รายได้รัฐจากสัมปทานไทยเทียบกับประเทศเพื่อนบ้าน (จบ)

ฉบับที่แล้วผมนำเสนอให้เห็นภาพถึงการเปิดสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 21 ที่ยังมีความเข้าใจผิดว่าสัมปทานไทยมีค่าสัมปทานต่ำและเป็นสัมปทานที่ถูกที่สุดในอาเซียน ซึ่งผมได้นำรายได้รัฐจากกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม โดยวิธีรวมตัวเลขที่จัดเก็บได้จริงของทั้งสองระบบ (ระบบ Thailand I และ Thailand III) ณ สิ้นปี 2554 รัฐจะมีรายได้คิดเป็น 60% ของกำไรหลังหักค่าใช้จ่าย

และถ้าคิดโดยวิธีการคำนวณจะพบว่าโครงการภายใต้ระบบ Thailand I รัฐมีรายได้คิดเป็น 55% และจากโครงการภายใต้ระบบ Thailand III รัฐมีรายได้คิดเป็น 74% ของกำไรหลังหักค่าใช้จ่าย ซึ่งไม่น้อยเลยสำหรับกฎหมายปัจจุบัน

ลองไปดูตัวอย่างการจัดเก็บรายได้ของประเทศไทยและประเทศเพื่อนบ้าน

รูปตัวอย่างดังกล่าวนี้เป็นเพียงโครงสร้างแบบง่าย เพื่อให้เกิดความเข้าใจได้ง่ายขึ้น และเมื่อนำแหล่งปิโตรเลียมที่พัฒนาในประเทศไทยมาวิเคราะห์เปรียบเทียบภายใต้ระบบต่างๆ จะได้ดังนี้

แหล่งที่ 1 เป็นแหล่งก๊าซในอ่าวไทยมีอัตราผลิตเฉลี่ย 380 ล้าน ลบ.ฟุต/วัน ผลการวิเคราะห์แสดงเป็นร้อยละของมูลค่าปิโตรเลียมได้ดังรูป

แหล่งที่ 1 มีค่าใช้จ่ายรวมคิดเป็น 32% ของมูลค่าปิโตรเลียม (capex+opex) ที่เหลือเป็นกำไรแบ่งกันระหว่างบริษัทและรัฐ ตัวอย่างเช่น เมื่อพัฒนาภายใต้ระบบ Thailand I รัฐจะมีส่วนแบ่งรายได้คิดเป็น 37% จากมูลค่าปิโตรเลียม หรือคิดเป็น 55% ของกำไร (ตามรูปด้านล่าง : 36.4+18.3)

ภายใต้กฎหมายปัจจุบันคือ ระบบ Thailand III รัฐจะมีส่วนแบ่งรายได้คิดเป็น 47% ของมูลค่าปิโตรเลียม หรือคิดเป็น 70% ของกำไร จะอยู่ในระดับกลางๆ เมื่อเปรียบเทียบกับเพื่อนบ้าน ซึ่งน้อยกว่าระบบของประเทศอินโดนีเซีย มาเลเซีย เวียดนาม และพม่า แต่จะสูงกว่าระบบของประเทศกัมพูชาพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย ฟิลิปปินส์ และระบบ Thailand I โดยรายได้รัฐจากระบบ Thailand III ประกอบด้วยค่าภาคหลวง 19% เงินผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ (SRB) 13% และภาษีเงินได้ปิโตรเลียม 38% สำหรับระบบของประเทศเพื่อนบ้านจะมีเครื่องมือในการจัดเก็บที่ต่างกัน แสดงได้ดังรูป

การพัฒนาแหล่งที่ 1 ใช้เงินลงทุนไปจนถึงสิ้นปี 2555 ประมาณ 3,700 ล้านเหรียญสหรัฐ ภายใต้ระบบแบ่งปันผลผลิตของประเทศอินโดนีเซีย โครงการจะมีผลตอบแทนการลงทุนในอัตรา 12.6% มีกำไรสุทธิประมาณ 880 ล้านเหรียญสหรัฐ เป็นอัตราและมูลค่าที่ต่ำที่สุดที่บริษัทได้รับเมื่อเทียบกับระบบอื่นๆ ในกรณีที่บริษัทผู้ลงทุนต้องการอัตราผลตอบแทนสูงกว่า 13% โครงการแหล่งที่ 1 นี้ จะไม่สามารถพัฒนาได้ภายใต้ระบบของประเทศอินโดนีเซีย เนื่องจากรัฐจัดเก็บส่วนแบ่งสูงเกินไป แหล่งที่ 2 เป็นแหล่งน้ำมันดิบในอ่าวไทยมีอัตราผลิตเฉลี่ย 15,000 บาร์เรล/วัน

แหล่งที่ 2 นี้ Thailand III จัดเก็บได้สูงกว่าระบบของประเทศพม่า

แหล่งที่ 3 เป็นแหล่งน้ำมันดิบบนบกมีอัตราการผลิตเฉลี่ย 600 บาร์เรล/วัน เป็นตัวแทนของแหล่งขนาดเล็กที่สำรวจพบในระยะหลัง โดยเฉพาะสัมปทานในรอบที่ 18 และ 19

แหล่งที่ 3 นี้ เป็นโครงการที่มีอัตราผลตอบแทนต่ำ และภายใต้ระบบสัญญาของประเทศฟิลิปปินส์จะให้ผลตอบแทนโครงการดีที่สุด รองมาคือ ระบบ Thailand III อย่างไรก็ตาม สำหรับโครงการนี้ ถ้าผู้ลงทุนรู้ล่วงหน้าว่าจะได้ผลตอบแทนแบบนี้ โครงการคงไม่สามารถพัฒนาได้เนื่องจากได้ผลตอบแทนต่ำมาก

จากตัวอย่างของแหล่งทั้งสามแหล่งที่นำมาวิเคราะห์เปรียบเทียบ พบว่าระบบสัมปทานไทยในปัจจุบัน (Thailand III) ไม่ได้เป็นระบบที่มีค่าสัมปทานต่ำที่สุด แต่เป็นระบบที่มีการจัดเก็บรายได้รัฐอยู่ในระดับกลางและมีความยืดหยุ่นกว่าระบบอื่นๆ กล่าวคือ เมื่อเป็นแหล่งขนาดกลางถึงใหญ่รัฐสามารถจัดเก็บรายได้เข้ารัฐคิดเป็น 70% (แหล่งที่ 1) และ 80% (แหล่งที่ 2) ของกำไรหลังหักค่าใช้จ่าย แต่ถ้าเป็นแหล่งขนาดเล็ก (แหล่งที่ 3) ระบบ Thailand III ยังมีกลไกที่สนับสนุนให้โครงการมีอัตราผลตอบแทนการลงทุนที่พอรับได้ ซึ่งช่วยให้โครงการสามารถพัฒนาได้ จึงมีความเหมาะสมกับสภาพการณ์ในปัจจุบันของประเทศที่พบแต่แหล่งขนาดเล็ก ดูได้จากผลการดำเนินงานของการเปิดสัมปทานใน 3 รอบ ที่ผ่านมา (1820) ตามที่ได้นำเสนอไปแล้ว ซึ่งพบว่าผลประกอบการของแปลงสำรวจที่ค้นพบและผลิตปิโตรเลียมส่วนใหญ่ยังมีผลขาดทุนอยู่

ระบบที่มีการจัดเก็บรายได้รัฐในอัตราที่สูง ไม่ได้เป็นระบบที่ดีเสมอไป อาจจะดีต่อรัฐที่จัดเก็บได้มากแต่ขณะเดียวกันกลับส่งผลเสียต่อโครงการทำให้ไม่สามารถพัฒนาได้ ซึ่งในกรณีหลังนี้รัฐก็จะไม่ได้รับประโยชน์ไปด้วย

ดังนั้น เก็บมากหรือน้อย จึงต้องคำนึงถึงความเหมาะสม ซึ่งขึ้นอยู่กับปัจจัยหลายอย่างตามที่ได้เคยเขียนบทความไว้ก่อนหน้า เช่น ศักยภาพปิโตรเลียมภายในประเทศ ความเสี่ยงด้านธรณีวิทยา ความเสี่ยงด้านการเมือง ผลตอบแทนที่เอกชนต้องการและนโยบายรัฐ

ผมจึงขอยืนยันอีกครั้งว่า พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2532 หรือระบบ Thailand III มีความเหมาะสมและเป็นธรรมกับศักยภาพปิโตรเลียมที่เหลืออยู่ในปัจจุบัน และด้วยกลไกการจัดเก็บที่คิดเป็นร้อยละ จึงไม่ล้าสมัย แม้ราคาน้ำมันจะเปลี่ยนแปลงไปมากเพียงใด ระบบดังกล่าวก็เอาอยู่