ต่อ C1 ของหน่วยผลิต หน่วยผลิต:ปตท. P2 SN 2 P1 SN 1 P3 SN 3 VMPN = MPN xP ปริมาณ C1 N1 N3 N2

ในกรณีตลาดสินค้าแข่งขัน หน่วยผลิตเป็น price taker ราคาสินค้าถูกกำหนดคงที่ในตลาด รายรับส่วนเพิ่ม =MPNx P (VMPN)

ในกรณีตลาดเชื้อเพลิง (C1) ผู้ขายผูกขาด (monopoly) ปตท. เป็น price maker ราคาสินค้าไม่คงที่ • ถ้าต้องการขายเพิ่ม ต้องลดราคา เส้นอุปสงค์สินค้าจึง downward-sloping

Competitive firm (price taker) and monopolistic firm (price maker) ราคา ราคา ปตท. ขาย ในตลาด C1ผูกขาด ปตท. ขาย ในตลาด C1แข่งขัน P d D MR ปริมาณ C1 ปริมาณ C1

ในกรณีตลาดสินค้า (C1) ผู้ขายผูกขาด รายรับที่ได้จากการซื้อ NG เพิ่มและขายC1 เพิ่ม 1 หน่วย คือ marginal revenue ไม่ใช่ราคาสินค้า (P)

ดังนั้น ในกรณีตลาดสินค้า (C1) ผู้ขายผูกขาด รายรับส่วนเพิ่ม =MPNx MR หรือ รายรับจากผลผลิตส่วนเพิ่ม (marginal revenue product หรือ MRPN)

VMPNเทียบกับ MRPN ตันต่อวัน ปตท. VMPN = MPN x P MRPN = MPN x MR ปริมาณ C1

เส้นอุปสงค์ต่อ NG ของปตท.ในตลาดสินค้าขายผูกขาด ตันต่อวัน ปตท. MRPN(DNM) ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผู้ซื้อผูกขาด (monopsony) ผู้ซื้อปัจจัยผูกขาด (monopsonist) เผชิญกับเส้นอุปทานรวมในตลาดปัจจัย (SN) ซึ่งบ่งว่าต้องจ่ายราคา (average factor cost หรือ AFC) เท่าใดจึงจะจูงใจให้มีการเสนอขาย ตันต่อวัน SB = AFC ปตท. ปริมาณ C1

SN เป็นเส้นทอดขึ้น: ปตท. ต้องจูงใจให้มีการเสนอขายเพิ่ม 1 หน่วย โดยจ่ายราคา (AFC) เพิ่มขึ้นให้แก่ทุกหน่วยที่เสนอขาย แสดงว่าการซื้อมากขึ้น ทำให้ต้นทุนปัจจัยส่วนเพิ่ม (marginal factor cost หรือ MFC) เพิ่มขึ้นด้วย และ MFC > AFC เสมอ ตันต่อวัน MFC SN = AFC ปริมาณ C1 ปตท.

ดุลยภาพในตลาดปัจจัยผู้ซื้อผูกขาด (monopsony) ปตท. ตันต่อวัน ปตท.ผูกขาดซื้อปัจจัยและขายสินค้า จะซื้อปัจจัยจนทำให้ มูลค่าสินค้าที่ได้เพิ่มขึ้นจากปัจจัย (MRP)เท่ากับ ต้นทุนปัจจัยส่วนเพิ่ม (MFC) คือที่จุด E โดยซื้อ NG ที่ LS จ่ายราคาที่ WS MFC SB = AFC VS E WS F MRPN(DNM) LS ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly) Chevron ตันต่อวัน ตลาด NG ที่มี Chevron ผูกขาดขาย NG W1 W2 W3 MRPN(DNM) L2 L1 L3 ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly) Chevron Chevron ผูกขาดขาย NG MRU = รายรับที่ได้จาก การขาย NG ส่วนเพิ่ม ตันต่อวัน W1 W2 W3 MRU MRPN(DNM) L2 L1 L3 ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly) Chevron Chevron ผูกขาดขาย NG SN= ปริมาณ NG ที่ Chevron ยินดีขาย ณ reservation price ระดับต่างๆ หรือ ค่าเสียโอกาสส่วนเพิ่ม ของ NG(marginal cost of NG) ตันต่อวัน SN MRU MRPN(DNM) ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly) Chevron ตันต่อวัน Chevron maximize profit โดยขาย NG ที่ MRU =SN(จุด E) ขายจำนวน L1ณ ราคา W1 SN W1 E Maximum profit MRU MRPN(DNM) L1 ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผู้ซื้อผูกขาด (monopsony) ตันต่อวัน MFC SN = AFC SN(AFC) และ MFC แสดงอำนาจผูกขาดในการซื้อปัจจัย ปริมาณ C1 ปตท.

ตลาดปัจจัยผู้ขายผูกขาด (monopoly) ตันต่อวัน DN และ MRU แสดง อำนาจผูกขาดของ Chevron ในการขาย NG MRU MRPN(DNM) Chevron ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly) ตันต่อวัน MFC SN= AFC DNและ MRU SN(AFC) และ MFC ใส่ในรูปเดียวกัน MRU DNM ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly) ปตท. ผู้ซื้อปัจจัยผูกขาด ตันต่อวัน MFC SN = AFC ผู้ซื้อปัจจัยผูกขาด Max กำไร โดยซื้อที่ MFC = MRPN (จุดES) คือซื้อ LSและจ่าย ราคา WS VS ES WS DNM MRU LS ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly) ตันต่อวัน Chevron ผู้ขายปัจจัยผูกขาด MFC SN= AFC ผู้ขายปัจจัยผูกขาด Max กำไร โดยขาย NG ที่ MRU = AFC (จุด EU) คือขายที่ LUและคิด ราคาที่ WU VS ES WU EU WS DNM MRU LU LS ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly) ตันต่อวัน MFC ผลลัพธ์สุดท้ายขึ้นอยู่กับ ผลการต่อรองระหว่าง ปตท. และ Chevron ราคาจะอยู่ระหว่าง WUและ WS SN= AFC VS ES WU EU WS DNM MRU LU LS ปริมาณ C1

ตลาดปัจจัยผูกขาด (Bilateral monopoly) ผลลัพธ์สุดท้ายขึ้นอยู่กับ ผลการต่อรองระหว่าง ปตท. และ Chevron ปริมาณการซื้อขายที่ ดุลยภาพจะอยู่ระหว่าง LSและ LU ตันต่อวัน MFC SN = AFC VS ES WU EC WC EU WS DNM MRU WCและ LCคือดุลยภาพ ในตลาดแข่งขัน LU LS LC ปริมาณ C1

การกำหนดราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติของไทยการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติของไทย ราคาขายปลีก = ราคาปากหลุม + ค่าผ่านท่อ + ค่าจัดหาก๊าซ • ค่าผ่านท่อ อยู่ภายใต้การกำกับ คิดแบบ cost plus เช่น ต้นทุนท่อ + ผลตอบแทน 16% 44

Retail Price of Natural Gasas charged by PTT

ก๊าซธรรมชาติ (ต่อ)

ก๊าซธรรมชาติ (ต่อ)

Presentation Transcript