บริษัทที่ปรึกษาฝรั่งให้ข้อคิดไทย แหล่งน้ำมันเล็กสำรองต่ำเร่งเปิดต่ออายุสัมปทาน

[mrtnews]

ผู้เชี่ยวชาญหนุนสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 21 ชี้ส่งผลดีต่อไทยในระยะยาว จี้เร่งต่ออายุแหล่งผลิตที่จ่อหมดอายุในปี? ยิ่งล่าช้าจะเสี่ยงความมั่นคงทางพลังงาน

เมื่อเร็ว ๆ นี้ ทางสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยได้จัดบรรยายในหัวข้อ "ภาวะความเสี่ยงของการผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย" ซึ่งเป็นการนำเสนอผลการศึกษาวิเคราะห์โอกาส และความเสี่ยงของการผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย จากผู้เชี่ยวชาญในแวดวงธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยนายเดวิด ทอมป์สัน (David Thompson) ประธาน บริษัท วู๊ดแม็กเคนไซ (Wood Mackensize) บริษัทที่ปรึกษาด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมชั้นนำในระดับสากล กล่าวว่า กระแสต่อต้านของภาคสังคมต่อการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึงการเรียกร้องให้มีการปรับหลักเกณฑ์เรียกเก็บส่วนแบ่งผลประโยชน์ภาครัฐ เพิ่มขึ้นนั้น จะไม่ส่งผลดีต่อการส่งเสริมให้มีการลงทุนสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของไทย และเป็นการเพิ่มความเสี่ยงต่อการลงทุน ที่สำคัญศักยภาพในการค้นพบปิโตรเลียมของไทยได้ผ่านจุดสูงสุดและเริ่มถดถอยลง แล้ว

สิ่งสำคัญที่หน่วยงานด้านพลังงานของไทยต้องดำเนินการคือ การกำหนดนโยบายที่สามารถรักษาระดับการผลิตปิโตรเลียมได้ต่อเนื่องในระยะยาว ในเมื่อแหล่งใหม่ ๆ จะต้องมีกระบวนการผลิตที่ยากขึ้น ภาครัฐควรส่งเสริมให้มีการลงทุนสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียมมากขึ้น การเปิดสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 21 จึงมีความสำคัญและจำเป็นอย่างยิ่งสำหรับประเทศไทย

ด้านนายเคร็ก แม็คมาฮอน (Craig Mcmahon) หัวหน้ากลุ่มงานวิจัยประจำภูมิภาคเอเชีย-แปซิฟิกของบริษัทวู๊ดแม็กฯได้ชี้แจงว่าสถิติการผลิตน้ำมันและก๊าซธรรมชาติของไทยตลอดระยะเวลา 10 ปีที่ผ่านมาเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง รวมแล้วมีปริมาณเทียบเท่าน้ำมันดิบ 2,300 ล้านบาร์เรล แต่ความสามารถในการสำรวจค้นพบปิโตรเลียมเพื่อทดแทนปริมาณสำรองที่ใช้ไปมีไม่ถึง1 ส่วน 4 ซึ่งหากไม่มีการสำรวจหาแหล่งปิโตรเลียมเพิ่มเติม ปริมาณสำรองปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์ที่คงเหลือจะมีพอให้ผลิตก๊าซและน้ำมันในอัตราปัจจุบันได้ไม่เกิน 8-9 ปี

จากการประเมินของบริษัทวู๊ดแม็กฯ ก๊าซและน้ำมันที่จะผลิตได้ในช่วง 8-9 ปีนี้จะมีมูลค่า 125,000 ล้านเหรียญสหรัฐ โดยที่ไทยยังจะสามารถผลิตเพื่อใช้ภายในประเทศได้ในระยะยาวกว่านี้ หากมีการสนับสนุนให้มีการลงทุนสำรวจและพัฒนาอย่างต่อเนื่อง

หากเปรียบเทียบผลประโยชน์ที่ประเทศต่าง ๆ ในอาเซียนได้รับจากการผลิตปิโตรเลียมแล้ว หลักเกณฑ์ Thailand III ที่เรียกเก็บส่วนแบ่งผลประโยชน์ในรูปแบบของค่าภาคหลวงที่เก็บเป็นขั้นบันไดตามปริมาณการผลิต ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมในอัตรา 50% จากผลกำไรและผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ (Special RemuneratoryBenefit : SRB) ที่เก็บจากกำไรปกติ (Windfall Profit) ของการผลิต ซึ่งหากพิจารณาขนาดของแหล่งก๊าซธรรมชาติที่พบในอ่าวไทยที่มีปริมาณสำรองเท่ากับ 0.25 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุตแล้ว ส่วนแบ่งผลประโยชน์ของรัฐที่ไทยจะได้รับจะอยู่ที่67% ของกำไรเบื้องต้น สูงกว่าค่าเฉลี่ยทั่วโลก58% แต่ต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของกลุ่มอาเซียน 74%

จากสถิติพบว่าแหล่งปิโตรเลียมของไทยมีขนาดเล็กเฉลี่ยเทียบเท่าน้ำมันดิบเพียง 7 ล้านบาร์เรล ในขณะที่แหล่งปิโตรเลียมของประเทศอื่น ๆ ในอาเซียน โดยเฉลี่ยมีขนาดใหญ่กว่า 8 เท่า (น้ำมันดิบ58 ล้านบาร์เรล) ดังนั้นจึงสรุปได้ว่า ความแตกต่างในอัตราส่วนแบ่งของรัฐที่ไทยได้รับสอดคล้องกับศักยภาพของแหล่งปิโตรเลียม จึงเชื่อว่าหากไทยปรับเพิ่มส่วนแบ่งของรัฐสูงขึ้นก็จะไม่สามารถแข่งขันดึงดูดการลงทุนกับประเทศในอาเซียนได้

ในขณะเดียวกัน นายราชนิช กอซวามี(Rajnish Goswami) ประธาน บริษัท เอเชียและตะวันออกกลาง ที่ปรึกษาด้านพลังงานและก๊าซ กล่าวว่า ระบบการบริหารจัดการสัมปทานของไทยนั้นมีประสิทธิภาพสูงสุดในอาเซียน โดยใช้เวลาเพียง 4 ปีในการพัฒนาแหล่งผลิตปิโตรเลียมตั้งแต่การสำรวจจนถึงขั้นตอนการผลิต ขณะที่ระบบแบ่งปันผลผลิตระหว่างรัฐและผู้รับสัมปทาน หรือ PSC (Production Sharing Contact) ของมาเลเซียและอินโดนีเซียใช้เวลาในการพัฒนากว่า 9 ปี ดังนั้นหากไทยเปลี่ยนรูปแบบการบริหารจัดการไปเป็นระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตตามที่มีการเรียกร้องนั้น เท่ากับบั่นทอนประสิทธิภาพของการบริหารจัดการการพัฒนาแหล่งผลิตปิโตรเลียมของไทย 

รวมถึงหน่วยงานด้านพลังงานของไทยจะต้องชัดเจนในการต่ออายุสัมปทานปิโตรเลียมที่จะหมดอายุในปี 2566 โดยเฉพาะในแปลงสัมปทานที่ค่อนข้างมีศักยภาพ ซึ่งหากดำเนินการล่าช้าจะยิ่งเพิ่มความเสี่ยงด้านพลังงานของไทย เนื่องจากปริมาณปิโตรเลียมที่ผลิตได้จากแหล่งดังกล่าวสูงถึง 65% ของปริมาณการผลิตทั้งหมดของไทยในปัจจุบัน

ที่มา -