ระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) กับอนาคตพลังงานไทย

มนตรี ลาวัลย์ชัยกุลรองกรรมการผู้จัดการใหญ่ กลุ่มงานกลยุทธ์และพัฒนาธุรกิจบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม หรือ ปตท.สผ.

เมื่อคณะกรรมการปิโตรเลียมได้ประกาศใช้ "หลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจ หรือผลิตปิโตรเลียม ในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการ" อย่างเป็นทางการ ทำให้จากนี้เป็นต้นไป ประเทศไทยจะมีทางเลือกในการบริหารจัดการทรัพยากรปิโตรเลียมของประเทศถึง3 ระบบ และระบบที่คาดว่าจะถูกนำมาใช้กับแปลงสัมปทานที่กำลังหมดอายุแหล่งเอราวัณและแหล่งบงกช ซึ่งถือเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติที่มีความสำคัญอย่างยิ่งยวดต่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศก็คือ "ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต" หรือ"Production Sharing Contract (PSC)" ผมจึงมีความตั้งใจที่จะเล่าประสบการณ์จากการที่เคยได้ทำงานในโครงการต่างประเทศที่ใช้ระบบ PSC เพื่อให้ผู้อ่านได้เข้าใจถึงความเป็นมาแนวคิดข้อดีข้อเสีย

ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือระบบ PSC ที่ภาครัฐเตรียมจะนำมา ใช้นี้จะมีการเก็บรายได้เข้ารัฐในรูปของค่าภาคหลวง (ร้อยละ 10 ของรายได้ปิโตรเลียม) ส่วนแบ่งจากผลกำไร (ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ของรายได้หลังหักค่าใช้จ่าย) และภาษีเงินได้ (ร้อยละ 20 ของกำไรสุทธิ) ซึ่งจากการคาดการณ์พบว่ารายได้รัฐจากระบบ PSC กรณีนำมาใช้กับแปลงสัมปทานที่กำลังหมดอายุจะอยู่ในระดับเดียวกับระบบสัมปทาน Thailand III จึงถือว่าด้านผลประโยชน์ที่ให้กับรัฐ ทั้งสองระบบไม่มีความแตกต่างกันแต่อย่างใด สิ่งที่จะเป็นตัวกำหนดว่ารายได้รัฐจะมากหรือน้อยจึงขึ้นอยู่กับปริมาณปิโตรเลียมที่จะผลิตขึ้นมาได้เป็นสำคัญ

ระบบ PSC จะเพิ่มระดับการมีส่วนร่วมของภาครัฐ โดยรัฐจะเข้ามามีส่วนในการตัดสินใจเกี่ยวกับแผนงาน งบประมาณ รวมถึงการจัดซื้อจัดจ้าง ทำให้รัฐสามารถพัฒนาบุคลากรให้มีประสบการณ์โดยการเรียนรู้ไปพร้อมกับบริษัทน้ำมัน อย่างไรก็ตาม การมีส่วนร่วมดังกล่าวหมายถึงจำนวน ขั้นตอนการอนุมัติที่จะเพิ่มมากขึ้น ซึ่งหากมากเกินไปก็อาจส่งผลต่อประสิทธิภาพการดำเนินงาน ทำให้การพัฒนาโครงการเกิดความล่าช้าได้

ทั้งนี้ ที่ผ่านมาบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม หรือ ปตท.สผ. ถูกจัดตั้งขึ้นมาเป็นตัวแทนของรัฐ เพื่อรับผิดชอบงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของประเทศมาตั้งแต่ปี 2528 ได้เรียนรู้เทคโนโลยี สั่งสมประสบการณ์และแนวทางการดำเนินการจากบริษัทน้ำมันต่างชาติที่เข้ามาลงทุนในประเทศ จนสามารถเปลี่ยนสถานะบริษัทจากการเป็นผู้ร่วมทุนในช่วงแรกสู่การเป็น ผู้ดำเนินการที่มีขีดความสามารถทัดเทียมบริษัทน้ำมันต่างชาติ โดยมีประสบการณ์จากการเข้าไปรับสัญญา PSC มาแล้วกว่า 10 ประเทศ จำนวนกว่า 20 โครงการ เป็นระยะเวลานานกว่า 27 ปี ปัจจุบันมีกำลังการผลิตปิโตรเลียมจากประเทศที่ใช้ระบบ PSC สูงถึง 1.2 แสนบาร์เรล เทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 33 ของกำลังการผลิตรวมของบริษัท

การเข้าไปลงทุนในประเทศที่ใช้ระบบ PSC ครั้งแรกที่สาธารณรัฐ แห่งสหภาพเมียนมาในปี 2532 ถือเป็นโครงการที่ประสบความสำเร็จ จนในปัจจุบันที่สาธารณรัฐแห่งสหภาพ เมียนมามีทั้งหมดรวม 9 โครงการ โครงการหลักประกอบด้วย โครงการยาดานา โครงการเยตากุน และ โครงการซอติก้า ซึ่งปัจจุบันส่งก๊าซธรรมชาติกลับมาใช้ที่ประเทศไทย รวมกว่า 1,000 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 20 ของปริมาณการใช้ในประเทศ

และอีกหลายประเทศที่ ปตท.สผ.เข้าไปลงทุนที่ใช้ระบบ PSC อาทิ พื้นที่ร่วมไทยมาเลเซีย แอลจีเรีย อินโดนีเซีย เวียดนาม มาเลเซีย โมซัมบิก โอมาน อียิปต์ บาห์เรน และเคนยา ทำให้พบว่าการนำระบบ PSC มาใช้ในแต่ละประเทศจะมีลักษณะเฉพาะที่แตกต่างกัน อาทิ ด้านการขายปิโตรเลียม บางประเทศจะให้บริษัทน้ำมันเป็นผู้ขายทั้งหมดทั้งส่วนของรัฐและส่วนของบริษัทน้ำมัน ขณะที่บางประเทศรัฐก็พิจารณาที่จะขายปิโตรเลียมในส่วนของรัฐเอง หรือในด้านการมีส่วนร่วมของรัฐ บางประเทศรัฐจะมีส่วนร่วมในการตัดสินใจเฉพาะแผนงานสำคัญที่เกี่ยวข้องกับปริมาณเงินลงทุนจำนวนมากเท่านั้น ขณะที่บางประเทศรัฐก็จะเข้ามามีส่วนร่วมถึงแผนงานย่อยที่มีเงินลงทุนไม่สูงนัก เป็นต้น

สำหรับประเทศไทย หากภาครัฐตัดสินใจเลือกที่จะนำระบบ PSC มาใช้กับแปลงสัมปทานที่กำลังจะหมดอายุในอ่าวไทยที่สภาพทางธรณีวิทยามีลักษณะเฉพาะตัว แหล่งปิโตรเลียมกระจายตัวเป็นกระเปาะเล็กๆ ต้องใช้หลุมเจาะและแท่นหลุมผลิตจำนวนมากในแต่ละปีเพื่อรักษาระดับการผลิต เราก็มีความมั่นใจว่าภาครัฐจะออกแบบการมีส่วนร่วมของรัฐให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมกับการลงทุนและดำเนินการของแหล่ง เพื่อให้การพัฒนาปิโตรเลียมมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดกับประเทศ

กล่าวโดยสรุปคือ การนำระบบ PSC มาใช้กับแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุถือเป็นความท้าทายที่สำคัญสำหรับอนาคตพลังงานไทย ภาครัฐและภาคเอกชนจะต้องปรับตัว เพื่อให้สามารถดำเนินการภายใต้ระบบใหม่ให้มีประสิทธิภาพสูงสุด