การเก็บผลประโยชน์ของรัฐ จากธุรกิจปิโตรเลียม
...วรินทร์ลาภา กลิ่นสอน และ จรูญศรี ชายหาด
โดยทั่วไปรัฐจะจัดเก็บรายได้จากการประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม โดยใช้เครื่องมือการคลังทั้งเครื่องมือทางภาษีและเครื่องมือที่มิใช่ภาษีประกอบกัน เพื่อกำหนดเป็นกรอบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐจากธุรกิจปิโตรเลียม (Petroleum Fiscal Regime) จากการศึกษาระบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐจากการประกอบธุรกิจปิโตรเลียมของประเทศต่างๆ
โดยกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (International Monetary Fund : IMF) ระบุว่า กรอบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐจากการประกอบธุรกิจปิโตรเลียมที่ดีควรมีลักษณะที่สร้างรายได้คงที่จำนวนหนึ่งแน่นอนควบคู่กับการมีกลไกที่มีประสิทธิภาพในการสร้างผลประโยชน์ตอบแทนให้แก่รัฐเพิ่มขึ้นในระดับที่เหมาะสมตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป
การแบ่งผลประโยชน์ของรัฐสามารถกระทำได้ 2 วิธี คือ การใช้ระบบภาษีและสัมปทาน (Tax/Royalty Regime) ซึ่งเป็นการอ้างอิงกับปริมาณปิโตรเลียมที่ผลิตได้จริง (ProductionBased Instruments) หรือการใช้สัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract) ซึ่งเป็นการอ้างอิงกับส่วนแบ่งกำไรที่เกิดจากการประกอบธุรกิจปิโตรเลียม (ProfitBased Instruments)
ระบบสัมปทานหรือใบอนุญาต (Concession or Licenses) เป็นระบบที่ให้สิทธิผูกขาดแก่ผู้รับสัมปทานเพียงผู้เดียวในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่ที่ได้รับสัมปทานในระยะเวลาที่กำหนด ปิโตรเลียมที่พบจะถือเป็นของผู้รับสัมปทาน และจะชำระผลประโยชน์ให้รัฐในรูปค่าภาคหลวง (Royalty) และภาษี (Tax) จึงเรียกระบบนี้ว่าระบบภาษีและสัมปทาน (Tax/RoyaltyRegime) ระบบนี้จะเกี่ยวเนื่องกับการจัดเก็บผลประโยชน์หลัก 3 ประเภท ได้แก่ ค่าภาคหลวง (Royalty) ภาษีเงินได้ (Income Tax) และผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ (Resource Rent Tax : RRT) นอกจากนี้รัฐยังสามารถจัดเก็บผลประโยชน์พิเศษอื่นๆ เพิ่มเติมได้อีก
ระบบอ้างอิงสัญญา (Contractual Based System) เป็นระบบที่อ้างอิงกับปริมาณปิโตรเลียมที่ผลิตได้ จะมีการแบ่งปันผลผลิตระหว่างภาครัฐและเอกชนตามที่ระบุในสัญญา โดยระบบอ้างอิงสัญญาสามารถกระทำในรูปแบบสัญญาการให้บริการ (Service Contracts) หรือสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract) สัญญาการให้บริการมีลักษณะเป็นสัญญาที่รัฐให้สิทธิภาคเอกชนดำเนินการ รัฐจะจ่ายค่าบริการให้กับเอกชนเป็นค่าบริการในการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียม ปิโตรเลียมที่พบจะถือเป็นของรัฐโดยมีข้อตกลงในการแบ่งผลประโยชน์ให้แก่เอกชนในรูปแบบต่างๆ สำหรับสัญญาแบ่งปันผลผลิต รัฐจะเป็นเจ้าของกรรมสิทธิ์แต่จะแต่งตั้งเอกชนในฐานะผู้รับเหมา (Contractor) เข้ามาลงทุน หรือรัฐอาจตกลงร่วมทุนก็ได้ เอกชนจะได้รับการแบ่งปันผลผลิตปิโตรเลียมแทนค่าจ้าง ในหลักการจะมีการระบุปริมาณผลผลิตที่เอกชนสามารถนำมาใช้คิดเป็นต้นทุนการผลิต โดยปริมาณผลผลิตส่วนที่เหลือเป็นส่วนที่นำมาแบ่งปันกันตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้ในสัญญา
ในประเทศต่างๆ มีการใช้เครื่องมือทางภาษีและที่มิใช่ภาษีในการออกแบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐในธุรกิจปิโตรเลียม (Petroleum Fiscal Regime) แตกต่างกันไปตามลักษณะเฉพาะของแต่ละประเทศ โดยคำนึงถึงศักยภาพของพื้นที่สำรวจและผลิตปิโตรเลียม ปริมาณปิโตรเลียมสำรอง ความสามารถในการจัดเก็บภาษี และระบบการเมืองการปกครอง ซึ่งแต่ละระบบต่างมีข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดแตกต่างกัน ไม่อาจกล่าวได้ว่า กรอบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐแบบใดดีที่สุด (Optimal Model)
ผลการสำรวจของ IMF พบว่า Petroleum Fiscal Regime ของแต่ละประเทศมีลักษณะเฉพาะของตนเอง แต่มีลักษณะร่วมที่คล้ายคลึงกัน โดยส่วนใหญ่จะกำหนดให้มีการจัดเก็บค่าภาคหลวงในกรอบการจัดเก็บรายได้เพื่อเป็นกระแสรายได้ล่วงหน้าที่แน่นอน (upfront revenue)
นอกจากนี้เกือบทุกประเทศจะคำนวณค่าภาคหลวงด้วยวิธีการคำนวณตามมูลค่า (ad valorem basis)โดยอัตราค่าภาคหลวงอยู่ระหว่างร้อยละ 2 30 แต่อัตราที่ใช้ส่วนใหญ่อยู่ระหว่างร้อยละ 5
– 10 และในส่วนของภาษีเงินได้สำหรับธุรกิจปิโตรเลียม มีการกำหนดอัตราภาษีที่สูงกว่าธุรกิจประเภทอื่นๆสะท้อนให้เห็นว่า Economic rent ของธุรกิจปิโตรเลียมอยู่ในระดับสูงเมื่อพิจารณาเป็นรายภูมิภาคพบว่า ครึ่งหนึ่งของประเทศในทวีปแอฟริกาจะใช้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต ในขณะที่อีกครึ่งหนึ่งใช้ระบบสัมปทาน/ภาษี สำหรับทวีปเอเชียมีการใช้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตอย่างแพร่หลาย และประเทศในตะวันออกกลางส่วนใหญ่จะใช้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต และมีแนวโน้มว่าการนำระบบนี้มาใช้เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
การดำเนินกิจการปิโตรเลียมของประเทศไทยในปัจจุบัน แบ่งออกเป็น 2 กรณี ได้แก่กรณีที่ 1 ผู้ได้รับสัมปทานก่อนปี 2532 อยู่ภายใต้บังคับของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 (Thailand I) ผู้รับสัมปทานมีภาระที่ต้องจ่ายให้แก่รัฐประกอบด้วย ค่าภาคหลวงปิโตรเลียม จัดเก็บอัตราร้อยละ 12.5 ของมูลค่าปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่าย กำหนดจัดเก็บเป็นรายรอบระยะเวลา 3 เดือนปฏิทิน และภาษีเงินได้ปิโตรเลียมจัดเก็บในอัตราร้อยละ 50 ของกำไรสุทธิ จัดเก็บเป็นรายรอบระยะเวลาบัญชี โดยที่กรณีปิโตรเลียมส่งออก กำหนดให้ค่าภาคหลวงเป็นรายจ่ายในการคำนวณภาษีและกรณีปิโตรเลียมขายในประเทศ ให้สามารถนำค่าภาคหลวงมาเครดิตภาษีได้ และกรณีที่ 2 ผู้ได้รับสัมปทานหลังปี 2532 อยู่ภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2532 (Thailand III) ผู้รับสัมปทานมีภาระที่ต้องจ่ายให้แก่รัฐประกอบด้วย ค่าภาคหลวงปิโตรเลียมจัดเก็บอัตราร้อยละ 5
–15 ของมูลค่าปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่ายเป็นรายเดือนแปรผันตามปริมาณปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่ายได้ในรอบเดือน ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมจัดเก็บในอัตราร้อยละ 50 ของกำไรสุทธิ โดยกำหนดให้ค่าภาคหลวงเป็นรายจ่ายในการคำนวณภาษีและผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ จัดเก็บจากฐานกำไรปิโตรเลียมก่อนภาษีเงินได้ ซึ่งจะเรียกเก็บเมื่อผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมได้รับรายจ่ายที่เป็นทุนคืนหมดแล้ว หรือเรียกเก็บจากกำไรเฉพาะในกรณีที่มีกำไรเกินปกติ โดยจัดเก็บในอัตราร้อยละ 0–75 ขึ้นอยู่กับค่ารายได้ในรอบปีต่อหลุมเจาะลึกหนึ่งเมตรประเทศไทยนำระบบสัมปทานมาใช้ในการบริหารจัดการธุรกิจปิโตรเลียม เป็นไปตามศักยภาพเชิงพาณิชย์ของพื้นที่สำรวจและผลิตปิโตรเลียมภายในประเทศ โดยระบบสัมปทานจะเป็นระบบที่ให้สิทธิประโยชน์และจูงใจนักลงทุนมากกว่าระบบอื่นสำหรับประเทศที่มิได้มีทรัพยากรปิโตรเลียมมหาศาล ซึ่งประเทศไทยได้ออกแบบและปรับปรุงระบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐจากธุรกิจปิโตรเลียมให้สอดคล้องกับสภาพอุตสาหกรรมสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของประเทศ และสถานการณ์พลังงานของประเทศในแต่ละช่วงเวลาระบบสัมปทานที่นำมาใช้ตั้งแต่ปี 2514 ภายใต้บังคับของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 เป็นระบบที่ไม่ซับซ้อนจัดเก็บเป็นอัตราคงที่และบังคับใช้กับสัมปทานทุกสัมปทาน เป็นการแบ่งผลประโยชน์ของรัฐมีความเป็นธรรมเนื่องจากแปลงสำรวจที่ได้รับสัมปทานเป็นแปลงสำรวจขนาดใหญ่
ต่อมาในปี 2524 ราคาน้ำมันได้เพิ่มสูงขึ้น และค้นพบแหล่งปิโตรเลียมจำนวนมากในภูมิภาคเอเชีย รัฐจึงได้แก้ไขปรับปรุงเงื่อนไขของการให้สัมปทานปิโตรเลียมในปี 2525 เพื่อให้รัฐได้รับผลประโยชน์มากขึ้น แต่กลายเป็นส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อการลงทุนในธุรกิจปิโตรเลียม เนื่องจากเงื่อนไขที่ปรับปรุงใหม่จะมีประสิทธิภาพหากนำไปบริหารจัดการแปลงสำรวจปิโตรเลียมขนาดใหญ่ หรือราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูง กอปรกับภาครัฐมีข้อมูลทางธรณีวิทยาบ่งชี้ว่าแปลงสำรวจศักยภาพเชิงพาณิชย์ส่วนใหญ่มีขนาดเล็ก (Marginal Field) ในปี 2532 รัฐได้ปรับปรุงระบบสัมปทานปิโตรเลียมภายในประเทศ โดยใช้ระบบสัมปทานควบคู่การจัดเก็บภาษีสำหรับกำไรส่วนเกินปกติ (Concession system with excess profit tax) ซึ่งหมายถึง การนำระบบแบ่งผลกำไร (Profit sharing system) มาผนวกกับระบบสัมปทาน เพื่อส่งเสริมการลงทุนในโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมขนาดเล็ก และเป็นเครื่องมือในการสร้างรายได้เพิ่มเติมให้รัฐหากราคาน้ำมันสูงขึ้นฉับพลัน หรือค่าใช้จ่ายในการลงทุนอยู่ในระดับต่ำ โดยการประกาศใช้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2532
อย่างไรก็ตาม เมื่อเปรียบเทียบภาระที่ผู้รับสัมปทานทั้งสองกรณี พบว่าผู้รับสัมปทานภายใต้บังคับพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2532 มิได้มีข้อได้เปรียบผู้รับสัมปทานภายใต้บังคับพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 แต่อย่างใด เนื่องจากแม้จะชำระค่าภาคหลวงน้อยกว่าแต่เมื่อบวกรวมกับผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษที่ต้องชำระแล้ว จะมีภาระภาษีในสัดส่วนที่เหมาะสมตามขนาดของธุรกิจปิโตรเลียม
โดยสรุประบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐจากการประกอบธุรกิจปิโตรเลียมของประเทศไทยที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน มีความเหมาะสมกับสภาพแปลงสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่ได้รับสัมปทาน อีกทั้งเป็นไปตามหลักการสากลเกี่ยวกับการออกแบบระบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐจากธุรกิจปิโตรเลียม
แม้ว่าระบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐจากการประกอบธุรกิจปิโตรเลียมจะมีความเหมาะสมในภาพรวม อย่างไรก็ตามในส่วนของการจัดเก็บรายได้ค่าธรรมเนียมปิโตรเลียมนั้น ยังถือว่าอยู่ในระดับต่ำและมีช่องว่างที่จะพิจารณาปรับปรุงได้ ระบบการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐยังมีส่วนที่เป็นผลประโยชน์พิเศษอื่นๆ ที่เอกชนเสนอให้รัฐ เช่น การให้ทุนการศึกษา เงินอุดหนุน เงินให้เปล่าในการลงนามในสัมปทาน อาจเป็นช่องโหว่ในการทำให้รัฐไม่ได้รับผลประโยชน์อย่างเต็มที่ และในอดีตรัฐเลือกให้สิทธิประโยชน์เพื่อจูงใจให้เอกชนลงทุนด้วยการผ่อนคลายกฎเกณฑ์ต่างๆ ตามแต่ละกรณี อาจไม่เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานปัจจุบันที่เปลี่ยนแปลงไป
