ดอกเบี้ยขึ้น น้ํามันแพง ......middle east asia pacific...

(1)

08c0a2

ดอกเบี้ยขึ้น น้ํามันแพง เศรษฐกิจไทยออนแรงจริงหรือธนาคารแหงประเทศไทย สํานักงานภาคตะวันออกเฉียงเหนือ

โดยประเสริฐ บญุสัมพันธ

กรรมการผูจัดการใหญ บริษัท ปตท.จํากัด (มหาชน)

8 กันยายน 2549

2

AGENDAAGENDA

สถานการณพลงังานโลก

กลยุทธและแผนปฏิบัติการดานพลังงานของประเทศ

สถานการณพลงังานในประเทศไทย

3

AGENDAAGENDA




4

The World Energy Structure Has Changed..The World Energy Structure Has Changed..

World Primary Energy Consumption Patterns

More Gas, Less Oil

Source : EIA International Energy Outlook 2005

Oil37.8%

Natural Gas25.1%

Nuclear5.3%

Coal24.2%

Hydro and OthersRenewables

7.6%

2025

Oil46.0%

Natural Gas18.9%

Nuclear2.7%

Coal25.0%


7.4%

1980

Total 144 Million BOE/Day

Total 322 Million BOE/DayOil

38.7%

Natural Gas23.0%

Nuclear6.3%

Coal24.3%


7.8%

2005

Total 220 Million BOE/Day

5

Middle East61.7%

World Proved Oil Reserves (as of 2005)

Source : BP Statistical Review of World Energy June 2006

59595959

114114114114

103 103 103 103

743743743743

40 40 40 40

141141141141

Europe & Eurasia11.7%S.&Cent. America

8.5%

N. America 5.1%Asia Pacific

3.6%

Africa9.4%

TOTAL Reserves 1,200 Thousand million barrels

& EURASIA& EURASIA& EURASIA& EURASIA PACIFICPACIFICPACIFICPACIFIC

• ปริมาณสํารองน้ํามันประมาณ 2/3 ของโลกกระจุกตัวอยูแถบตะวันออกกลาง• จากปริมาณสํารองและอัตราความตองการใชในปจจุบัน จะทําใหมีน้ํามันใชไปไดอีก 40 ป

6

World Oil Consumption vs Production

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1993 1995 1997 1999 2001 2003 20050

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

Consumption ProductionMMBBL/Day MMBBL/Day

USA

Rest of America

Europe & EurasiaAfricaMiddle East

Asia Pacific

USARest of America

Europe & EurasiaAfrica

Middle East

Asia Pacific

25%

11%

25%

3%7%

29%

8%

17%

22%

12%

31%

10%

� สหรัฐอเมริกามีความตองการใชน้ํามันสูงถึง 25%ของโลก ในขณะที่ผลิตได 8% ตองนําเขาสวนใหญจากอเมริกาใตและตะวันออกกลาง

� เอเชียแปซิฟกมีความตองการใช 29% ผลิตไดเพียง 10% ตองนําเขาจากตะวันออกกลาง

Source : BP Statistical Review of World Energy June 2006

7

0.6

1.2

0.4

1.5

0.7

0.9

1.4

2.8

1.1

0

10

20

30

40

50

60

70

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 20060

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Demand Growth Dubai

Demand Growth VS PricesDemand Growth VS Prices

US$/bbl (Money of the Day)Million Barrel per Day

Source: BP 2006

• ความตองการใชน้ํามันของโลกสูงขึ้นมากตั้งแตป 2003 และสูงสุดในป 2004• ความตองการใชในป 2005 และ 2006 ลดลง แตยังคงอยูในระดับสูงเนื่องจากเศรษฐกิจโลกยังเติบโตตอเนื่อง

8

OPEC Spare Capacityand Oil Price

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

10

20

30

40

50

60

70

80Spare CapacityBrent Price ($/bbl)

Spare CapacityMillion b/d

Brent Price$/bbl

9

กําลังการกลั่นของโลกกําลังการกลั่นของโลก

0000

10,00010,00010,00010,000

20,00020,00020,00020,000

30,00030,00030,00030,000

40,00040,00040,00040,000

50,00050,00050,00050,000

60,00060,00060,00060,000

70,00070,00070,00070,000

80,00080,00080,00080,000

90,00090,00090,00090,000

2001200120012001 2002200220022002 2003200320032003 2004200420042004 2005200520052005

Asia-PacificAsia-PacificAsia-PacificAsia-Pacific

AfricaAfricaAfricaAfrica

Middle EastMiddle EastMiddle EastMiddle East

Europe &Europe &Europe &Europe &EurasiaEurasiaEurasiaEurasia

S. & C.S. & C.S. & C.S. & C.AmericaAmericaAmericaAmerica

North AmericaNorth AmericaNorth AmericaNorth America

DemandDemandDemandDemand

Source : Pervin & Gertz, Oil & Gas Journal, and Goldman Sachs Commodity Research

: BP Statistical Review of World Energy, 2004

- Assume there is no additional refining capacity after 2007.Refining Capacity Oil Demand

0

5

10

15

20

25

30

1996 2000 2003 2007 2012

MBBL/dayActual Projection

Oil Demand & Supply in Asia Pacific will be balanced in 2007

Source: BP Statistic Review of World Energy, June 2004

Asia Pacific Refinery Demand/Supply Balance

กําลังการผลติของโรงกลั่นมีจํากัด ขณะที่ความตองการใชเพิ่มขึ้นอยางตอเนื่อง

World Refinery Capacities

Demand/Supply Balance

10

SUPPLY DISRUPTION FEAR

POLITICAL HOT SPOT CONCERNING OIL 2006

Source : Jahanness Benigi, PVM Vienna Reseach Centre, 9 May 2006

จากอุปสงคและอุปทานที่ใกลเคียงกัน ทําใหเมือ่เกิดเหตุการณกระทบตอความสามารถในการผลิต จะทําใหราคาน้ํามันปรับตัวสูงขึ้นทันที

11

Speculators Activities on NYMEX

Source: Th

e Co

mmodity Futures Trading

Com

mission

(CF

TC)

-80

-60

-40

-200

20

40

60

80

100

120

07-Jan-03

04-Feb-03

04-Mar-03

01-Apr-03

29-Apr-03

27-May-03

24-Jun-03

22-Jul-03

19-Aug-03

16-Sep-03

14-Oct-03

11-Nov-03

12-Dec-03

13-Jan-04

10-Feb-04

09-Mar-04

06-Apr-04

04-May-04

01-Jun-04

29-Jun-04

27-Jul-04

24-Aug-04

21-Sep-04

19-Oct-04

16-Nov-04

04-Jan-05

02-Feb-04

01-Mar-05

29-Mar-05

26-Arp-05

24-May-05

21-Jun-05

19-Jul-05

16-Aug-05

13-Sep-05

11-Oct-05

15-Nov-05

13-Dec-05

10-Jan-06

07-Feb-06

07-Mar-06

04-Apr-06

02-May-06

30-May-06

27-Jun-06

25-Jul-06

22-Aug-06

010

20

30

40

50

60

70

80

Net

Non-C

om

merc

ial (S

pecula

tors

)W

TI

Million Barrels of Crude Oil

$/bb

l

Net

bu

y (l

on

g)

po

siti

on

Net

sel

l (sh

ort

) p

osi

tio

n

นอกจากปจจัยพื้นฐานที่ทําใหราคาน้ํามันปรับตัวสูงขึ้นแลว การเขาซื้อเพื่อเก็งกําไร

ของกลุม Hedge Fund ยังเปนอีกปจจัยหนึ่งที่มีผลตอการเปลี่ยนแปลงราคาน้ํามันดวย

12Sources : IEA, “Resources to Reserves”,2005

Alreadyproduced

OPECMIDDLE EAST

Otherconv.oil

Deep Water

Arctic

Super Deep

EORHeavy OilBitumen

Oilshales

Include CO2 mitigation costs(to make CO2 neutral compared to conventional)

80

70

60

50

40

30

20

10

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Available oil in billion barrels

Economic price 2004 (USD)

Higher Prices Should Make Some Of the “Next Generation” of Non-OPEC Supply Economic

Incremental Reserves will be developed around Brent $46/bbl (Dubai $40/bbl)Thus Dubai crude oil prices should stay above $40/bbl in real term

Availability of Oil Resources As A Function Of Economic Price

13

Dubai Crude Outlook 2006 - 2007Dubai Crude Outlook 2006 - 2007

33.8

59.0

36.036.0

33.3

29.4

49.252.6

55.2

47.9

41.2

62.660.0

67.564.8

57.961.0 61.0

59.0 60.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

55.0

60.0

65.0

70.0

1st Qtr 2nd Qtr 3rd Qtr 4th Qtr Yearly Avg.

2006 $/bbl

2004 2005 2006 2007

•World Demand 2007: EIA +1.8, IEA +1.6, PEL +1.4, PFC +1.3:, OPEC +1.3, Avg. 1.48 mmbd.•World Supply 2007: EIA +1.4, IEA +2.0, PEL +1.5, PFC +1.8:, OPEC 2.0, Avg. 1.74 mmbd

14

Dubai Crude 2006 - 2016

Base

Low

High

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1995 1999 2003 2007 2011 2015

Money

of th

e Day

$/b

bl

+0.8-1.0 mmbd p.a.

-0.1-0.2 mmbd p.a.

+0.6-0.8 mmbd p.a.

+2.4% p.a.-0.6% p.a.+2.2% p.a.OPEC Supply

+0.8-1.0 mmbd p.a.

+0.9-1.1mmbd p.a.

+0.7-0.9 mmbd p.a.

+1.8% p.a.+2.0%p.a.+1.5%p.a.Non OPEC Supply

+1.7-2.0 mmbd p.a.

+0.8-1.0 mmbd p.a.

+1.2-1.4 mmbd p.a.

+2.0% p.a.+1.0% p.a.+1.4% p.a.Oil Demand

4.6% p.a.3.0% p.a.3.8% p.a.World GDP

HIGHLOWBASESCENARIOBALANCE

2007 – 2011 : Avg. $56.3/bbl2007 – 2016 : Avg. $54.5/bbl

Remark : Inflation Rate = 2%

Source : PEL

15Source : Fereidun Fesharaki, Chairman, FACTS Global Energy

-2.0

-1.0

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

Hydroskim m ing Cracking

* Actual up to 2005 (nominal prices), 2005$ thereafter; Cracking yield is based on RCC.

Past and Projected Gross Refin ing Margins for Dubai , S ingapore Market (US$/b)*

Past and Projected Gross Refining Margins for Dubai,Singapore Market (US$/b)

16

��

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

ม.ค. เม.ย. ก.ค. ต.ค. ม.ค. เม.ย. ก.ค.

./0123.4567892:.6;<= (HSD)

./0123.4AB (DUBAI)

./0123.6B.7A.E;FG1;HIก3K= ( ULG 95)

(1 �.�. 48 - 7 ก.�. 49)

63.9168.73

�!�"�#�!��$%/��'��

44.43 47.55

34.17

83.74

72.29 (18 ก.Q.49)

90.65 (4 S.Q.49)89.79 (17 ก.Q.49)

ราคาน้ํามันดิบและราคาน้ํามันสําเร็จรูปในตลาดโลก(1 ม.ค.49 – 7 ก.ย.49)

17

-2.000.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.0018.0020.0022.0024.0026.0028.0030.00

ราคาหนาโรงกลั่น ภาษี/กองทุน คาการตลาด

บาท/ลิตร

HSDULRULG

0.0600 (0.2%)

20.4144 (71.0%) 19.9367 (71.3%) 21.2369 (80.0%)

8.4756 (29.4%) 8.2233 (29.4%) 5.2631 (19.8%)

-0.1200 (-0.4%) -0.1900 (-0.7%)

28.77 27.97

โครงสรางราคาน้ํามันเชื้อเพลิงไตรมาส 2 ป 2549

28.77 27.97 26.56

18

0

10

20

30

40

50

60

70

80

ประเทศ

เบนซิน

ดีเซล

0

10

20

30

40

50

60

70

[บาท/ลติร]

ประเทศ

ลาว ไทยสิงคโปร

เวียดนาม

กัมพชูา

มาเลเซีย

ฮองกง

ฝรั่งเศสเยอรมันอังกฤษ

อเมริกา

อังกฤษ

เยอรมัน ฝรั่งเศส

ฮองกงสิงคโปร

อเมริกา กัมพชูา ลาว ไทยเวียดนาม มาเลเซีย

ขอมูล ณ วันที่ 30 มิ.ย.49

ราคาขายปลีกน้ํามันของประเทศตางๆ

บาท/ ลิตร

บาท/ ลิตร

19

AGENDAAGENDA




20

0

500

1000

1500

2000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 E

ความตองการพลังงานขั้นตนเชิงพาณิชย (จําแนกตามประเภท)

ที่มา : สนพ.

หนวย : พันบารเรล/วัน เทียบเทาน้ํามันดิบ

น้ํามัน

กาซธรรมชาติ

ถานหิน/ลิกไนตพลังน้ํา/ไฟฟา

55% 49%

30%

34%12%

15%3%

2%1,260

1,725

CAGR 5%

0

500

1000

1500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 E

หนวย : พันบารเรล/วัน เทียบเทาน้ํามันดิบ

CAGR 5%

~1.1 เทา ของ GDP

38%

34%

22%

6%

955

ภาคขนสง

ภาคอุตสาหกรรม

ภาคที่อยูอาศัย

ภาคเกษตรกรรม

37%

36%

21%

6%

1,300

ความตองการพลังงานขั้นสุดทาย (จําแนกตามสาขาเศรษฐกิจ)

ที่มา : พพ./สนพ./ปตท.

ความตองการพลังงานของไทย

� ปจจุบันความตองการพลังงานอยูที่ระดับ ~1.7 ลานบารเรล/วัน เทียบเทาน้ํามันดิบ � ความตองการพลังงานขยายตวัเฉลี่ย ~5%/ป (ป 2000-2006) หรอื ~1.1 เทาของการขยายตัวของ GDP

� ความตองการพลังงานสวนใหญเปนน้ํามันและกาซธรรมชาติมากกวา 80% � การใชพลังงานสวนใหญอยูในภาคขนสงและอตุสาหกรรมการผลิตมากกวา 70%

21

ความตองการใชพลังงานในอนาคตความตองการใชพลังงานในอนาคต

2005 2010 2015 2020 0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0

10

20

30

40

50

60

70

3,650 KBD

1,945 KBD

Oil

Natural Gas

Lignite/Coal

Hydro/Power

Renewable

32%32%38%38%

38%38%

31%31%

17%

12%

4%4%

2%2%

14%14%

12%12%

Gas Reducing Net Import Value

Dubai : USD/bblBillion Baht

Crude

Petroleum Products

Dubai

Energy Demand Continues to Grow

2,520 KBD

36%36%

36%36%

13%13%

1%1%

14%

GAGR 5%

GAGR 3%

1998 2000 2002 2004 2006E 2010F 2020F @ Crude 50 $/bbl

Reduce Net Import Value2010 : 30,000 Million Baht

2020 : 85,000 Million Baht

Oil Import Value

3,000 MMscfd

7,350 MMscfd

LineBar

Source: STS 2006 More Gas, Less Oil

22

Energy Consumption Vs GDP

Source: NESDB, IEA, Phatra Calculation

Energy Consumption Petroleum Consumption

Thailand Energy Use is Less Efficiency

23

Thailand: Energy dependencyOil Use and Industrialization� One barrel of oil produced Bt25,000

of GDP in late 1980s. Now less than Bt20,000.

� Intensity of energy use is the result of industrialization of Thailand

� Energy imports now over 10% of GDP

Oil Imports and Brent Price

GDP/Oil

Source: NESDB, IEA, Phatra Calculation

24

40

45

50

55

60

65

70

ม.ค. ก.พ. มี.ค. เม.ย. พ.ค. มิ.ย. ก.ค. ส.ค. ก.ย. ต.ค. พ.ย. ธ.ค.

ลานลิตร/วัน

2547 2548 2549

ป 48

ป 47

ป 49

การใชดีเซลลด 10% จากป 2548

เทียบชวง ม.ค. – มิ.ย.

ป 47 = 52.5 ลานลิตร/วัน ป 48 = 58.0 ลานลิตร/วัน

ป 49 = 52.4 ลานลิตร/วัน ลดลง 10%

25

2547

2548

2549

Fully Floated21 ต.ค. 2547

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24


ลานลติร/วัน

2547 2548 2549

ป 48

ป 47

ป 49

การใชเบนซินลด 4% จากป 2548

เทียบชวง ม.ค. – มิ.ย.

ป 47 = 21.8 ลานลิตร/วัน ป 48 = 20.4 ลานลิตร/วัน

ป 49 = 19.6 ลานลิตร/วัน ลดลง 4%

26

52.74

645

828

2548 (ทั้งป)

Growth Rate (%)

65.70

381

832

2549(ม.ค. – มิ.ย.)

47.77

290

848

2548(ม.ค. – มิ.ย.)

37.81

487

870

2547

37.6

31.3

-1.9

2549(ม.ค. – มิ.ย.)25482547

39.528.9ราคา (ดอลลาร/บารเรล)

32.540.6มูลคา (พันลานบาท)

-4.912.1ปริมาณ (พันบารเรล/วัน)

การนําเขาน้ํามันดิบลดลง 2%

หมายเหตุ : ขอมูลเดือน มิ.ย. 49 เปนขอมูลเบื้องตน

27

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

� . (

Jan

. (

Feb . (

Mar

� . (

Apr

May �

� . (

Jun

ก � . (

Jul

) . (

Aug ก . (

Sep

# � . (

Oct

. (

Nov

. (

Dec

��

(GWh)

Kick off ประหยัดพลังงาน1 มิ.ย. 48

ป 48

ป 47

ป 49


เทียบชวง ม.ค. – พ.ค.

ป 47 เพิ่ม 7.7% / ป 48 เพิ่ม 5.8% / ป 49 เพิ่ม 4.0%

การใชไฟฟาเพิ่มในอัตราลดลง

28

ลดเก็บเงินเขากองทุนฯ เปนเงิน 1 บาท

ลดเพิ่มใหเฉพาะกับกลุมอาชีพ

ราคาขายปลีก

ประมง (ลดเพิ่มอีก 2 บาท)

ขนสง (ลดเพิ่มอีก 1 บาท)

เกษตรกร (ลดเพิ่มอีก 1 บาท)

28.54 27.54

25.54

26.54

26.54

ราคาที่

ควรจะเปน

กอนลด

ราคาขายหลังลดวิธีการ

27.54

27.54

27.54

ขอมูล ณ วันที่ 1 ก.ค. 49

28 เม.ย. 49

การบรรเทาปญหาน้ํามันแพงเฉพาะกลุมอาชีพ

29

AGENDAAGENDA




30

1. กลยุทธดานพลังงานของประเทศ

2. แผนบริหารจัดการพลังงานถึงสิ้นป 49 และแผนตอเนื่อง

2.1 พลังงานทดแทน

(1) NGV

(2) Gasohol

(3) Biodiesel

2.2 การบริหารจัดการพลังงานหลัก

(1) ไฟฟา

(2) กาซธรรมชาติ

3. มาตรการประหยัดพลังงาน


31

1. ประสิทธิภาพในการใชพลังงาน (Efficient Use of Energy)ลด Energy Elasticity : %เพิ่มของ GDP

จาก 1.4:1 เปน 1:1 ในป 2550

3. ความมั่นคงทางดานพลังงาน ( Energy Security )จัดหาพลังงานใหสามารถสนองความตองการในการพฒันาประเทศไดอยางเพียงพอและสม่ําเสมอ (sufficient and reliable energy supply) อยางนอย 30 ป

2. พลังงานทดแทน (Renewable Energy Development )เพิ่มสัดสวนพลังงานทดแทนจาก 0.5% เปน 8% ของการใชพลังงานของประเทศ (total final energy demand) ภายในป 2554

1. กลยุทธดานพลังงานของประเทศ

(32)

08c0a2

2.1 การสงเสริมพลงังานทดแทน

(1) NGV

(2) Gasohol

(3) Biodiesel

2. แผนการบริหารจัดการพลังงานถึงสิ้นป 2549 และแผนตอเนื่อง

-9-

33

355 stations

60 stations

114 stations

112 stations

99 stations

NGV Stations Expansion Plan

160

320

450

620740

1073

171

300396

500

54

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Stations

NGVs

(’000)

39,500 ลานบาทตนทุนเชื้อเพลิงลดลงตอป

62,200 ลานบาทมูลคานําเขา

ลดลงตอป

~ 10 ลานลิตร/วันลดการใชน้ํามนั

NGVชวยประเทศไทยลดตนทุนพลังงาน

NGV Road Map

2.1 การสงเสริมพลังงานทดแทน : NGV

34

เปาหมายการขยายเครือขายสถานี NGV

51

2549

14

66

-

-

-

14

52

ปจจุบัน

740620450320200102จํานวนสถานีสะสม

500396300171เปาหมายจํานวนรถ NGV

(พันคัน)

26

58

45

74

247

2551

79

104

87

80

270

2552

991882ใต

25532550Q4Q3

ภาค

114249-ตะวันออกเฉียงเหนือ

1121711-เหนือ

90644520กลาง

32519712780กทม./ปริมณฑล


ตัวชี้วัดความสําเร็จ1) การจัดหาพื้นที่กอสรางสถานีครบแลว 200 สถานี2) สั่งซื้อ Compressor แลว 200 ตัว มีกําหนดสงไตรมาส 3 และ 4 ของป 25493) จัดซื้อรถขนกาซ NGV จํานวน 140 คัน4) ชวนบริษัทน้ํามันรายอื่นเปดปม NGV ไดแก บางจาก, Shell, Esso, Caltex และ Petronas

โดยเพิ่มคาการตลาดจาก 0.83 บาท เปน 2.33 บาท/กก. (นอกเหนือจากสถานีของ ปตท.)

35

48.139.131252.3933.06รถหัวลาก/ รถบรรทุก /

5003963001715173จํานวนรถยนต (สะสม)

281217161927.2339.5รวมรถยนตดีเซล

21916512058.60.7833.06รถกระบะ / รถตู

12.6211.289.387.84.076.18รถ ขสมก./บขส. / รถรวม

รถยนตดีเซล

2191791397943.9633.5Taxi/ตุกตุก/รถเกง/รถราชการ

รถยนตเบนซิน

จํานวนรถสะสม (พันคัน/ป)แผนใหมRoadmap

25532552255125502549ประเภทรถ

เปาหมายการขยายรถ NGV

หมายเหตุ : การปรับแผนใหมเนื่องจาก

• การขยายปม NGV ชากวาแผน เพราะทั่วโลกหันมาสงเสริมรถ NGV ทําใหมีการแยงซื้อเครื่องจักร+อุปกรณที่ใชในการกอสรางปม• เพิ่งไดรับอนุมัติมาตรการภาษีสนับสนุนการใช NGV เมื่อเดือน พ.ค. 49• รถราชการแจงติดตั้ง NGV 1,785 คัน สงรถมาติดตั้ง 695 คัน ติดตั้งแลว 668 คัน• รถกระบะดีเซลยังมีปญหาเทคโนโลยีในการเปลี่ยนแปลงเปน NGV• ผูติดตั้งอุปกรณ NGV เพิ่มเปน 38 แหง 169 Workshop และผูตรวจสอบ 14 ราย


36

มาตรการภาษี

• ยกเวนอากรนําเขา : อุปกรณ/ถัง ถึงสิ้นป 51

: เครื่องยนต NGV

• ลดหยอนภาษีสรรพสามิต : OEM จาก 30% เหลือ 20%

: Retrofits จาก 30 % เหลือ 22 % ไมเกิน 50,000 บาท

• ไดรับการสงเสริมการลงทุนจาก BOI

เงินทุนหมุนเวียน

• กองทุนอนุรักษ 2,000 ลานบาท : เปลี่ยนเครื่องให

- ขสมก. : วงเงนิ 1,700 ลานบาท จาํนวน 1,477 คัน

- บขส. : วงเงิน 300 ลานบาท จํานวน 300 คัน

• ปตท. 5,000 ลานบาท : ดัดแปลง/เปลี่ยนเครื่องใหผูประกอบการขนสงเอกชน

มาตรการสนับสนุน NGV ที่ไดรับแลว


37


• เรงพจิารณายกเวนภาษีนําเขา Chassis with engineCKD สําหรับรถบรรทุก NGV ที่เปน NGV Dedicated ในป 49

• เลิกชดเชยกาซ LPG สําหรับรถยนต

• เรงดัดแปลงรถโดยสาร ขสมก. 1,477 คัน และ บขส. 300 คัน ภายในป 49 (กองทุนอนุรักษฯ อนุมัติเงินใหแลว 2,000 ลานบาท)

• เรงออกกฎกระทรวงบังคับใหรถแท็กซี่ใหม 3,000 คัน+ตุกตุกใหม1,500 คัน เปน NGV ในป 49

• เพิ่มน้ําหนักรถบรรทุกที่ใช NGV อีก 1 ตัน เชนเดียวกับที่ไดอนุญาตใหรถหองเย็นไปแลว

• อนุญาตใหรถขนสง NGV วิ่งได 24 ช.ม. จนกวามีระบบทอรองรับ

• เรงออกระเบียบบังคับรถใหม/รถเชาของราชการ+รัฐวิสาหกิจตองเปน NGV

• ปรับปรุงระเบียบ EIA ใหเอื้อตอการวางทอและปม NGV

มาตรการเรงดวนในป 49

38


ดานสิ่งแวดลอม : กรณี ขสมก. เปลี่ยนรถดีเซล เปน NGV 1,000 คัน

ลดฝุนจากรถดีเซล 166.95 ตนั/ป ในขณะที่ NGV จะเหลือ 2.44 ตัน/ป ลดฝุนขนาดเล็กในบรรยากาศ 0.38 มคก./ลบ.ม.

การเปลี่ยนรถ ขสมก. เปน NGV 1,000 คัน จะประหยดัคาใชจายเรื่องสุขภาพประชาชน 2,128 – 5,350 ลานบาท

ลดฝุน 99 %

ลดคาใชจายสุขภาพ 5 พันลาน

กรมควบคุมมลพิษ 1. การลดฝุน A Study of Emissions from CNG and Diesel Fueled Heavy Duty Vehicles, SAE paper no.832828 ,19932. คาใชจายสุขภาพจาก โครงการศึกษาผลกระทบของฝุนละอองตอสุขภาพอนามัยของประชาชนใน กทม. ,2541

มาตรการระยะตอไป

• เรงจัดซื้อรถโดยสาร ขสมก. ใหม 2,000 คัน ตามที่ ครม. อนุมัติแลว

• เรงดัดแปลงรถโดยสาร ขสมก. / บขส. / รถรวม ที่เหลืออกี 17,000 คัน

(39)

08c0a2

(2) น้ํามันแกสโซฮอล

2. การสงเสริมพลังงานทดแทน

40

มตคิรม. เมื่อ 17 พ.ค. 46

เห็นชอบให 1 ม.ค. 50 ยกเลิกเบนซิน 95

การผลิตเอทานอล(1.1 ลานลิตร/วัน)

� ปจจุบันมี 4 โรง รวมกําลังผลิต 580,000 ลิตร/

วัน ผลิตไดจริง 490,000 ลิตร/วัน

� โรงงานจะเสร็จใน ธ.ค. 49 อีก 4 โรง รวม

510,000 ลิตร/วัน ไดแก

- มันฯ : 210,000 ลิตร/วัน

- กากน้ําตาล : 300,000 ลิตร/วัน

สถานะปจจุบัน

การใชแกสโซฮอล

� ปจจุบันใช Gasohol = 3.5 ลานลิตร/วัน

� สถานีบริการ 3,103 แหง

2.1 การสงเสริมพลังงานทดแทน : Gasohol

มีผูยื่นขอตั้งโรงงานเอทานอลใหม 30 ราย

กชช. เรงรัดโรงงานที่ไดรับใบอนุญาตไปแลว

ใหเสนอแผนการซื้อเครื่องจักร+การจาย

Down payment +เปด LC

ภายใน 31 ก.ค. 49 มิฉะนั้นจะยึดใบอนุญาต

41

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

Feb-00 Feb-00 Feb-00 Feb-00 Feb-00 Feb-00 Feb-00

ปริมาณ

เอทานอล (ลานลิตร/วัน)

ม.ค. เม.ย. ส.ค. ธ.ค.

ป 2549

เม.ย. มิ.ย.

ป 2550

หมายเหตุ : เดือน ก.ย.– พ.ย. 49 Supply ลดลงเนื่องจากไทยอะโกรเอ็นเนอรยี่แจงหยุดผลิตเพราะขาดวัตถุดิบ

โรงงานที่ใชมันสําปะหลังสามารถผลิตจริงเพยีง 50% ในปแรก และ 75% ในปที่ 2

Demand & Supply ‘49–‘50

กําลังผลิตติดตั้ง

ความตองการเอทานอลสําหรับGasohol 95

การผลิตจริงตามแผนบริษัทฯ

การผลิตจริงกรณีโรงใหมเลื่อนเปด 2 เดือน


42

Action Plan Action Plan ถึงสิ้นปถึงสิ้นป 25492549

• เรงโรงงานเอทานอลใหม 4 แหงใหเสร็จภายใน ธค. 49

• ขยายปม Gasohol 95 ทัว่ประเทศ

• เรงการลงทุนผลิตเอทานอลจากมันสําปะหลัง 500,000 ลิตร/วัน ระหวางไทยออยล+องคการสุรา

• สงเสริม Contract farming นํารองโรงงานเอทานอลทีใ่ชมัน +เกษตรกร โรงแรก


43

1.6 2.1 2.1 2.21.10.42ความตองการเอทานอลสําหรับ gasohol เฉลี่ย

Action

ปริมาณ(ลานลิตร/วัน)

ใช Ethanol แทน MTBE

2554255325522551

ป 2552 จําหนาย E10 ทั่วประเทศ

พัฒนาพันธุมันสําปะหลัง 5 ตัน/ไร และออย 15 ตัน/ไร

8.1 8.3 8.5 8.684Gasohol 95 เฉลี่ย

พัฒนาพันธุมันสําปะหลัง 10 ตัน/ไร และออย 20 ตัน/ไร

Gasohol 91 เฉลี่ย 3 8 12.4 12.7 130.2

25502549

2.1+1.60.46การผลิตเอทานอลจริง

เฉลี่ย

รวมรายไดจากลดการนําเขาน้ํามัน

(พันลานบาท/ป)12 15 15 1683

หมายเหตุ : วัตถุดิบในประเทศมีเพียงพอ หากมีการพัฒนาผลผลิตตอไรตามแผน กษ.นโยบายใช E10-E100 พน. ประสานกลุมผูผลิตยานยนต และผูคาน้ํามันในป 2550

ป 2551 จําหนาย E100 ในบางพื้นที่

Road Map Gasohol Road Map Gasohol ระยะยาวระยะยาว ((ปป ’’5050--’’5454))

Ethanol Hub


รอผลการพิจารณา 30 โรง

44

มาตรการสงเสริม

1. 1 ส.ค. 49 ยกเลิกใบอนุญาตโรงงานใหมที่ไมทาํตามกาํหนดและเปดเสรีการตั้งโรงงานเอทานอล

2. กรณีโรงงานเอทานอลใหม 4 โรงที่จะเริ่มผลิต ธ.ค. 49 ไมแลวเสร็จตามเวลามีทางเลือก 2 แนวทาง

2.1 เลื่อนการยกเลิกเบนซิน 95 จาก 1 ม.ค.50 เปน 1 เม.ย. 50

2.2 ขออนุมัตินําเขาเพือ่สํารองจํานวน 30 ลานลิตร ในเดือน พ.ย. 49

3. เรงสงเสริม Gasohol 91 ตั้งแตป ’50-’51 และป ’52 อนุญาตใหสงออกเอทานอลสวนเกิน


(45)

08c0a2

(3) ไบโอดีเซล

2. การสงเสริมพลังงานทดแทน

46

8.502.151.650.85กําลังผลิตติดตั้ง(ลานลิตร/วัน)

*สวนใหญใชน้ํามันพืชใชแลวเปนวัตถุดิบและคุณภาพ B100 ยังไมได spec**ราคาน้ํามันดีเซลหนาโรงกลั่น (30 มิ.ย. 49) เทากับ 21.12 บาท/ลิตร

559.36.11.2ลดการนําเขา**(พันลานบาท/ป)

40864*จํานวนโรง B100(รูชัดเจน)

การผลิตไบโอดีเซล

2.470.420.140.06Demand น้ํามันปาลม(ลานตัน/ป)

วัตถุดิบ(น้ํามันปาลม)

Supply-Demand

Supply ทั้งประเทศ(ลานตัน/ป)

2.410.420.670.37

-0.0600.530.31

2555255425532552255125502549

2.1 การสงเสริมพลังงานทดแทน : Biodiesel

Road Map

47

สถานะปจจุบัน

Spec ไบโอดีเซล

• เชิงพาณิชยประกาศใช ส.ค 48

• ชุมชน สําหรับเครื่องจักรกลเกษตรประกาศใช มิ.ย 49

ไบโอดีเซลเชิงพาณิชย• มีโรงงานผลิต B100 จํานวน 3 โรง กําลงั

ผลิตรวม 350,000 ลิตร/วัน (ซันเทค 500,000ลิตร/วัน เปด ก.ค.49)

• มีสถานีบริการ B5 จํานวน 35 สถานี (ปตท. และบางจาก) ยอดขาย 50,000ลิตร/วัน และขายตรงกลุมรถบรรทกุ

• ราคาขายปลกี B5 ต่ํากวาน้ํามันดีเซล 0.50 บาท/ลิตร

พื้นที่ปลูกปาลมใหม

• เปาหมายป 49 720,000 ไร

• ป 48/49 ปลูกปาลม 620,000 ไร

• ธกส.ใหสินเชื่อแลว 2,583 ลบ.

ไบโอดีเซลชุมชน (Pilot Project)กําลังผลิต : 7,000 ลิตร/วัน

วัตถุดิบ : น้ํามันพืชใชแลว น้ํามันปาลม

น้ํามันสบูดํา

ธ.ค. 49 แลวเสร็จ 70 ชุมชน


ทดแทนน้ํามันดีเซล 2.3 ลานลิตร/ป

48

3. ไบโอดีเซลชมุชนทดแทนดีเซล 24 ลานลิตร/ป

• ไบโอดีเซลชุมชนสวนขยายโครงการ 1 อําเภอ 1 ไบโอดีเซลชุมชน อีก 730 แหง โดยทองถิ่นจัดหาเครื่องผลิตไบโอดีเซล และ พน./วท. ใหคําแนะนําดานเทคนิค (ตนทุน 16-20 บาท/ลิตร)

2. การปลูก

• กําหนดมาตรการจงูใจใหเกษตรกรหันมาปลูกปาลมแขงกับยาง

• สงเสริม Contract farming ระหวางเกษตรกร-โรงสกัด CPO-โรงงาน B100

• เจรจาปลูกปาลมกับประเทศเพื่อนบานประมาณ 200,000 ไร ในป 2550

1.โรงงาน B100• ปตท.(โดย PTTCH) กําลังสรางโรง B100 กําลังผลิต 600,000 ลิตร/วัน (เริ่มผลิต ต.ค 50) และกําลังเจรจารวมทุนเอกชน 2 ราย กําลังผลิตรวม 500,000 ลิตร/วัน

• พน. รวมกับ กษ. ใชน้าํมันปาลมดิบสวนเกินผลิต B100 300,000 ลิตร/วัน ขายเรือประมง รถขนสง และขายขึ้นปม

• ขยายปม ปตท./บางจาก จาก 35 เปน 200 แหง ภายใน ก.ย. 49

Action Plan ก.ค. - ธ.ค. 49


49


2. การผลิต

- สงเสริมเอกชนจัดตั้งโรงงาน B100 ใหครบ 8.5 ลานลิตร/วัน

- จัดทําโครงการ 1 อําเภอ 1 ไบโอดีเซลชุมชน 730 แหง ใหเสร็จป ’51

1. วัตถุดิบเพื่อการผลิต

- เรงปลูกปาลมใหมในประเทศ 3.7 ลานไร

- เจรจาปลูกปาลมใหมประเทศเพื่อนบาน 1 ลานไร

- สงเสริม Contract farming เกษตรกร-โรงสกัด /CPO-โรงงาน B100

3. การจําหนาย

- สงเสริมการใชน้ํามันมากกวา B10

- ขยายสถานีบริการไบโอดีเซลทั่วประเทศ

4. การศึกษาวิจัย

- ทดสอบการใช B10 – 100 กับรถยนตและยานพาหนะอื่นๆ

- สรางมูลคาเพิ่มจากผลพลอยไดสูอุตสาหกรรมตอเนื่อง

แผนระยะยาว ป 2550-2555

50

1. ใชเงินกองทุนอนุรักษพลังงานฯ (เก็บเพิ่มอีก 6 สต./ลิตร) เพื่อสงเสริมพลังงานทดแทนทั้งหมด

2. กําหนดมาตรการจงูใจใหเกษตรกรปลูกปาลมแขงกับยาง และเพิ่ม yield ปาลมจาก 2.7 เปน 3.5 ตัน/ไร

3. สงเสริมการปลูกปาลมในประเทศเพื่อนบาน โดยจัดหาแหลงสินเชื่อ

4. เงินกูดอกเบี้ยต่ําวงเงิน 1,200 ลานบาท แกผูลงทุนตั้งโรงงานไบโอดีเซลเชงิพาณิชย

5. งบดําเนินการโครงการ 1 อําเภอ 1 ไบโอดีเซล รวม 730 แหง 100 ลานบาท

2.1 การสงเสริมพลงังานทดแทน : Biodiesel

มาตรการสงเสริม

(51)

08c0a2

2.2 การบริหารจัดการพลังงานหลัก

(1) ไฟฟา


52

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59

เมกะวัตต

พ.ศ.

(43,558 MW)

(38,241 MW)

6.5

6.5

6.5

6.4

6.4

6.66.5

6.5

6.5

6.4

6.5

6.4

4.75.0

5.5

5.55.0

5.0

5.0

5.5

5.5

5.5

5.5

5.5

GDP ใหม

43 - 47 50 - 54 55 - 59 MWDiff withMEG MW

Diff withMEG

MEG 7.10 6.97 6.47 31,844 43,558

Apr 06 5.96 5.44 29,337 -2,507 38,241 -5,317

Average Growth 2554 2559

• ปรับความตองการไฟฟาใหมเนื่องจากเศรษฐกิจชะลอตัวลง

• ความตองการไฟฟาเพิ่มในอัตราลดลงจากแผนเดิม

2554 2559

2,507 MW 5,317 MW

ปรับพยากรณความตองการไฟฟาเพิ่มในอัตราลดลงจากแผนเดิม2.2 การบริหารจัดการพลังงานหลัก : ไฟฟา

53

กระจายแหลงเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟา

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64

��

��

�ก��

��

ลานหนวย

ป

72%

7%

10%

6%

48%

10%

7%

20%

12%

3%

31%

14%

5%

29%

18%

3%

6%

68%

17%8%

พลังน้ํา

กาซธรรมชาติ

กาซธรรมชาติ (LNG, Pipe Gas)

ลิกไนต

ถานหินนําเขา

อื่นๆ

2.2 การบริหารจัดการพลงังานหลกั : ไฟฟา

54

x

คา Ft ไมปรบัสูงขึ้นถึง ม.ค. 50

แนวทางดําเนินการ

• มาตรการประหยัดพลังงานชวยใหความตองการใชไฟฟา เพิ่มในอัตราที่ลดลงเหลือ ≈ 4%

• เพิ่มการใชกาซจาก

- แหลงภูฮอมใชที่โรงไฟฟาน้ําพอง ในเดอืน ต.ค. 49 ลดใชน้ํามันเตาได 60 ลานลิตร/เดือน

- อาวไทย/พมา

• เรงนําถานหินมาผลิตไฟฟาที่โรงไฟฟาเอกชน BLCP ลดใชน้ํามันเตาได 110 ลานลิตร/เดือน

2.2 การบริหารจัดการพลงังานหลกั : ไฟฟา

55

1. ลดการใชน้ํามันเตา/น้ํามันดีเซล ไมใหเปนภาระคา Ft

2. กระจายการใชเชื้อเพลิงอื่นในการผลิตไฟฟาโดย

2.1 นําเขาถานหินในป 2556 กําลังการผลิตเริ่มที่ 700 MW.

2.2 การนําเขาพลังน้ําจากประเทศเพื่อนบาน โดยให กฟผ./เอกชนไทย ลงทุนกอสรางโรงไฟฟาพลังน้ําในประเทศเพื่อนบาน

• สปป.ลาว 2,200 MW ป 2554-2558

• พมา 3,000 MW ป 2556-2564 (ฮัทจีเปนโครงการแรก)

• จีน 3,000 MW ป 2559-2560

2.2 การบริหารจัดการพลังงานหลัก : ไฟฟา

56

Hutgyi

MALAYSIA

จีน

พมา

กัมพูชา

Vietnam

INDIA

6,100 MW

(ป 56-64 = 3,000 MW)

3,000 MW

(ป 59-60)

ลาว

ไทย

ลาว

ไฟฟาพลังน้ําจากเพือ่นบาน


4,050 MW

(ป 54-58 = 2,200 MW)

57

ประมาณการเงินลงทนุระยะยาวของประมาณการเงินลงทนุระยะยาวของ กฟผกฟผ..

45,9709,18536,7852551

เงินลงทุนระยะยาวของเงินลงทุนระยะยาวของ กฟผกฟผ..

40,163

22,375

10,193

ระบบผลิตระบบผลิต

19,297

8,328

7,777

ระบบสงระบบสง

2553

รวม

59,4602552

30,7032550

17,9702549

รวมรวม

ปป

39,024 22,346 61,370

148,540 66,933 215,473

หนวย : ลานบาท


-33-

(58)

08c0a2

2.2 การบริหารจัดการพลังงานหลกั


-34-

59

แผนความตองการกาซเพิ่มขึ้นอยางตอเนื่องแผนความตองการกาซเพิ่มขึ้นอยางตอเนื่อง

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

2549 2551 2553 2555 2557 2559 2561 2563

EGAT / IPP / SPP

NEW IPP (Gas 70%)

Industry

NGV

GSP

หนวย : ลาน ลบ. ฟุต/วัน

3,145

74%

9%

62%

52%

10%

7%

17%

20%

5,015

15%

13%

20%

CAGR 12%

CAGR 4%

� อัตราการขยายตัวเพิ่มขึ้น

� ระยะสั้น (2549-2553) 12%

� ระยะยาว (2554-2563) 4%

� มุงขยายตลาดที่สรางมูลคาเพิ่ม

สูงสุดใหกับกาซธรรมชาติ

� อุตสาหกรรม (CHP)/

ขนสง (NGV)

� โรงแยกกาซฯ/ปโตรเคมี

GDP Growth 5.2%

GDP Growth 5.5%

7,350

ที่มา : ปตท./สนพ./ราง PDP 2006

2.2 การบริหารจัดการพลังงานหลัก : กาซ

-35-

60

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2548 2551 2554 2557 2560 2563

หนวย : พันบารเรล/วัน

นามัน

ถานหิน/ลิกไนต

ไฟฟา

พลังงานหมุนเวียน

416

915

19%29%

21%21%

11%

26%

21%

22%

20%9%

CAGR 5%

กาซธรมชาติ(CAGR 10%)

117,00051,45033,000มูลคาทดแทนน้ํามันเตา (ลานบาท/ป)

13,6104,815888มูลคาจากการเพิ่มประสิทธิภาพ (ลานบาท/ป)

10,0004,8002,600ปริมาณทดแทนน้ํามันเตา (ลานลิตร/ป)

1,080520282ลาน ลบ.ฟุต/วัน

256325532549ป

แผนการสรางมูลคาเพิ่มในภาคอุตสาหกรรม

ความตองการพลังงานภาคอุตสาหกรรมจําแนกตามชนิดเชื้อเพลิง

โครงการที่อยูระหวางดําเนินงาน 297 MW

� สนามบินสุวรรณภูมิ (2549) 52 MW

� PTTUT 1-2 (2551-52) 225 MW

� ศูนยราชการกรุงเทพฯ (2551) 10 MW

� ฟวเจอรพารค รังสิต (2550) 5 MW

� Energy Complex (2552) 5 MW

โครงการที่อยูระหวางศึกษา 720 MW

� PTTUT 3-4 225 MW

� โรงเหล็กสหวิริยา 220 MW

� เกาะสมุย 100 MW

� นิคมอุตสาหกรรมตะวันออก 150 MW

� โรงกลั่นน้ํามันบางจาก 20 MW

� โรงพยาบาลศิริราช 5 MW

High Potential (25 ราย) 259 MW

การขยายการใชกาซฯ อยางมีประสิทธิภาพ ในรูปแบบ Combined Heat & Power (CHP)

15%

26%

17%

21%

22%


61

แผนขยายระบบทอยอยสงเสริมการใชกาซฯแผนขยายระบบทอยอยสงเสริมการใชกาซฯ ในภาคอุตสาหกรรมในภาคอุตสาหกรรม//ขนสงขนสง

� ขยายทอกาซฯ ในเมือง (City Gas)

� สุวรรณภูมิ – พญาไท – รังสิต

� ไทรนอย – สุขสวัสดิ์ – ศิริราช

� สมุทรปราการ - บางจาก

� ขยายสูนิคม/เขตอุตสาหกรรมในภูมิภาค

� ภาคกลาง

� อยุธยา (อ. นครหลวง)

� สมุทรสาคร (อ. กระทุมแบน)

� ปราจีนบุรี (นิคมฯ Gateway, เครือสหพัฒน)

� ภาคตะวันออก

� ระยอง (TPI)

� ภาคตะวันตก

� ราชบุรี (นิคมฯ ราชบุร)ี

� ภาคใต

� สงขลา (นิคมฯ ฉลุง)


62

GSP 6 GSP 7&8& Ethane Plant

ป 2552 2555-573rd Wave 3rd WavePhase 1 Phase 2

มูลคาเพิม่ (พนัลานบาท) 42.5 47.3

มูลคาการลงทนุ � Billion USD 2.8 2.4� พนัลานบาท* 110.8 96.9

ประมาณการรายได 288 พนัลานบาท/ป @ ป 2561

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2548 2551 2554 2557 2560 2563

2549 2553 2555 2558

GSP Expansion

LPG/Ethane Production

5,317

3,680

4,524

2,450

932

2,450

3,627

2,296

Ethane

LPG

หนวย : พันตัน/ป

491

1,465

GSP 1-5

GSP 6

Ethane Plant

GSP 7+8

CAGR 8%

GSP 6/Ethane Plant

GSP 7 (LPG Only)

GSP 7+8 (Ethane Extraction)หนวย : ลาน ลบ. ฟุต/วัน

� เพิ่มกําลังแยกกาซฯ รองรับการพัฒนาอุตสาหกรรมปโตรเคมี

แผนการสรางมูลคาเพิ่มในอุตสาหกรรมปโตรเคมี/สงออก LPG

หมายเหตุ : * ณ อัตราแลกเปลี่ยน 40 บาท : 1 USD


-38-

63

มิ.ย.2549 2550 2551 2552 2553

3,150

ปจจุบัน

Unocal Add

100(ม.ิย.)

Unocal Add & ทอเสนที่ 3

70(ส.ค./ก.ย.)

Reduce Pressure @ ERP/ECP

65(ก.ย.)

20(ก.ย.)

Reduce Border Pressure @ Myanmar Phuhom

108(ต.ค.)

200(ม.ิย.)

A18 Early Gas

+200(เม.ย.)

A18

330(ม.ค.)

Arthit

60(ม.ค.)

ArthitAdd

(270+60)(ก.ค.)

B17

YetagunAdd

100(ก.ค.)

150(ม.ค.)

A18 Phase 3

330(ต.ค.)250

(ก.ค.)

UnocalAddS. BKT

หนวย : ลาน ลบ.ฟุต/วัน

FPSO FPSO

แผนการจัดหากาซธรรมชาติในระยะสั้นแผนการจัดหากาซธรรมชาติในระยะสั้น

ก.ค. 2550

กาซฯ จากอาวไทย (2,213 ลาน ลบ.ฟุต/วัน) จนเต็มทอเสนที่ 3 ในทะเล

การใช FPSO เพื่อเรงการจัดหากาซฯ เพิ่มจากอาวไทย (อาทิตย/B17)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

2549 2551 2553 2555 2557 2559 2561 2563

อาวไทย

พมาM7/M9

LNG/Regional Gas

72% 70% 52%

28%

21% 12%5%4%

6%30%

แผนการจัดหากาซฯ


-39-

64

� LNG/Regional Gas เพื่อรองรับความ ตองการที่เพิ่มขึ้น (เริ่ม 2554)

ลาน ลบ.ฟุต/วัน

- LNG (5-10 MTA) 700-1,400

•ตะวันออกกลาง (อิหราน/การตา)•มาเลเซีย•ออสเตรเลีย (Woodside)•รัสเซีย (ศิขริน)

- Regional Gas

•M7/M9 /A1/ 600Other Myanmar

•Natuna 1,000

� Additional Gulf เพื่อทดแทนกาซฯ

ในอาวที่ลดลง (เริ่ม 2565)- Arthit 3 110- Pailin add 132 - พื้นที่คาบเกี่ยวไทย - กัมพูชา 1,000

แผนการจัดหากาซธรรมชาติในระยะกลางแผนการจัดหากาซธรรมชาติในระยะกลาง//ยาวยาว


-40-

65

แผนขยายโครงขายระบบทอสงกาซธรรมชาติแผนขยายโครงขายระบบทอสงกาซธรรมชาติ

ขยายโครงขายระบบทอสงกาซฯ ในประเทศ

(ลาน ลบ.ฟุต/วัน)ฝงตะวันออก ป 2554

� ทอในทะเล 2,010 3,910� ทอบนบก 1,200 3,700

ฝงตะวันตก� ทอบนบก 1,265 1,760ระยะทาง 3,000 4,400 กม.

ขยายโครงขายระบบทอสงกาซฯ ระหวางประเทศ

� รองรับความตองการในประเทศในระยะยาว

� รองรับการเปน Gas Hub

� นาทูนา (อินโดนีเซีย) 1,600 กม.

� A1, M7/M9 (พมา)/ 1,200 กม

� OCA (พืน้ที่คาบเกี่ยวไทย-กมัพูชา)

2.22.2 การบริหารจัดการพลังงานหลักการบริหารจัดการพลังงานหลัก :: กาซกาซ

-41-

66

โครงการโครงการ LNG Receiving Terminal LNG Receiving Terminal

� ที่ตั้ง : พื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด (โครงการ

ทาเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะ 2)

� ขนาด : ระยะแรก 5 ลานตัน/ป

(700 ลาน ลบ.ฟุต/วัน) ณ ป 2554

แผนระยะยาว 10 ลานตัน/ป

(1,400 ลาน ลบ.ฟุต/วัน) ณ ป 2561

� วางทอบนบกเสนที่ 4 (42”) 1,300 กม. เชื่อม ตอกับ

Terminal กับระบบทอปจจุบัน/New IPP

� แผนสรางมูลคาเพิ่มจากความเย็นของ LNG

- โรงแยกกาซฯ 7 และ 8

- โรงไฟฟา/ปโตรเคมี

ที่ตั้งโครงการ : โครงการทาเรอือุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะ 2

2.22.2 การบริหารจัดการพลังงานหลักการบริหารจัดการพลังงานหลัก :: กาซกาซ

-42-

67

Global LNG TradeGlobal LNG Trade

Source: International energy Agency

Australia

W.Africa

Bolivia/Peru

Algeria

Alaska

Norway/Russia

Sakhalin

Middle EastEgypt

Current Flows

Future / Additional Flows

Trin/VenBrunei/Indo/Ma

laysia

68

Value Creation Through Petrochemical Development

Upstream

Petroleum

Downstream

Petrochemical

Natural GasCrude

EthaneNaphtha

Upstream/Intermediate

Olefins/AromaticsMEG/SM/Phenol/

etc.

Downstream

Plastic Resins& Fibers

Commodities & SpecialtyProducts

140-200 250-500 600-900 1,000-1,200 > 3,500

Value in US$/Ton

69

Main Petrochemical Players in ThailandMain Petrochemical Players in Thailand

Source: STS 2006 Need to avoid destructive competition and secure st rong domestic and international marketNeed to avoid destructive competition and secure st rong domestic and international market

•Ethylene : 1,146 KTA•Propylene : 509 KTA•BTX : 1,391 KTA

•Total : 3,046 KTA•53% of Total Capacity

PTT share 31.5%

Upstream (Total Capacity 5,598 KTA)

•PE : 450 KTA•VCM, PVC : 397 KTA•

•Total : 847 KTA•14% of Total Capacity

Downstream (Total Capacity 6,093 KTA)

•Ethylene : 360 KTA•Propylene : 312 KTA•BTX : 380 KTA


•Ethylene : 800 KTA•Propylene : 400 KTA•BTX : 360 KTA


•PE : 310 KTA•PP : 475 KTA•PS/ABS : 211 KTA•MTBE : 100 KTA•OTHER : 485 KTA


•PE : 1,000 KTA•PP : 340 KTA•PS/ABS : 500 KTA•MTBE : 120 KTA•OTHER : 1,705 KTA


(PMMA, Nylon6, BR, etc)

72%

40%

(VCM, PTA, SM, MMA, Laftx)

Backup

70

การลงทุนดานพลังงานการลงทุนดานพลังงานและปโตรและปโตรเคมีการขยายตัวอยางตอเนื่องเคมีการขยายตัวอยางตอเนื่อง

2,925

39,553

9,193

21,993

5,956

ระบบทอฯNGV

JV

ธุรกจิอื่นๆ โรงแยก

กาซฯ2,802

10,465

6,767

30,320

13,788

ระบบทอฯ

NGV

JV

ธุรกจิอื่นๆ โรงแยก

กาซฯ

2549 2550

79,620 64,142

เงินลงทุนใน 5 ปขางหนา

307,346

หนวย : ลานบาท

604,607

ปตท. บริษัทในกลุม ปตท.

GAS

222,726

OIL12,961

JV69,349

Others2,310

GAS222,726

OIL12,961

PTTEP142,280

Petchem137,080

Refining89,560

Gas 79%Gas 65%

72%

37%23%

4%

1%

2%

24%

22% 15%


-43-

(71)

08c0a2

3. มาตรการประหยัดพลังงาน3. มาตรการประหยัดพลังงาน

(1) ภาครัฐ

(2) ภาคประชาชน

72

– ต.ค.48 – ก.พ.49 (เทียบกับป 2546) ทั้งหมด 48,000 หนวยงาน• ไฟฟา จาก 2,711 หนวยงาน ใชลดลง 25% (43 ลานหนวย) คิดเปน

เงิน 129 ลานบาท• น้ํามัน จาก 2,418 หนวยงาน ใชลดลง 39% (12.5 ลานลิตร) คิดเปน

เงิน 312 ลานบาท• สิ้นป 49 คาดวาหนวยงานกวาครึ่ง จะลดใชพลังงานได 10% (ตามมติ

ครม.) จะประหยัดเงินได 1,422 ลานบาท

– ก.พ.ร. กําหนดตัวชี้วัด ตั้งแต ป 49 ใหทุกหนวยงานลดใชพลังงานลง รอยละ 10-15(ตามมติ ครม.17 พ.ค. 48)

– ก.พลังงาน ปรับวิธีรายงาน ใชระบบ e-report กลางป 48

– ก.พลังงาน, ก.พ.ร. เตรียมปรับเปาลดใชพลังงาน โดยนําลักษณะการปฏิบัติงาน การใหบรกิารของหนวยงานมาพิจารณาดวย Energy Utilization Index เสนอ ครม. เริ่มใชในป 2550

– ก.พลังงาน เสนอ ครม. ให ก.คลัง กําหนดใหทกุหนวยงานจัดซื้ออุปกรณและครุภัณฑ โดยคํานึงถึงประสิทธิภาพการใชพลังงาน ดวย โดยเริ่มในป 2550

ลดใชพลังงานในหนวยงานราชการลดใชพลังงานในหนวยงานราชการ

– จาก 2,621 หนวยงาน (เทียบกับป 2546) ลดใชไฟฟา 7.68% ลดใชน้ํามัน 27.91% คิดเปนเงิน 5,243 ลานบาท

0

5,000,000

10,000,000

15,000,000

20,000,000

25,000,000

30,000,000

35,000,000

40,000,000

ต.ค. พ.ย. ธ.ค. ม.ค. ก.พ.

บรรจคุูมือลง CD

สื่อรณรงคที่ผลิตใหหนวยงานราชการ

ผล

งานปจจุบัน

ขั้นตอไป

ปงบประมาณ 2548

ปงบประมาณ 2549

ปรมิาณการใชไฟฟา (kwh)ป 46 เทียบ 48 และ 49

-6%

ป 46

ป 48ป 49

ป 46 Vs 48

-25%

ป 46 Vs 49

0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

6,000,000

7,000,000

ต.ค. พ.ย. ธ.ค. ม.ค. ก.พ.

ปรมิาณการใชน้ํามัน (ลิตร)ป 46 เทียบ 48 และ 49

ป 46

ป 48

ป 49

-14%

ป 46 Vs 48

-39%

ป 46 Vs 49

3. มาตรการประหยัดพลังงาน

(73)

08c0a2

การใชพลังงานอยางมีประสิทธิภาพภาคอุตสาหกรรมการใชพลังงานอยางมีประสิทธิภาพภาคอุตสาหกรรม

74

โลหะ

อโลหะ

เคมี

สิ่งทอ

อาหารและเครื่องดื่ม

อาคาร

กลุมเทคโนโลยี การสงเสริม

ศักยภาพผลประหยัด(ลานบาท/ป)

2551 2554

แพรหลาย สรางความมั่นใจ 3,200 4,500

พิสูจนแลว สิทธิประโยชนทางภาษี 8,300 11,700

มีความเสี่ยงสูง

(ลงทุน, เทคโนโลย)ี

- เงินสนับสนุน 20%

- สิทธิประโยชนทางภาษี

3,200 4,600

รวม 14,700 20,800

Process Improvement Process Improvement and Equipment Changeand Equipment Change

• Motor/Compressor

• Boiler/Burner/Furnace

• Chiller/Thermal Storage

• Fuel Switching/CHP

• Industrial Specific Process

โครงการระหวาง พิจารณา

-High Performance Plastic Injection

-Gasifier-Clean Coal Tech ex. Coal water

slurry

การใชพลังงานอยางมีประสทิธิภาพภาคอุตสาหกรรม

75

แผนการดําเนินงานระยะ 6 เดือน

เปาหมายการประหยัดพลังงาน3,000 ลานบาท/ป

- สงผูเชี่ยวชาญไปใหความรูในโรงงาน/อาคาร1,200 แหง

- ผลการดําเนินงานที่ผานมา 20,000 แหง ผลประหยัด 16,000 ลานบาท อาทิเชน เครือซีเมนตไทย, เครือเซ็นทรัล, เครือสหพัฒน, คาปลีก, เครือเจริญโภคภณัฑ, เครือโลตัส, เครือศรีไทย และกลุมสถาบันการเงนิ เปนตน

30010502001030100250250เปาหมายป 49

2,3891,6754962,9241197933,3102,3985,896การดําเนินงานที่ผานมา

อาหาร

จํานวนสถานประกอบการในแตละกลุมอุตสาหกรรม (แหง)

สิ่งทอ เคมี อโลหะ โลหะพื้นฐาน

ผลิตภัณฑโลหะ

กระดาษ ไม/อื่นๆ อาคารธุรกิจ

การใชพลังงานอยางมีประสิทธิภาพภาคอุตสาหกรรม

คาปลีกเครือซีเมนตไทย กลุมสถาบันการเงิน

เครือเซ็นทรัล

เครือสหพัฒน เครือเจริญโภคภัณฑ

เครือโลตัส

เครือศรีไทย

76

ปป 49 49 ใชใช NG NG เทียบเทาน้ํามันเตาเทียบเทาน้ํามันเตา 2,9002,900 ลานลิตรลานลิตร

ปป 5050ใชใช NG NG เทียบเทาน้ํามันเตาเทียบเทาน้ํามันเตา 3,500 3,500 ลานลิตรลานลิตร

เปาหมายในระยะแรก ’54นิคมอุตสาหกรรมในพื้นที่

• กรุงเทพและปริมณฑล• สงขลา (ฉลุง)• ชลบรุ(ีปนทอง, เวลโกร)• ระยอง(ผาแดง)• อยุธยา(สหรัตนะนคร, ไฮเทค)• สมุทรสาคร, สงิหบุรี, ราชบรุี ฯลฯ

ปป 48 48 ใชใช NG NG เทียบเทาน้ํามันเตาเทียบเทาน้ํามันเตา 2,300 2,300 ลานลิตรลานลิตร

ทดแทนน้ํามันเตาทั้งหมด

256

262

259

267

250

255

260

265

270

เฉลี่ย 48 ม.ค.-49 ก.พ.-49 มี.ค.-49

ลานลูกบาศกฟตุ/วัน

4%

เปาหมาย 49308 ลานลบ.ฟุต/วัน

การใชกาซแทนน้ํามันเตาในภาคอุตสาหกรรม

77

บริษัท ปตท. จํากัด (มหาชน)

78

Upstream Intermediate Downstream

Natural Gas

Gas Products

Natural Gas Mix

Crude Oil &Condensate

Crude Oil & Condensate Transportation

Petrochemical Products Export/Import

Pet

roch

emic

al C

hain

Oil

Cha

inG

as C

hain

LPG

End Customer

Electricity

NGV

Gas Separation Plants

Pipeline

Exploration & Production

(PTTEP)

Power Plants

Industry

Compressor

Oil

Export Market

Olefins & Aromatic

Plants

International Trading

Petrochemical Intermediate Plants : MEG, Phenol, etc.

Plastic Resins

RefineriesCrude Oil

Procurement

Petroleum Products Export

Petrochemical Feedstock

Fuel Oil

LPG Tank

Lube Blending Plant

PTT Stations

District Cooling Systemin Airport

Oil Tank

Hydrocarbon Value ChainPTT Group has strong presence in various sectors throughout the hydrocarbon value chain.

Fully Integrated Portfolio & Strong Leadership PositionFully Integrated Portfolio & Strong Leadership Position

79

Largest Thai Public Company Shareholding Structure

Sovereign Ratings

� MOF 52.47%, Thai Institutional & Retail Investors 27.56%, Foreign Retail Investors 19.97%

Award Recognitions

� 1st : Best in Corporate Governance in Thailand

Asia’s Best Companies 2005 and 2006� 1st : Best Managed Company in Thailand� 1st : Best Corporate Governance in Thailand

PTT Performance 2006

Foreign Rating Moody’s S&PThailand Baa1 BBB+PTT A2 BBB+

� 372nd : World’s 2,000 Leading Companies

� 1st : The Asian Business Week 50

� 1st : Best CEO in Asia/Thailand� 1st : Best Investor Relations in Thailand

� Thailand Business Leader of The Year

1st : Best Managed Companies in Asia

PTT Group relative to SET Index

PTT

Affiliates

Note : All data as of 6 Sep 2006; SET=701.96

(P/E=8.15), PTT=238 (P/E=6.91)

Others71%

PTT13%Affiliates

16%

1.156,468RRC

0.6

1.7

2.5

2.8

7.1

13.0

29.3

100%

667,495PTT

32,963ATC

88,795PTTCH

125,462TOP

Market Cap. (Bt mn)

1,499,504PTT Group

143,325TPI

364,689PTTEP

5,120,434SET

� 1st : Best Managed Company in Thailand� Best CEO in Thailand

� Best corporate social responsibility� Best Investor Relations� Distinction in maintaining Excellent

Corporate Governance Report

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Bt bn

PTT Group 21.1%

PTT 9.4%

GDP (2005)

SET 72.1%

PTT Group representslarge portion ofThai economy

7,104

265rd265rd265rd265rd : World’s Largest Corporation

80

PTT GROUP VISIONPTT GROUP VISIONPTT GROUP VISION

“Building The Premier Thai Multinational”

Growth:

A leading regional integrated energy and petrochemical company with a strong base in Thailand and growing international presence

Source: STS 2006

Attributes:

Achieving superior results through capital efficiency, operational excellence, and a high performing collaborative organization with an innovative and motivated leadership team

Values:

Committed to social responsibility and adhering to good corporate governance as our core values and culture

81

STRATEGIES AND DIRECTIONS TO COPE WITH THESE CHALLENGES

PTT Group Vision & 5 AspirationsPTT Group Vision & 5 AspirationsPTT Group Vision & 5 AspirationsPTT Group Vision & 5 Aspirations

จะบรรลตุามเป าหมายได จะบรรลตุามเป าหมายได จะบรรลตุามเป าหมายได จะบรรลตุามเป าหมายได ภายใต การบรหิารจดัการในประเดน็ภายใต การบรหิารจดัการในประเดน็ภายใต การบรหิารจดัการในประเดน็ภายใต การบรหิารจดัการในประเดน็สนบัสนนุทีส่าํคญัสนบัสนนุทีส่าํคญัสนบัสนนุทีส่าํคญัสนบัสนนุทีส่าํคญั ได แก ได แก ได แก ได แก

• Corporate Social ResponsibilityCorporate Social ResponsibilityCorporate Social ResponsibilityCorporate Social Responsibility

• StructureStructureStructureStructure

• EnablersEnablersEnablersEnablers

• OperationOperationOperationOperation

82

Thank You

ดอกเบี้ยขึ้น น้ํามันแพง ......middle east asia pacific...

Documents