Revenue and Benefit ประเทศได้ รายได้ ผลประโยชน์แค่ 29.87 % ?

• Facebook
• Twitter
• Line

Revenue and Benefit ประเทศได้ รายได้ ผลประโยชน์แค่ 29.87 % ? – เคยมีคำกล่าวอ้างนี้ในสื่อสมัยหนึ่งเมื่อหลายปีมาแล้ว สมัยที่มีการอ้างว่าจะทวงคืนโน้น ทวงคืนนี้

กรมเชื้อเพลิงฯก็เลยออกมาอธิบายเรื่องนี้เอาไว้ ผมก็ถือโอกาสเอามาเผยแพร่ ตัวเลขต่างๆอาจจะเก่าไป แต่ก็เป็นข้อเท็จจริงที่อ้างอิงได้

โดยหลักการแล้ว ไม่ว่าจะระบบการให้สัมปทานแบบไหนก็ตาม ส่วนแบ่งผลประโยชน์นั้นตกลงกันได้เสมอ ไม่มีหรอกที่ระบบนั้นระบบนี้จะทำให้ฝ่ายในฝ่ายหนึ่งได้ประโยชน์มากกว่าแน่นอน

ปัจจัยที่จะกำหนดว่าจะกำหนดว่าควรใช้ระบบใดนั้น โดยส่วนตัวผมน่ะ ขึ้นกับนโยบายหลักการของประเทศ และ ความเสี่ยงในการสำรวจ และ ผลิตมาก กับ ปริมาณปิโตรเลียมที่คาดว่าจะพบ และ ผลิตได้ กว่าอย่างอื่น

อย่าลืมว่าผู้มาประมูลเอาสัมปทานไป เขาก็มีหน้าที่ต้องสร้างผลตอบแทนให้กับผู้มีส่วนได้เสียของบ.เขา ไม่ใช่การทำงานแบบการกุศล บรรทัดสุดท้ายที่จะต้องตัดสินใจกัน มันก็ขึ้นกับผลตอบแทนที่สัมพัทธ์กับความเสี่ยงอยู่ดี

Revenue and Benefit

ประเทศได้ รายได้ ผลประโยชน์แค่ 29.87 % ?

19. ประเทศไทยได้รับรายได้และผลประโยชน์จากการประกอบกิจการปิโตรเลียมเพียงร้อยละ 29.87 จริงหรือ

ในการพิจารณาสัดส่วนผลประโยชน์ที่ประเทศได้รับจากการประกอบกิจการปิโตรเลียมจากระบบสัมปทาน (Concession System) จะต้องนำรายรับของผู้รับสัมปทานที่ได้จากการขายปิโตรเลียมไปหักต้นทุนและค่าใช้จ่าย (Cost& Expense) ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเสียก่อน จึงจะได้รายได้สุทธิหลังหักค่าใช้จ่าย

ทั้งนี้รัฐจะจัดเก็บรายได้ในรูปของค่าภาคหลวงปิโตรเลียมบวกด้วยภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และ บวกด้วยผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ โดยเมื่อพิจารณาจากมูลค่าการลงทุนรวมในการประกอบกิจการปิโตรเลียมของทุกแปลงสำรวจตั้งแต่ปี พ.ศ. 2514 จนถึงสิ้นปีพ.ศ. 2554 มีจำนวนต้นทุนและค่าใช้จ่ายสะสม ทั้งสิ้นประมาณ 1.461 ล้านล้านบาท ขณะที่มูลค่าการขายปิโตรเลียมได้เป็นเงินสะสมประมาณ 3.415 ล้านล้านบาท

คงเหลือเป็นรายได้สุทธิของผู้รับสัมปทานหลังหักค่าใช้จ่ายประมาณ 1.954 ล้านล้านบาท ซึ่งในจำนวนนี้ รัฐจัดเก็บรายได้เป็นค่าภาคหลวง (คิดจากมูลค่าการขายถึงสิ้นปีพ.ศ. 2554) ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และ ผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษรวมเป็นเงินสะสมประมาณ 1.074 ล้านล้านบาท หรือ คิดเป็นสัดส่วนเงินเข้ารัฐทางตรงต่อรายรับสุทธิหลังหักค่าใช้จ่ายที่สัดส่วนประมาณร้อยละ 55 และ ผู้รับสัมปทานที่ผลิตปิโตรเลียมทุกรายมีรายได้สุทธิสะสมประมาณ 0.88 ล้านล้านบาท หรือคิดเป็นสัดส่วนกำไรของบริษัทผู้ประกอบการต่อรายรับสุทธิหลังหักค่าใช้จ่ายที่ประมาณร้อยละ 45

ดังนั้นคำกล่าวอ้างที่ว่าประเทศไทยได้รับรายได้และผลประโยชน์จากการประกอบกิจการปิโตรเลียมเพียงร้อยละ 29.87 จึงไม่จริง

จากการพิจารณาของบริษัท Daniel Johnston (2006) เกี่ยวกับระบบการจัดเก็บรายได้ จากการประกอบกิจการด้านปิโตรเลียมของโลก พบว่า ประเทศไทยมีสัดส่วนอยู่ในช่วงประมาณร้อยละ 50-75

ปัจจัยสำคัญที่ใช้ประกอบการพิจารณาเพื่อกำหนดสัดส่วนดังกล่าวคือ ขนาดของแหล่งปิโตรเลียม มูลค่าเงินลงทุน และโอกาสในการค้นพบแหล่งปิโตรเลียม

ซึ่งหากพิจาณาจากปัจจัยต่างๆ ดังกล่าวแล้ว ประเทศไทยจึงได้กำหนดสัดส่วนผลประโยชน์ของประเทศในรูปส่วนแบ่งรายได้รัฐ ให้อยู่ในระดับกลางเมื่อเทียบกับประเทศต่างๆ

เพื่อเป็นการดึงดูดให้เกิดการลงทุนด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเนื่องจากประเทศไทยพบแหล่งปิโตรเลียมขนาดเล็ก และ ใช้เงินลงทุนสูงในการสำรวจ เพื่อผลิตปิโตรเลียมในปริมาณที่เท่ากัน

เมื่อเปรียบเทียบกับบางประเทศที่กำหนดส่วนแบ่งของรัฐอยู่ในระดับสูง ประมาณร้อยละ 75-90 เนื่องจาก แหล่งปิโตรเลียมของประเทศเหล่านั้นมีขนาดใหญ่โอกาสพบปิโตรเลียมสูงและใช้เงินลงทุนน้อยในการสำรวจ เพื่อผลิตปิโตรเลียมในปริมาณที่เท่ากัน ตัวอย่างเช่น ประเทศเวเนซุเอลา อินโดนีเซีย และมาเลเซีย เป็นต้น

ในตารางเปรียบเทียบศักยภาพแหล่งปิโตรเลียมของประเทศไทยกับประเทศอื่นๆ ในภูมิภาค แสดงให้เห็นว่า แหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยมีขนาดเล็ก เมื่อเทียบกับแหล่งในประเทศเพื่อนบ้าน เช่น แหล่งนาทูนา ในประเทศอินโดนีเซีย ที่มีปริมาณสำรองถึง 210 ล้านล้านลบ.ฟุต มากกว่าแหล่งเอราวัณซึ่งเป็นแหล่งขนาดใหญ่ของประเทศไทยถึง 210 เท่า หรือแหล่งยาดานาและเยตากุนในประเทศพม่า ก็มีขนาดใหญ่กว่าแหล่งในประเทศไทยเช่นกัน

นอกจากในด้านขนาดของแหล่งแล้ว การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศไทยยังต้องใช้หลุมผลิตจำนวนมาก เนื่องจากอัตราการผลิตต่อหลุมต่ำ เช่นแหล่งเอราวัณต้องใช้หลุมทั้งสิ้นกว่า 508 หลุมเพื่อที่จะผลิตก๊าซธรรมชาติในอัตรา 275 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในขณะที่แหล่งยาดานาในประเทศพม่าใช้หลุมเพียง 10 หลุมในการผลิตก๊าซธรรมชาติ 800 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน จึงทำให้บริษัทผู้รับสัมปทานต้องใช้เงินลงทุนจำนวนมากในการเจาะหลุมผลิต และทำให้มีต้นทุนการผลิตที่สูงขึ้นในที่สุด

สาเหตุหนึ่งที่แหล่งปิโตรเลียมของประเทศไทยเล็กกว่าแหล่งปิโตรเลียมของประเทศเพื่อนบ้าน เนื่องจากข้อจำกัดของสภาพทางธรณีวิทยาแหล่งปิโตรเลียมในประเทศไทย เช่น แหล่งปิโตรเลียมที่ค้นพบในอ่าวไทย กำเนิดมาจากการสะสมของแอ่งบริเวณทรายตะกอนแม่น้ำ ขณะที่ประเทศเพื่อนบ้านแหล่งปิโตรเลียมกำเนิดมาจากการสะสมของแอ่งตะกอนในทะเล และแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมในอ่าวไทยยังมีรอยเลื่อนจำนวนมากอีกด้วย ทำให้ชั้นหินกักเก็บไม่ต่อเนื่อง จึงต้องใช้หลุมเจาะจำนวนมาก

นอกจากจำนวนเงินลงทุนในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจะขึ้นอยู่กับขนาดของแหล่งน้ำมัน จำนวนหลุมที่เจาะและผลิตแล้ว ยังขึ้นอยู่กับอัตราความสำเร็จ (Success Rate) ในการพบปิโตรเลียมในประเทศไทย

จากตารางอัตราความสำเร็จในการพบปิโตรเลียมในประเทศไทย จะเห็นว่าโดยเฉลี่ยทั้งประเทศ หลุมสำรวจในโครงสร้างใหม่ระหว่างปีพ.ศ. 2552-2554 จำนวน 70 หลุม มีหลุมที่พบปิโตรเลียมและสามารถผลิตเป็นเชิงพาณิชย์ 7 หลุม หรือ คิดเป็นอัตราความสำเร็จร้อยละ 10 ซึ่งหมายความว่าขุดหลุมสำรวจ 10 หลุม มีโอกาสพบปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์เพียง 1 หลุม

หากแบ่งตามแหล่งปิโตรเลียมในภูมิภาคต่างๆ พบว่าอัตราความสำเร็จในการพบปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์ของภาคกลาง และ ภาคเหนือสูงที่สุดถึงร้อยละ 33 รองลงมาได้แก่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และ อ่าวไทยร้อยละ 11 และ 7 ตามลำดับ

บริเวณที่สำรวจปิโตรเลียมไปแล้วถึง 19 หลุม แต่ยังไม่พบหลุมปิโตรเลียมเชิงพาณิชย์เลยคือ ทะเลอันดามัน อัตราความสำเร็จในการค้นพบปิโตรเลียมจึงเท่ากับศูนย์ และทำให้ผู้รับสัมปทานต้องจ่ายเงินค่าลงทุนไปแล้วทั้งสิ้นถึง 40,000 กว่าล้านบาท โดยไม่ได้รับผลประโยชน์ตอบแทนเลย

จากข้อมูลในตารางข้างบนจะเห็นว่า (Success rate) อัตราความสำเร็จของประเทศไทยในการเจาะหลุมแล้วพบปิโตรเลียม เพื่อนำมาผลิตในเชิงพาณิชย์ได้มีแค่ร้อยละ10 หรือเจาะ 10 หลุม ประสบความสำเร็จนำมาผลิตได้ในเชิงพาณิชย์แค่ 1 หลุม

ที่มา http://www.dmf.go.th/

• Facebook
• Twitter
• Line