ข้อมูลเรื่องน้ำมันในประเทศไทย ที่ผู้เขียนยันว่า การควบคุมราคาน้ำมันดิบและพลังงานเป็นไปไม่ได้ แต่ควรปรับปรุงโครงสร้างราคาและโครงสร้างการจัดเก็บรายได้ที่สามารถสร้างความเป็นธรรมให้กับสังคม

ราคาน้ำมันในประเทศได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ได้ส่งผลให้ราคาสินค้าสูงตามไปด้วย ทั้งจากการเก็งกำไร และต้นทุนการผลิตสูงขึ้น จึงสร้างความกังวลให้ประชาชนโดยทั่วไป มีการเรียกร้องให้แก้ไขปัญหาสินค้าราคาแพง ตลอดจนถึงการเรียกร้องให้ลดราคาน้ำมันลงมา

การโต้แย้งในประเด็นนี้มีการอ้างถึงข้อมูลของ มล.กรกสิวัฒน์ เกษมศรี อนุกรรมาธิการเสริมสร้างธรรมาภิบาลด้านพลังงาน วุฒิสภา และ ผศ.ประสาท มีแต้ม นักวิชาการด้านพลังงาน ร่วมเปิดโปงขบวนการปล้นน้ำมันและพลังงานชาติ ในรายการ “คนเคาะข่าว” ออกอากาศทางสถานีโทรทัศน์ผ่านดาวเทียม ASTV เมื่อวันที่ 4 เมษายน ^[1] อาทิ

• หน่วยงานพลังสหรัฐ EIA(US Energy Information Administration) จัดให้ประเทศไทยอยู่ในอันดับที่ 24 ของผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติของโลก
• ไทยซื้อก๊าซจากพม่าแพงกว่าจากอ่าวไทย 40%
• ราคาน้ำมันค้าปลีกของไทยแพงที่สุดในอาเซียน โดยอ้างข้อมูลเมื่อ 12 มีนาคม 55 ราคาเบนซิน 95 ไทยขายอยู่ที่ 44.86 บาท มาเลเซีย 19 บาท อินโดนีเซีย 31.70 บาท พม่า 24 บาท

บนเฟซบุ๊กมีการโต้แย้งอย่างต่อเนื่อง ฝ่ายสลิ่มโจมตีการกำหนดราคาพลังงานของรัฐบาลและโจมตีการเอาเปรียบของ ปตท. รวมต้องการให้เอา ปตท.ออกจากตลาดหลักทรัพย์ ฝ่ายเสื้อแดงจำนวนมากมีแนวโน้มเห็นใจรัฐบาลและ ปตท. บางส่วนเกรงว่าเป็นการขุดบ่อล่อ แต่เสื้อแดงบางส่วนไม่พอใจกับราคาน้ำมันที่มีราคาสูง โดยข้อมูลในการโต้แย้งมาจากรายการนี้เป็นส่วนใหญ่

มีคนจำนวนมากเริ่มเชื่อว่าประเทศไทยมีปริมาณน้ำมันและก๊าซจนควรจะกำหนดราคาที่เหมาะสมได้เอง ดังนั้นควรสำรวจสถานการณ์พลังงานของเราเพื่อรับทราบข้อเท็จจริง

 

แหล่งผลิตกาซและน้ำมันของไทย

สถิติของสำนักบริหารสารเทศพลังงานสหรัฐ (US Energy Information Administration) หรือ EIA สหรัฐบอกว่า ในปี 2008 ไทยมีความสามารถในการผลิตน้ำมันเป็นอันดับที่ 33 และผลิตน้ำมันดิบเป็นอันดับที่ 39 มีความสามารถผลิตน้ำมันได้วันละ 392,710 บาร์เรลต่อวัน โดยเป็นน้ำมันดิบ 228,830 บาร์เรลต่อวัน ส่วนที่เหลืออีก 163,880 บาร์เรลเป็นคอนเดนเสท หรือก๊าซธรรมชาติเหลว แต่ประเทศไทยยังคงเป็นผู้นำเข้าสุทธิ 540,290 บาร์เรลต่อวัน และปริมาณสำรองมี 460 ล้านบาร์เรล พอสำหรับการบริโภคในอัตราปัจจุบันนาน 1 ปีครึ่ง ข้อมูลนี้ได้แสดงในตารางที่ 1

ตารางที่ 1 สถิติการผลิตและบริโภคน้ำมันของไทยโดย EIA สหรัฐ

ปิโตรเลียม (พันบาร์เรลต่อวัน)	2008		2009
	color:black">ประเทศไทย	color:black">อันดับ	color:black">ประเทศไทย
การผลิตน้ำมันทั้งหมด	392.71	33	401.57
การผลิตน้ำมันดิบ	228.83	39	237.94
การบริโภค	933	21	913.47 F
ส่งออก/นำเข้า (-) สุทธิ	-540.29	16	-511.9
ส่งออกน้ำมันสหรัฐ.	14	39	23
กำลังผลิตของโรงกลั่นน้ำมัน	729	26	729
ปริมาณสำรอง (พันล้านบาร์เรล)	0.46	42	0.44

 

ที่มา US Energy Information Administration ^[2]

หมายเหตุ 1 บาร์เรลเท่ากับ 159 ลิตร
F – คาดการณ์

 

ในเว็บไซต์นี้บอกว่า ประเทศไทยมีการผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นอันดับที่ 24 ของโลก แต่บริโภคเป็นอันดับที่ 20 และปริมาณสำรองที่สำรวจแล้วเป็นอันดับที่ 36 มีปริมาณ 12 ล้านล้าน ลบ.ฟุต จากอัตราการบริโภคในปี 2010 (พ.ศ. 2554) จะมีใช้ได้อีก 7 ปี

ตารางที่ 2 สถิติการผลิตและบริโภคก๊าซธรรมชาติของไทยโดย EIA สหรัฐ

color:black">ก๊าซธรรมชาติ	2009		2010
	color:black">ประเทศไทย	color:black">อันดับ	color:black">ประเทศไทย
การผลิต (พันล้าน ลบ.ฟุต)	1,091	24	1,281
การบริโภค (พันล้าน ลบ.ฟุต)	1,383	20	1,592
ส่งออก/นำเข้า (-) สุทธิ (พันล้าน ลบ.ฟุต)	-293	21	-311
ปริมาณสำรอง (ล้านล้าน ลบ.ฟุต)	11	36	12

ที่มา US Energy Information Administration

 

ข้อมูลของ EIA สหรัฐชุดนี้มาจากรายงานด้านพลังงานของกระทรวงพลังงาน เมื่อติดตามข้อมูลการผลิตก๊าซธรรมชาติและน้ำมันของไทย โดยเริ่มจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. พบว่า ปตท. มีสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติอยู่ทั้งสิ้น 15 ฉบับ แบ่งเป็นสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติในประเทศจำนวน 13 ฉบับ ได้แก่ สัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งเอราวัณ (ยูโนแคล 1), สัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งยูโนแคล 2 และ 3, สัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งบงกช, สัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งไพลิน, สัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งทานตะวัน/เบญจมาศ, สัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งน้ำพอง, สัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งภูฮ่อม, สัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งเจดีเอ, สัญญาซื้อก๊าซแหล่งอาทิตย์ และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติต่างประเทศจำนวน 2 ฉบับ ได้แก่แหล่งยาดานาและเยตากุน คิดเป็นปริมาณการจัดหาก๊าซฯ เฉลี่ยในปี 2551 เท่ากับ 3,459 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (HV = 1,000 BTU/SCF) ^[3]

จากข้อมูลในรายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2554 กระทรวงพลังงาน ^[4] สามารถประมวลเป็นรายงานการผลิตน้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสทของปี 2553 แยกตามแหล่งผลิต ตามตารางที่ 3

ตารางที่ 3 รายงานการผลิตน้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท ประจำปี 2553 แยกตามแหล่งผลิต

color:black">แหล่งผลิต	color:black">เริ่มผลิต	color:black">น้ำมัน (1) color:black">(บาร์เรล/วัน)	color:black">ก๊าซ (2) color:black">(ล้าน ลบ.ฟุต/วัน)	color:black">คอนเดนเสท (3) color:black">(บาร์เรล/วัน)
สิริกิตต์	1986	21,808	63
เอราวัณ	1986		256	11,180
สตูล	1986		82
บรรณพต	1987			3,789
น้ำพอง	1991		18	2,730
ฟูนาน & จักรวาล	1992		199	6,733
บงกช	1993		596	19,568
โกมิน	1995		85	2,519
ทานตะวัน	1997	3,860
เบญจมาศ	1999	26,665	76
ไพลิน	1999		430	22,435
ตราด	1999			1,567
โครงการบิ๊กออยด์	2001	36,998
ยะลา	2002		95
จัสมิน	2005	13,868
ภูฮ่อม	2006		87	428
นาสนุ่น	2007	6,689
อาทิตย์	2008		501	17,508
color:black">JDA	2008		649
บัวหลวง	2008	8,327
สงขลา	2008	7,926
บานเยน	2008	3,891
ชบา	2009	3,739
อื่นๆ		19,403	374	170
รวม		153,174	3,511	88,627

 

ที่มา รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2554 กระทรวงพลังงาน

หมายเหตุ (1) Table 2.1.1-1Y: Production of Crude Oil, รวบรวมโดยสำนักงาน นโยบายพลังงานและแผน
(2) Table 3.1-1Y: Production and Import of Natural Gas, รวบรวมโดยสำนักงาน นโยบายพลังงานและแผน
(3) Table 2.1.1-2Y: Production of Condensate, รวบรวมโดยสำนักงาน นโยบายพลังงานและแผน

 

แหล่งผลิตส่วนใหญ่อยู่ในอ่าวไทย แหล่งผลิตบนบกมีที่แหล่งน้ำพอง ภูฮ่อม จังหวัดขอนแก่น แหล่งนาสนุ่น เพชรบูรณ์

ตามรายงานของ EIA สหรัฐถึงแม้ว่าประเทศจะมีการผลิตก๊าซธรรมชาติและน้ำมันในปริมาณมาก แต่ประเทศไทยยังคงเป็นผู้นำเข้าพลังงาน และปริมาณสำรองทั้งน้ำมันและก๊าซมีไม่มากนัก ก๊าซธรรมชาติมีปริมาณสำรองที่สำรวจแล้วพอใช้ในปริมาณปัจจุบันไปอีก 8 ปี และน้ำมันดิบมีปริมาณสำรองที่สำรวจแล้วพอใช้ได้ 2 ปี

 

ภาพที่ 1 แปลงสำรวจและผลิตก๊าซและน้ำมันบนฝั่ง (ที่มา กรมเชื้อเพลิงพลังงาน กระทรวงพลังงาน)

 

ภาพที่ 2 แปลงสำรวจและผลิตก๊าซและน้ำมันในอ่าวไทย (ที่มา กรมเชื้อเพลิงพลังงาน กระทรวงพลังงาน)

 

การผลิตน้ำมันดิบของไทย

ในรายงานสถิติพลังงานของประเทศไทยประจำปี 2554 ได้สรุปการผลิต นำเข้าและส่งออก ในตารางที่ 4 แสดงว่าถึงแม้ประเทศไทยจะมีการผลิตน้ำมันติดอันดับที่ 24 ของโลก แต่ประเทศไทยยังคงเป็นผู้นำเข้าน้ำมันสุทธิ

ตารางที่ 4 รายงานการผลิต นำเข้า และส่งออกน้ำมันดิบของไทย ระหว่างปี 2006 - 2010

ปี	ผลิต	นำเข้า	ส่งออก
2006	204,199	829,300	65,441
2007	213,408	804,242	52,045
2008	228,828	811,560	45,863
2009	237,941	803,361	41,066
2010	241,801	816,201	29,956

ที่มา รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2554 กระทรวงพลังงาน, Table 2.4-1Y Demand and Supply of Crude Oil and Oil Products, รวบรวมโดย กรมธุรกิจพลังงาน

หน่วย: บาร์เรลต่อวัน

 

จากตารางนี้ไทยยังคงเข้าผู้น้ำมันดิบประมาณวันละ 8 แสนบาร์เรล ปริมาณน้ำเข้าเพื่อกลั่นใช้ประเทศ และส่งออก โดยประเทศไทยส่งออกในรูปน้ำมันสำเร็จวันละ 2 แสนบาร์เรล ตามตารางที่ 3 ดังนั้นไทยจึงยังคงเป็นนำเข้าน้ำมันสุทธิประมาณ 5 แสนบาร์เรลต่อวันตามรายงานของ US EIA

ในด้านการส่งออกตามตารางที่ 5 รายงานของกระทรวงพลังงานสรุปไทยส่งในรูปน้ำมันสำเร็จรูป ได้แก่ น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา วันละ206,049 บาร์เรล ต่อวัน ในปี ค.ศ. 2010

ตารางที่ 5 รายงานการส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จ ระหว่างปี 2008 - 2010

ปี	น้ำมันเบนซิน	น้ำมันดีเซล	น้ำมันเตา	อื่นๆ	การส่งออกรวม
2008	25,406.2	65,411.2	62,283.5	25,685.4	178,786.3
2009	23,282.2	82,653.6	66,825.9	28,536.4	201,298.1
2010	23,121.9	94,867.6	55,728.4	32,331.8	206,049.7

 

ที่มา รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2554 กระทรวงพลังงาน, Table 2.3.4-2Y Export of Petroleum Products, รวบรวมโดย กรมธุรกิจพลังงาน

หน่วย: บาร์เรลต่อวัน

 

ด้านโรงกลั่นของใช้กำลังผลิตอยู่ที่ประมาณวันละ 9 แสนบาร์เรล ประมาณ 90% ของกำลังการกลั่นวันละ 1,119,500 บาร์เรล

การผลิตน้ำมันดิบของไทยมากขึ้นเป็นประมาณวันละสองแสนบาร์เรลนั้นยังไม่เพียงพอกับการบริโภคในประเทศ การผลิตนี้เป็นการช่วยให้ประเทศไทยลดดุลการค้าเท่านั้น

แต่ไม่พบสารสนเทศในสถานการณ์พลังงานรายเดือนของกระทรวงพลังงานตามข้อมูลในการอภิปรายของ มล.กรกสิวัฒน์ ที่บอกว่า “เอกสารของกระทรวงพลังงานเอง เมื่อมกราคม 2555 ระบุว่าไทยขุดเจาะปิโตรเลียมได้แล้ววันละเกือบ 9 แสนบาร์เรล หรือประมาณ 142 ล้านลิตร”

ในการผลิตน้ำมันดิบของสำนักงานนโยบายพลังงานและแผน ที่รวบรวมมาจากกรมเชื้อเพลิงพลังงาน

ตารางที่ 6 รายงานการผลิตน้ำมันดิบ ระหว่างปี 2006 - 2010

ปี	โครงการ บิ๊กออย	สิริกิตต์	จัสมิน	เบญจมาศ	อื่นๆ	รวม
2006	38,679	18,775	8,649	50,004	12,843	128,950
2007	39,215	20,511	19,267	42,132	13,438	134,563
2008	35,559	20,942	18,292	44,960	24,182	143,935
2009	33,766	21,324	13,637	29,067	56,247	154,041
2010	36,998	21,808	13,868	26,665	53,835	153,174

ที่มา รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2554 กระทรวงพลังงาน, Table 2.1.1-1Y Production of Crude Oil, รวบรวมโดย สำนักงานนโยบายพลังงานและแผน

หน่วย: บาร์เรลต่อวัน

 

ตารางที่ 6 ในปี 2008 (พ.ศ. 2551) ผลิตน้ำมันดิบ 143,935 บาร์เรลต่อวัน ในปี 2009 (พ.ศ. 2552) ผลิตได้ 154,041 บาร์เรลต่อวัน แต่ข้อมูลตามตารางที่ 4 ของกรมธุรกิจพลังงาน ปี 2008 ผลิตน้ำมันดิบ 228,828 บาร์เรลต่อวัน และปี 2009 ผลิตได้ 237,941 บาร์เรลต่อวัน เท่ากับมีความแตกต่างมากถึง 80,000 บาร์เรลต่อวัน

รายงานของสำนักงาน นโยบายพลังงานและแผน ที่รวบรวมมาจากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ในตารางที่ 6 ต่ำกว่ารายงานการผลิตน้ำมันของกรมธุรกิจพลังงาน ในตารางที่ 4 ประมาณ 40%

จึงเป็นสิ่งที่สมควรตรวจสอบเป็นอย่างยิ่ง เนื่องจากรายงานของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติควรจะเป็นรายงานจากการเก็บค่าภาคหลวง ถ้าเป็นเช่นนี้หมายความว่าหน่วยงานรัฐจัดเก็บรายได้ต่ำกว่าควรจะเป็น 40%

 

ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศ

ในรายการ “คนเคาะข่าว” กล่าวว่า ราคาน้ำมันค้าปลีกของไทยแพงที่สุดในอาเซียน โดยอ้างข้อมูลเมื่อ 12 มีนาคม 55 ราคาเบนซิน 95 ไทยขายอยู่ที่ 44.86 บาท มาเลเซีย 19 บาท อินโดนีเซีย 31.70 บาท พม่า 24 บาท ต่อมาได้มีการชุมนุมที่หน้าสโมสรกองทัพบก เรียกร้องให้มีการกำหนดราคาน้ำมันที่ ลิตรละ 19 บาทเท่ากับมาเลเซีย

ราคาน้ำมันในประเทศไทยมีภาระภาษีสูง เช่น เบนซิน 95 มีภาระภาษีต่างๆ รวม 9.95 บาทเมื่อวันที่ 12 มีนาคม และเป็น 11.95 บาท เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม เพราะเพิ่มการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันอีก 2 บาท ตารางที่ 7 แสดงต้นทุนน้ำมันค้าปลีกของวันที่ 12 มีนาคม 2555

ตารางที่ 7 ราคาขายน้ำมันประจำวันที่ 12 มีนาคม 2555

color:black">รายละเอียด	color:black">เบนซิน 95	color:black">เบนซิน 91	color:black">แก๊สโซฮอล91	color:black">แก๊สโซฮอล95 color:black">อี85	color:black">โซล่า
ราคาหน้าโรงกลั่น	26.9575	26.5244	26.4322	22.8541	27.6998
ภาษีสรรพสามิต	7.0000	7.0000	6.3000	1.0500	0.0050
ภาษีเทศบาล	0.7000	0.7000	0.6300	0.1050	0.0005
กองทุนน้ำมัน	2.0000	2.0000	0.6000	-12.6000	0.6000
กองทุนอนุรักษ์พลังงาน	0.2500	0.2500	0.2500	0.2500	0.2500
ราคาส่ง	36.9075	36.4744	34.2122	11.6591	28.5553
ภาษีมูลค่าเพิ่มราคาส่ง	2.5835	2.5532	2.3949	0.8161	1.9989
ราคาส่งรวมภาษี	39.4910	39.0276	36.6071	12.4752	30.5542
ค่าการตลาด	5.0177	2.3200	1.7504	10.7521	1.6596
ภาษีมูลค่าเพิ่ม	0.3512	0.1624	0.1225	0.7526	0.1162
ราคาค้าปลีก	44.8600	41.5100	38.4800	23.9800	32.3299

 

ที่มา สำนักงาน นโยบายพลังงานและแผน กระทรวงพลังงาน, Price Structure of Petroleum Products in Bangkok ^[5]

หน่วย: บาท

 

ราคาน้ำมันในประเทศจะอ้างอิงราคาน้ำมันสิงคโปร์ ด้วยเหตุผลว่า ราคาสิงคโปร์เป็นราคาตกลงระหว่างผู้ซื้อและผู้ขายจึงเป็นการสะท้อนกลไกตลาด

ประเทศไทยนำเข้าน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางร้อยละ 80 ดังนั้น ราคาน้ำมันดูไบสามารถใช้เทียบเคียงกับราคาน้ำมันในประเทศได้เช่นกัน โดยใช้สูตร ราคาน้ำมันดูไบ บวกค่ากลั่น ซึ่งข้อมูลจากนักวิเคราะห์หลักทรัพย์บอกว่าอยู่ที่ 6 เหรียญต่อบาร์เรล

ตารางที่ 8 ราคาน้ำมันเบนซิน วันที่ 3 พฤษภาคม 2555

น้ำมันเบนซิน 95	ราคา (บาท/ลิตร)
ราคาน้ำมันสิงคโปร์(1)	25.0862
ราคาน้ำมันหน้าโรงกลั่นไทย(2)	26.7053
ราคาน้ำดิบดูไบ + ค่ากลั่น (3)	color:black">22.201 color:black">4

หมายเหตุ (1) ข้อมูลของโรงกลั่นไทยออยด์ ^[6] ราคาเบนซินในตลาดจรสิงคโปร์ 130.35 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยน 30.60 บาทต่อเหรียญสหรัฐ
(2) ข้อมูลของสำนักงาน นโยบายพลังงานและแผน กระทรวงพลังงาน
(3) ข้อมูลของโรงกลั่นไทยออยด์ ราคาน้ำมันดิบดูไบ 115.36 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ค่ากลั่น 6 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยน 30.60 บาทต่อเหรียญสหรัฐ

 

ข้อมูลตามตารางที่ 8 พบว่า ราคาน้ำมันหน้าโรงกลั่นไทยแพงกว่าน้ำมันสิงคโปร์ลิตรละ 1.6 บาท และแพงกว่าสูตรราคาน้ำมันดูไบ บวกค่ากลั่นลิตรละ 4.50 บาท และเข้าใจได้ว่าทำไมพม่าสามารถขายน้ำมันลิตรละ 24 บาทที่ต่ำกว่าราคาน้ำมันในสิงคโปร์ ทั้งที่พม่านำเข้าน้ำมันเพียงวันละ 16,000 บาร์เรล

สิ่งที่น่าสนใจคือ ราคาน้ำมันมาเลเซียที่ลิตรละ 19 บาท ราคานี้ควรจะเกิดจากรัฐบาลมาเลเซียไม่ได้เก็บภาษีจากน้ำมันเหมือนประเทศไทย เนื่องจากรัฐบาลมาเลเซียและเปโตรนัส มาเลเซียไม่ได้กังวลกับการแพร่กระจายของน้ำมัน ถ้ามีการอุดหนุนจากรัฐ หรือภาระกับเปโตรนัสแล้ว น่ามีการปรับราคาหรือสกัดจับ แต่พบว่าประเทศเพื่อนบ้าน เช่น สิงคโปร์เป็นฝ่ายกระตือรือร้นต่อการสกัดกั้นการเติมน้ำมันจากมาเลเซีย จากข่าวตำรวจสิงคโปร์ต้องค่อยวัดระดับน้ำมันขาออกและขาเข้าเพื่อตรวจการลักลอบนำเข้าน้ำมัน

ในราคาขายปลีกน้ำมันมาเลเซีย ถ้าหักค่าการตลาดและภาษีมูลค่าออก 3 บาท เท่ากับราคาโรงกลั่นมาเลเซียควรอยู่ที่ 16 บาท ดังนั้น ราคาหน้าโรงกลั่นไทยแพงกว่ามาเลเซีย ไม่น้อยกว่า 10 บาท จากราคานี้สามารถประเมินได้ว่ามาเลเซียส่งออกด้วยราคา 84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล

ราคาน้ำมันขายปลีกในประเทศไม่มีเหตุผลในกำหนดราคาสูงกว่าตลาดสิงคโปร์ เนื่องจากโรงกลั่นเหล่านี้ส่งออกในราคาต่ำกว่าตลาดสิงคโปร์ไปยังเพื่อนบ้าน ดังนั้น ควรจะพิจารณาใช้ราคาอ้างอิงจากต้นทุนจริง

ถ้าเป็นได้คือเพิ่มการนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เช่น มาเลเซีย ที่มีราคาต่ำกว่าน้ำมันดูไบมากขึ้น ที่ทำให้ต้นทุนราคาน้ำมันลดลง เช่น นำเข้าเป็นร้อยละ 50 จะทำให้ราคาต้นทุนอยู่ที่ประมาณลิตรละ 19 บาท ภาระของผู้บริโภคจะลดลงประมาณลิตรละ 8 บาท

สำหรับข้อเสนอให้ตรึงราคาน้ำมันขายปลีกที่ลิตรละ 19 บาทเท่ากับมาเลเซียจะเป็นข้อเสนอที่ไม่คำนึงถึงภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมันที่นำมาใช้ประโยชน์ในด้านอื่น จึงเป็นข้อเสนอที่ไม่สอดคล้องสภาวะการคลังของประเทศ

 

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
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

ตารางที่ 10 ต้นทุนการผลิตแอลพีจี ปี 2554

color:black">แหล่ง	color:black">ปริมาณ (1) color:black"> (พันตัน)	color:black">ต้นทุน (2) color:black"> (บาทต่อกิโลกรัม)	color:black">ราคาอ้างอิง (3) (เหรียญสหรัฐ/ตัน)	color:black">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

color:black">ประเภทภาษี	color:black">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

color:black">ประเภทก๊าซ แอลพีจี	color:black">ราคาหน้า โรงกลั่น	color:black">ภาษีสรรพสามิต	color:black">ภาษีเทศบาล	color:black">กองทุนน้ำมัน(1)	color:black">กองทุนน้ำมัน(2)	color:black">ค่าการ ตลาด	color:black">ภาษี มูลค่าเพิ่ม	color:black">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

ตารางที่ 13 การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของ ปตท.

กลุ่มลูกค้า	2549		2550		2551
	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
ลูกค้าอุตสาหกรรม	285	9.24	351	10.70	421	12.20
โรงแยกก๊าซธรรมชาติ 2	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)

color:black">ปี	color:black">ผลผลิตก๊าซธรรมชาติ (1) color:black">(ล้าน ลบ.ฟุต)	color:black">มูลค่า (1) color:black">(ล้านบาท)	color:black">ราคาเฉลี่ย (2) (บาทต่อล้าน ลบ.ฟุต)
1986 - 1990	color:black">1,232,100.09	color:black">68,848.31	color:black">   55,878.83
1991 - 2000	color:black">4,549,035.45	color:black">311,585.39	color:black">   68,494.83
2001 - 2005	color:black">3,598,614.69	color:black">412,836.01	color:black"> 114,720.81
2006	810,371.58	112,794.10	color:black"> 139,188.12
2007	871,230.36	125,770.49	color:black"> 144,359.63
2008	916,739.43	148,803.26	color:black"> 162,317.94
2009	861,875.70	146,129.48	color:black"> 169,548.21
2010	939,517.47	163,623.32	color:black"> 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

 

ข้อมูลพื้นฐานนักลงทุน

รายได้	color:black">สัดส่วนต่อรายได้
หน่วยธุรกิจน้ำมันและธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ	74%
หน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ	16%
ปตท.สผ.	6%
อื่นๆ	4%
กำไรขั้นต้น	color:black">สัดส่วนต่อกำไรเบื้องต้น
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)

color:black">ปี	color:black">ก๊าซธรรมชาติ (1) color:black">(ล้านบาท)	color:black">น้ำมันดิบ (2) color:black">(ล้านบาท)	color:black">คอนเดนเสท (3) color:black">(ล้านบาท)	color:black">รวม color:black">(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

color:black">ปี	color:black">ผลผลิตก๊าซธรรมชาติ color:black">(ล้าน ลบ.ฟุต)	color:black">มูลค่า color:black">(ล้านบาท)	color:black">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

color:black">ปี	color:black">ผลผลิตคอนเดนเสท (พันบาร์เรล)	color:black">ผลผลิตเฉลี่ย ต่อวัน (บาร์เรล)	color:black">มูลค่า (ล้านบาท)	color:black">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

color:black">ปี	color:black">ผลผลิตน้ำมันดิบ (พันบาร์เรล)	color:black">ผลผลิตเฉลี่ย ต่อวัน (บาร์เรล)	color:black">มูลค่า color:black">(ล้านบาท)	color:black">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

1. ASTV ผู้จัดการออนไลน์, ผู้เชี่ยวชาญชำแหละโจรปล้นพลังงาน ชี้ชัดไทยส่งออกรายใหญ่แต่คนในชาติกลับจ่ายแพงสุด, 5 เมษายน 2555 (http://www.manager.co.th/Politics/ViewNews.aspx?NewsID=9550000042947)
2. US Energy Information Administration, Country Analysis Brief / Thailand (http://205.254.135.7/countries/country-data.cfm?fips=TH&trk=p1#pet)
3. ปตท., การจัดหาก๊าซ (http://www.pttplc.com/th/about-ptt-business-operations-gas-unit-natural-gas-procurement.aspx)
4. กระทรวงพลังงาน, Energy Statistics of THAILAND 2011 (รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2554), (http://www.eppo.go.th/info/cd-2011/index.html)
5. iwebgas.com, รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมัน (http://www.iwebgas.com/oil/oil.html)
6. สำนักงานนโยบายพลังงานและแผน กระทรวงพลังงาน, Price Structure of Petroleum Products in Bangkok (http://www.eppo.go.th/petro/price/index.html)
7. The Alternative Fuels and Advanced Vehicles Data Center, U.S. Department of Energy, Alternative Fuel Price Report (http://www.afdc.energy.gov/afdc/price_report.html)
8. เดลินิวส์, “ปมปริศนา ขึ้นราคาก๊าซ LPG – NGV โปรงใส่ หรือ มีเลศนัย”, 28 มกราคม 2555
9. ปตท., การจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (http://www.pttplc.com/th/about-ptt-business-operations-gas-unit-natural-gas-distribute.aspx)
10. ปตท., ข้อมูลนักลงทุน/ข้อมูลทางการเงิน/งบการเงิน (http://ptt-th.listedcompany.com/financials.html)
11. กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, รายงานประจำปี 2553 (http://www.dmf.go.th/index.php?act=service&sec=annualReport)
12. ปตท., ข้อมูลนักลงทุน/ข้อมูลสำหรับผู้ถือหุ้นสามัญ/ข้อมูลพื้นฐานนักลงทุน (http://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 (http://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 (http://www.dmf.go.th/index.php?act=service&sec=annualReport)
15. กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, รายงานประจำปี 2553, หน้า 70

สารสนเทศเพิ่มเติม

• กรมเชื้อเพลิงพลังงาน, รายงานประจำปี 2553 (http://www.dmf.go.th/index.php?act=service&sec=annualReport)
• ปตท., ข้อมูลนักลงทุน/ข้อมูลทางการเงิน/งบการเงิน (http://ptt-th.listedcompany.com/financials.html)
• กระทรวงพลังงาน, Energy Statistics of THAILAND 2011 (รายงานสถิติพลังงานของประเทศไทย 2554), (http://www.eppo.go.th/info/cd-2011/index.html)