ธุรกิจปิโตรเลียมไทยกับผลประโยชน์ของชาติ

กองทุนการเงินระหว่างประเทศ (ไอเอ็มเอฟ) ได้มีการระบุว่า ในประเทศต่างๆ มีการใช้เครื่องมือทางภาษีและที่มิใช่ภาษีในการออกแบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐในธุรกิจปิโตรเลียม แตกต่างกันไปตามลักษณะเฉพาะของแต่ละประเทศ โดยคำนึงถึงศักยภาพของพื้นที่สำรวจและผลิตปิโตรเลียม ปริมาณปิโตรเลียมสำรอง ความสามารถในการจัดเก็บภาษี และระบบการเมืองการปกครอง

แต่ละระบบต่างมีข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดแตกต่างกัน ไม่อาจกล่าวได้ว่า กรอบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐแบบใดดีที่สุด

ผลการสำรวจของไอเอ็มเอฟ พบว่า การใช้เครื่องมือทางภาษีและที่มิใช่ภาษีในการออกแบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐในธุรกิจปิโตรเลียมของแต่ละประเทศมีลักษณะเฉพาะของตนเอง แต่มีลักษณะร่วมที่คล้ายคลึงกัน โดยส่วนใหญ่จะกำหนดให้มีการจัดเก็บค่าภาคหลวงในกรอบการจัดเก็บรายได้ เพื่อเป็นกระแสรายได้ล่วงหน้าที่แน่นอน

นอกจากนี้ เกือบทุกประเทศจะคำนวณค่าภาคหลวงด้วยวิธีการคำนวณตามมูลค่า โดยอัตราค่าภาคหลวงอยู่ระหว่าง 230% แต่อัตราที่ใช้ส่วนใหญ่อยู่ระหว่าง510% และในส่วนของภาษีเงินได้สำหรับธุรกิจปิโตรเลียม มีการกำหนดอัตราภาษีที่สูงกว่าธุรกิจประเภทอื่นๆ สะท้อนให้เห็นว่า Economic Rent ของธุรกิจปิโตรเลียมอยู่ในระดับสูง

เมื่อพิจารณาในภูมิภาคเอเชีย พบว่า มีการใช้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตอย่างแพร่หลาย และประเทศในตะวันออกกลางส่วนใหญ่จะใช้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต และมีแนวโน้มว่าการนำระบบนี้มาใช้เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง สำหรับการดำเนินกิจการปิโตรเลียมของประเทศไทยในปัจจุบัน แบ่งออกเป็น 2 กรณี ได้แก่

กรณีที่ 1 ผู้ได้รับสัมปทานก่อน พ.ศ. 2532 (กลุ่ม Thailand I) อยู่ภายใต้บังคับของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ผู้รับสัมปทานมีภาระที่ต้องจ่ายให้แก่รัฐ ประกอบด้วยค่าภาคหลวงปิโตรเลียม จัดเก็บอัตรา 12.5% ของมูลค่าปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่าย กำหนดจัดเก็บเป็นรายรอบระยะเวลา 3 เดือนปฏิทิน และภาษีเงินได้ปิโตรเลียม จัดเก็บในอัตรา 50% ของกำไรสุทธิ จัดเก็บเป็นรายรอบระยะเวลาบัญชี โดยที่กรณีปิโตรเลียมส่งออก กำหนดให้ค่าภาคหลวงเป็นรายจ่ายในการคำนวณภาษี และกรณีปิโตรเลียมขายในประเทศ ให้สามารถนำค่าภาคหลวงมาเครดิตภาษีได้

กรณีที่ 2 ผู้ได้รับสัมปทานหลัง พ.ศ. 2532 (กลุ่ม Thailand III) อยู่ภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม(ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2532 ผู้รับสัมปทานมีภาระที่ต้องจ่ายให้แก่รัฐ ประกอบด้วยค่าภาคหลวงปิโตรเลียม จัดเก็บอัตรา 515% ของมูลค่าปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่ายเป็นรายเดือนแปรผันตามปริมาณปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่ายได้ในรอบเดือน ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม จัดเก็บในอัตรา 50% ของกำไรสุทธิ โดยกำหนดให้ค่าภาคหลวงเป็นรายจ่ายในการคำนวณภาษี

ประเทศไทยนำระบบสัมปทานมาใช้ในการบริหารจัดการธุรกิจปิโตรเลียม เป็นไปตามศักยภาพเชิงพาณิชย์ของพื้นที่สำรวจและผลิตปิโตรเลียมภายในประเทศ โดยระบบสัมปทานจะเป็นระบบที่ให้สิทธิประโยชน์และจูงใจนักลงทุนมากกว่าระบบอื่นสำหรับประเทศที่มิได้มีทรัพยากรปิโตรเลียมมหาศาล

ที่ผ่านมา ประเทศไทยได้ออกแบบและปรับปรุงระบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐจากธุรกิจปิโตรเลียมให้สอดคล้องกับสภาพอุตสาหกรรมสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของประเทศ และสถานการณ์พลังงานของประเทศในแต่ละช่วงเวลา

หลายฝ่ายอาจจะเห็นว่าประเทศไทยนั้นเก็บค่าภาคหลวงปิโตรเลียมในอัตราค่อนข้างต่ำเมื่อเปรียบเทียบกับประเทศอื่นๆ อีกทั้งได้เสนอแนะให้ทบทวนอัตราค่าภาคหลวง โดยเปรียบเทียบกับประเทศเวเนซุเอลา โบลิเวีย เป็นต้น เป็นประเทศที่เก็บค่าภาคหลวงในระดับสูง

หากเราไปดูข้อมูลกระทรวงพลังงาน จะพบว่าค่าภาคหลวงเป็นเพียงส่วนหนึ่งเท่านั้นของรายได้ทางตรงที่รัฐเรียกเก็บจากการประกอบกิจการปิโตรเลียม

ดังนั้น ในการวิเคราะห์รายได้ของรัฐจำเป็นต้องดูองค์ประกอบทุกส่วนของรายได้รัฐทั้งหมดซึ่งประกอบด้วย

(1) ค่าภาคหลวง

(2) ผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ

(3) ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม

ซึ่งใน พ.ศ. 2554 ประเทศสามารถจัดเก็บรายได้จากการประกอบกิจการปิโตรเลียมในพื้นที่สัมปทานในประเทศได้เป็นจำนวน 133,617 ล้านบาท และจากข้อมูลตั้งแต่ พ.ศ. 2514 จนถึงสิ้น พ.ศ. 2554 มีมูลค่าการขายปิโตรเลียมที่ผลิตจากแหล่งในประเทศโดยผู้รับสัมปทานรวมเป็นเงินประมาณ 3.415 ล้านล้านบาท มีต้นทุนและค่าใช้จ่ายรวมเป็นเงินประมาณ1.461 ล้านล้านบาท

และค่าใช้จ่ายที่ผู้รับสัมปทานจ่ายให้รัฐ ได้แก่ ค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ รวมเป็นเงินประมาณ 1.074 ล้านล้านบาท คงเหลือเป็นรายได้สุทธิของผู้รับสัมปทานเท่ากับ 0.88 ล้านล้านบาท

นี่คือภาพรวมของธุรกิจพลังงานไทย

หลายคนคงสงสัยว่า เมื่อธุรกิจพลังงานของไทยใหญ่โตขนาดนี้ แล้วรัฐบาลที่เป็นผู้ให้สัมปทานจะมีรายได้อย่างไร ฉบับหน้าผมมีคำตอบครับ