Natural Gas Industry Structure Myanmar Gas Pipeline Power Plant Imported LNG Pipeline NGV/CNG Gulf Gas GSP Industry - 1 - 1

ก๊าซธรรมชาติ (NG) กำหนดให้การซื้อขายก๊าซแบ่งเป็น 2 ลักษณะ คือ สัญญาที่มีความแน่นอน (Firm) เป็นสัญญาซื้อขายก๊าซที่มีการตกลงปริมาณซื้อขายก๊าซที่ชัดเจน โดยผู้ใช้ก๊าซของสัญญาประเภทนี้ไม่สามารถเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นได้โดยง่าย สัญญาที่ไม่แน่นอน (Non-Firm) เป็นสัญญาซื้อขายก๊าซที่ปริมาณการซื้อขายก๊าซสามารถเปลี่ยนแปลงได้โดยผู้ใช้ก๊าซของสัญญาประเภทนี้มีทางเลือกในการใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซได้ การกำหนดราคาก๊าซสำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซที่ไม่มีความแน่นอน ให้ใช้หลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน

โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (ตามมติ ครม. 1 มีนาคม 2554) สำหรับสัญญาที่มีความแน่นอน (Firm) ใช้สูตรการคำนวณดังต่อไปนี้ P = WH + S + T โดย P หมายถึง ราคาก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู WH หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซที่ส่งเข้าระบบส่งก๊าซ มีหน่วยเป็น บาทต่อล้านบีทียู S หมายถึง อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ T หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู

การคำนวณราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ (WH) Gulf Gas Pool Gas กฟผ. ยูโนแคล Gulf Gas บงกช IPP ก๊าซพม่า ทานตะวัน เบญจมาศ SPP LNG ไพลิน JDA นำเข้า (อื่น) NGV อื่นๆ โรงแยกก๊าซ

Pool Gas (Oct-2014) Pool Gas 287.05 ฿/MMbtu Gulf Gas Myanmar Gas LNG Pool Gas is the weighted average wellhead price of the Thai gulf, Myanmar and imported LNG. Myanmar gas is the weighted average price of natural gas from Myanmar. At present there are 3 fields – Yadana, Yetagun and Zawtika. Gulf Gas is the weighted average price of natural gas from each field in the Thai Gulf e.g. Unocal, Bongkot, Chevron, Pailin, Arthit and JDA. Pool Gas 287.05 ฿/MMbtu LNG Myanmar Gas Gulf Gas Prices (฿/MMbtu) Yadana 378.09 Yetagun Zawtika AVG Prices (฿/MMbtu) Unocal 1,2,3 227.30 Bongkot 236.46 Chevron 183.89 Pailin 265.39 JDA-A18 229.45 JDA-B17 249.07 Arthit 252.11 Arthit North 296.29 AVG 241.42* Average price of imported LNG plus LNG terminal tariff. Prices (฿/MMbtu) LNG 457.99 *ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก

สูตรราคาก๊าซปากหลุม ราคาซื้อก๊าซ = ราคาเริ่มต้น * สูตรปรับราคาก๊าซฯ * ราคาซื้อก๊าซ = ราคาเริ่มต้น * สูตรปรับราคาก๊าซฯ FO OM * For Example Initial Base Price PPI Constant Exchange Rate (Baht/US$) Fuel Oil Price (US$/BBL) สูตรปรับ ราคาก๊าซ (from Factor which referrence USD => FO/O&M/Constant) (Medium FO 180 CST 2%/3.5% From Platts’ Oilgram Price Report) Producer Price Index (in Thailand) O & M Price Index In USA (for Thailand use PPI but Myanmar use Consumer Price Index (CPI) of USA) (Oil Gas & Machinery Price Index ) * Constant เพื่อไม่ให้ราคาขายสูงเกินไป

ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซ (Wellhead Price) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ ที่คำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้จัดหาก๊าซฯ รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังต่อไปนี้ Gulf Gas : เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซ ประกอบด้วยก๊าซ จากอ่าวไทย Pool Gas : เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต ทั้งนี้ ในส่วนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน

อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ประกอบด้วย S1 คือ ค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ S2 คือ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ และการส่งก๊าซฯ ให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ผู้จัดหาก๊าซฯ และผู้ผลิตก๊าซฯ และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซฯ และผู้ใช้ก๊าซฯ รวมถึงความเสี่ยงอื่น ๆ ปัจจุบันคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) อยู่ระหว่างการศึกษาค่า S ดังนั้น จึงใช้ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ (M) แทน โดยกำหนดตามประเภทผู้ใช้ก๊าซ โดยคิดเป็นอัตราร้อยละของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ ดังนี้ กฟผ. ร้อยละ 1.75 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ แต่ไม่สูงกว่า 2.1525 บาท/ล้านบีทียู ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ อัตราร้อยละ 1.75 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ แต่ไม่สูงกว่า 2.1525 บาท/ล้านบีทียู ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก อัตราร้อยละ 9.33 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ แต่ไม่สูงกว่า 11.4759 บาท/ล้านบีทียู

อัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ (T) แบ่งเป็น 2 ประเภท คือ - ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Td) ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) โดยแยกอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บจากผู้ซื้อก๊าซ เป็น 5 พื้นที่ (Zone) โดยคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ ดังนี้ MYANMAR MALAYSIA THAILAND YADANA BONGKOT PLATONG KHANOM RAYONG BANGPAKONG TALUANG KANGKOI NAMPONG CAMBODIA WANGNOI TAB SAKAE YETAGUN BENJAMAS TANTAWAN PAILIN JDA NATUNA ERP2 SURAT THANI ESB ERP MABKHA 36”, 350 KM 20”, 210 KM BAAN ITONG SBK NBK ALTERNATIVE PIPELINE NATURAL GAS DEMAND LOCATION NATURAL GAS FIELDS EXISTING PIPELINE NEW PIPELINE (MASTER PLAN 3) EGAT POWER PLANTS TRANS THAI-MALAYSIA PIPELINE N Ratchaburi Zone 3 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่ง Zone 1 ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ระยอง Zone 2 ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ขนอม JANA Zone 5 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งน้ำพอง Zone 4 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่จะนะ

หลักเกณฑ์การคำนวณค่าบริการส่งก๊าซในส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) มีดังนี้ 1 ค่าใช้จ่ายการลงทุนในระบบท่อส่งก๊าซฯ ประกอบด้วยค่าลงทุนในระบบท่อส่งก๊าซปัจจุบันที่ได้ เริ่มดำเนินการแล้ว และค่าลงทุนในระบบท่อส่งก๊าซในอนาคตตามแผนการลงทุน โดยนำมาคำนวณเป็นค่าเฉลี่ยการลงทุนให้เท่ากันทุกปีตลอดอายุโครงการ (Levelization) 2 ในกรณีที่มีการปรับแผนการลงทุน จะมีการดำเนินการปรับค่าบริการ โดยรวมค่าใช้จ่ายในระบบท่อส่งก๊าซใหม่ และระบบท่อส่งก๊าซเก่าเข้าด้วยกัน (Roll-in Adjustment) 3 ในการปรับค่าใช้จ่ายการลงทุนเพิ่มเติม หรือการปรับแผนการลงทุนใหม่ตามข้อ2 เพื่อมิให้ภาระจากการลงทุนมีผลกระทบให้อัตราค่าบริการส่งก๊าซ ปรับสูงขึ้นจากเดิมในระดับสูงในทันที ให้ สนพ. มีอำนาจกำหนดเส้นทางของอัตราค่าบริการ (Price Path) 4 สูตรการคำนวณใช้ Financial Model โดยสมมติค่าผ่านท่อ (Td) เพื่อคำนวณให้ NPV ของกระแสเงินสดสุทธิมีค่าเท่ากับ 0 ที่ IRROEตามที่กำหนดในคู่มือการคำนวณฯ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายต่างๆ ตามหลักเกณฑ์และข้อกำหนดในคู่มือการคำนวณฯ กระแสเงินสดสุทธิ= (รายได้+เงินกู้)-(เงินลงทุน+ค่าใช้จ่าย O&M+ดอกเบี้ย+ Loan Repayment+ภาษีเงินได้)

ข้อกำหนดในการคำนวณ Td ระบบปัจจุบัน ระบบท่อใหม่ตามแผนแม่บทฯ ฉบับที่ 3, ท่อส่งก๊าซไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ, ระบบท่อเชื่อมจากแหล่งภูฮ่อมมายังระบบท่อน้ำพอง และระบบท่อที่ขยายอายุใช้งานออกไป ประกาศ กพช. 1/2544 มติ กพช. 18 ต.ค.2550 1. อัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ คงที่ต่อหน่วยตลอดโครงการ (Levelized) สนพ. มีอำนาจกำหนด Price Path 2. ผลตอบแทนการลงทุนส่วนของทุน 18% 16% 12.5% 3. อัตราส่วนหนี้สินต่อทุน 75:25 55:45 4. อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ 10.5% 7.5% 5. อายุโครงการ (ปี) 25 40 6. ระยะเวลาคืนเงินกู้ (ปี) 9-12 12 7. ความเสี่ยงอัตราแลกเปลี่ยน ผู้ให้บริการรับความเสี่ยงอัตราแลกเปลี่ยน 25 บาท/USD ณ เวลาที่ก่อสร้าง 8. ค่าใช้จ่ายดำเนินการและ ค่าบำรุงรักษาระบบ (O&M) คงที่ 3%ของเงินลงทุน ตลอดโครงการ 9. ค่าใช้จ่ายตรวจสอบสภาพ/ทำความสะอาด ทุก 3 ปี (เริ่มปีที่ 6) 10. การประเมินมูลค่าสินทรัพย์, O&M และระยะเวลา ขยายการใช้งานของระบบท่อปัจจุบันที่จะหมดอายุ ปตท. เสนอตามมาตรฐานสากล โดยความเห็นชอบของ สนพ. 11. ทบทวนอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ทุก 5 ปี หรือมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ ให้ผู้ให้บริการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ตามหลักเกณฑ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดยอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯในปัจจุบันจะมีผลใช้บังคับในช่วงปี 2544-2550 และอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯใหม่จะมีผลใช้บังคับตั้งแต่ ปี 2551 เป็นต้นไป

วิธีการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ส่วนต้นทุนคงที่ โครงการก่อนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฉบับที่ 3 โครงการตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฉบับที่ 3 Financial Model เงินกู้ =75% ของเงินลงทุน ดอกเบี้ย = 10.5% IRROE = 18% หาค่าผ่านท่อที่ทำให้ IRROE = 18% Financial Model เงินกู้ =55% ของเงินลงทุน ดอกเบี้ย = 7.5% IRROE = 12.5% หาค่าผ่านท่อที่ทำให้ IRROE = 12.5% นำกระแสเงินสดสุทธิของโครงการปัจจุบัน และโครงการใหม่มาบวกกัน เพื่อหา IRROE เฉลี่ย และนำ IRROE เฉลี่ยไปใช้ในการหาค่าผ่านท่อ Roll-in Roll-in โครงการปัจจุบัน และโครงการใหม่ Financial Model เงินกู้ = 75% ของเงินลงทุนโครงการปัจจุบัน = 55% ของเงินลงทุนโครงการใหม่ ดอกเบี้ย = 10.5% สำหรับโครงการปัจจุบัน = 7.5% สำหรับโครงการใหม่ IRROE = IRROEเฉลี่ย หาค่าผ่านท่อที่ทำให้ IRROE = IRROEเฉลี่ย

โดยมีสูตรการคำนวณที่กำหนด ดังนี้ อัตราค่าบริการ ส่วนต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการส่วนผันแปรของระบบท่อส่งก๊าซฯ การคิดค่าบริการในส่วนนี้คิดตามปริมาณก๊าซฯที่มีการรับส่งจริง โดยคิดค่าบริการมีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู โดยมีสูตรการคำนวณที่กำหนด ดังนี้ Tct = อัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ส่วนต้นทุนผันแปรปีปัจจุบัน (บาทต่อล้านบีทียู) Tct-1 = อัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ส่วนต้นทุนผันแปรปีก่อนหน้า (บาทต่อล้านบีทียู) CPI = ดัชนีเงินเฟ้อที่วัดจากดัชนีราคาผู้บริโภคเฉลี่ย WP = ราคาซื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจริง (บาทต่อล้านบีทียู) X = ดัชนีแสดงประสิทธิภาพ = 2% ต่อปี 13

สรุปโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ (แยกตามประเภทผู้ใช้) กำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจำแนกตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้ดังนี้ Pโรงแยกก๊าซฯ = Gulf Gas + S + TdZone 1 + Tc Pกฟผ. = Pool Gas + S + TdZone 1+3 + Tc Pขนอม = Pool Gas + S + TdZone 2 + Tc Pจะนะ = Pool Gas + S + TariffTTM + TdZone 4 + Tc Pน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน ) + S + TdZone 5 + Tc PIPP = Pool Gas + S + TdZone 1+3 + Tc PSPP = Pool Gas + S + TdZone 1+3 + Tc