ผ่าสัมปทาน(1) ดูตามจริง ตัดทิ้งย่อมได้

ตามที่มีกระแสเรียกร้องให้ยกเลิก พ.ร.บ.ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 หรือระบบสัมปทาน เพื่อเปลี่ยนให้การสำรวจผลิตปิโตรเลียมมาอยู่ใต้ระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC = Production Sharing Contract) หรือสัญญารับจ้างบริการนั้น

ไม่มีใครคัดค้านการเปลี่ยนแปลงเพื่อให้ประเทศได้รับประโยชน์มากขึ้น แต่ต้องเปลี่ยนอย่างรอบคอบ เพื่อให้แน่ใจว่าประเทศจะได้มากขึ้น ทุกอย่างต้องดีขึ้นกว่าที่เป็นอยู่จริงในปัจจุบัน มิฉะนั้นประเทศอาจจะเสียโอกาสหรือเสียค่าใช้จ่ายโดยไม่จำเป็น

ก่อนอื่นต้องทำความเข้าใจว่าทั่วโลกมีการใช้ทั้ง 2-3 ระบบที่กล่าวถึง ประเทศพัฒนาแล้วอย่างนอร์เวย์ สหรัฐ ออสเตรเลีย หรืออังกฤษ ก็ใช้ระบบสัมปทาน สัดส่วนผลประโยชน์ (รวมรายได้ทุกชนิด) ของรัฐที่แต่ละประเทศได้นั้น ไม่ได้ขึ้นอยู่กับระบบที่ใช้ ไม่ใช่ว่าต้องเป็น PSC เท่านั้นจึงจะให้ผลตอบแทนต่อรัฐสูง หรือสัมปทานผลตอบแทนรัฐต่ำเสมอไป

แต่สัดส่วนผลกำไรของรัฐนั้น ขึ้นอยู่กับศักยภาพหรือความอุดมสมบูรณ์ของปิโตรเลียม หากศักยภาพสูงรัฐก็เรียกได้สูง อาทิ ประเทศนอร์เวย์รัฐได้สูงถึง 80% ทั้งๆ ที่ใช้ระบบสัมปทาน แต่ประเทศนิการากัวที่ใช้ PSC กลับได้สัดส่วนรัฐเพียง 40% เพราะศักยภาพปิโตรเลียมต่ำ

ประเทศมาเลเซียเองก็มีความหลากหลาย ในส่วนพื้นที่ทับซ้อนที่พัฒนาร่วมกับไทย (MTJDA) ซึ่งเป็น PSC สัดส่วนกำไรรัฐจะต่ำกว่าแหล่งปิโตรเลียมที่สมบูรณ์กว่าทางใต้ของประเทศเขา ประเทศไทยถือว่าใช้ PSC อยู่แล้วใน MTJDA แต่ผลตอบแทนรัฐก็ไม่ได้สูงไปกว่าระบบสัมปทานปัจจุบันของเราเลย

ระบบสัมปทานของไทยที่ใช้อยู่ทุกวันนี้มี 2 รุ่น คือ Thailand I ที่เริ่มจาก พ.ร.บ.ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และ Thailand III จากการแก้ไข พ.ร.บ.ในปี 2532

Thailand I เก็บค่าภาคหลวง 12.5% จากยอดขายไม่ว่ามีกำไรหรือไม่ (เทียบกับ 4% ของแร่อื่นๆ) และเก็บภาษีเงินได้ปิโตรเลียม 50% (เทียบกับภาษีเงินได้นิติบุคคลของธุรกิจอื่น 20%) ระบบนี้เริ่มตอนที่ประเทศไทยต้องการให้มีการพัฒนาปิโตรเลียมอย่างจริงจังโดยใช้ภาคเอกชน หลังจากที่รัฐได้ลงทุนและบริหารจัดการเองเป็นสิบๆ ปีตั้งแต่ พ.ศ. 2464 โดยไม่ประสบความสำเร็จ

ตอนนั้นไม่มีใครรู้ว่าจะมีแหล่งผลิตได้จริงสักแค่ไหน จึงต้องตั้งเงื่อนไขที่ดึงดูดให้เอกชนกล้ามาเสี่ยงลงทุน ภายหลังเมื่อค้นพบและผลิตได้แล้ว ก็มีความพยายามจัดให้รัฐได้ผลประโยชน์มากๆ ใน Thailand II แต่เป็นระบบที่โหดมากจนไม่เกิดการพัฒนา เพราะศักยภาพปิโตรเลียมของไทยที่เหลืออยู่ไม่ได้สูงอย่างที่คาดไว้ ไม่มีใครค้นพบแหล่งปิโตรเลียมที่ใหญ่พอที่จะคุ้มกับการลงทุนและจ่ายผลตอบแทนให้รัฐสูงขนาดนั้นได้ ระบบจึงถูกยกเลิกไป

ในที่สุดจึงมีการออกแบบ Thailand III ให้มีความยืดหยุ่นเพื่อจูงใจให้เกิดการพัฒนา ถ้าพบน้อยเก็บน้อย พบมากเก็บมาก ค่าภาคหลวงเปลี่ยนเป็นขั้นบันได 5-15% เพื่อให้แหล่งเล็กๆ พัฒนาได้ ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม 50% เท่าเดิม

และมีการเก็บผลตอบแทนพิเศษ (SRB = Special Remuneration Benefits) ตั้งแต่ 0-75% ของกำไรส้มหล่น (Windfall Tax) เช่น หากราคาปิโตรเลียมสูงขึ้น หรือแหล่งที่ค้นพบนั้นมีต้นทุนต่ำ (วัดจากความลึกของหลุมเจาะทั้งหมด) SRB ที่เก็บได้แต่ละปี ผันแปรตามราคาน้ำมันและการลงทุนในปีนั้นๆ โดยเฉลี่ย 7 ปีที่ผ่านมา ปีละ 4,480 ล้านบาท (ปี 2556 ได้ 3,245 ล้านบาท)

สัดส่วนกำไรของรัฐจากระบบสัมปทานอยู่ที่ 58% รวมรายได้ตั้งแต่เริ่มทุกสัญญาถึงปี 2556 เฉลี่ยจาก Thailand I 54% และ Thailand III 72% (ไม่รวมเงินพิเศษอีกหลายอย่างที่เข้ารัฐ) รวมรายได้รัฐหลักๆ ทั้งหมดในปี 2556 เป็นเงิน 198,137 ล้านบาท โดย 5,355 ล้านบาท ส่งให้ท้องถิ่น (จากค่าภาคหลวง)

Thailand I เกิดก่อน จึงไม่แปลกที่ผู้รับสัมปทานได้เลือกแหล่งที่อุดมสมบูรณ์มากไปแล้ว ทำให้มีสัดส่วนการผลิตในปัจจุบันสูงถึง 89% แต่การต่อระยะเวลาการผลิต 10 ปี ซึ่งเป็นสิทธิตามสัญญาของผู้รับสัมปทาน อยู่ภายใต้เงื่อนไขที่ใช้ทั่วไปในขณะนั้น ซึ่งก็คือ Thailand III จึงได้มีการเจรจาให้ผู้รับสัมปทานจ่ายเงินเพิ่มพิเศษในการต่อระยะเวลาการผลิตดังที่เกิดขึ้นในปี 2550 มีทั้งเงินล่วงหน้า และเงินรายปี 2 สัญญา รวมประมาณ 38,130 ล้านบาท ต่างจากกระแสบิดเบือนที่บอกว่าประเทศไม่ได้สักบาทเดียว!

มีความเข้าใจผิดกันมากว่า การให้สัมปทานไม่โปร่งใส ใครจะได้ต้องจ่ายใต้โต๊ะ ความจริงแล้วการให้สัมปทานแต่ละรอบเป็นการประมูล เรียกว่า Bidding Round ไม่เน้นผลประโยชน์ต่อรัฐ เพราะมีกฎเกณฑ์ส่วนแบ่งหลักที่ชัดเจนและยืดหยุ่นมากอยู่แล้วตามที่กล่าวข้างต้น แต่เป็นการประมูลว่าใครจะลงทุนสำรวจอย่างเข้มข้นจริงจังที่สุด ใครมีโอกาสพบปิโตรเลียมเร็วที่สุดและมากที่สุด เพื่อความมั่นคงและทดแทนการนำเข้าที่แพงกว่าสำหรับประเทศ

ผู้ได้รับสัมปทาน คือ ผู้ที่เสนอปริมาณงานและเงินลงทุนมากที่สุด โดยมีเหตุผลทางธรณีวิทยาสนับสนุนสำหรับแปลงนั้นๆ (น้ำหนัก 80%) และเสนอผลประโยชน์พิเศษเพิ่มเติมให้แก่รัฐมากที่สุด (น้ำหนัก 20%) ต้องมีธนาคารค้ำประกันการลงทุนในช่วง 3 ปีแรก เพื่อไม่ให้ผู้ชนะถือแปลงไว้เฉยๆ

หากประมูลโดยเน้นผลตอบแทนรัฐมากกว่าโอกาสค้นพบปิโตรเลียม อาจเจอสถานการณ์อย่างประเทศกัมพูชาที่ PSC กำหนดสัดส่วนกำไรรัฐสูงถึง 80% แต่น้ำมันทั้งหมดต้องนำเข้า เพราะการผลิตจริง 0 บาร์เรล รายได้รัฐก็ = 0