ช่วงนี้มีกระแสการปฏิรูปประเทศในหลายๆ ด้าน ซึ่งผมเองก็เห็นด้วยว่ามีอะไรหลายๆ อย่างที่ต้องปรับปรุงแก้ไข เหมือนชีวิตคนเราก็ไม่ได้สมบูรณ์แบบ
ก็ต้องมีอะไรให้ปรับปรุงและพัฒนาตนเองตลอดเวลาเช่นเดียวกัน สำหรับกระแสการปฏิรูปเรื่องพลังงาน หลายๆ เรื่องก็ได้รับการชี้แจงข้อเท็จจริงไปมากพอสมควร แต่เรื่องที่กำลังฮ็อตฮิตในช่วงนี้ก็คือ ต้องการเปลี่ยนแปลงระบบสัมปทานปิโตรเลียมของประเทศไปเป็นระบบแบ่งปันผลผลิต หรือ Production Sharing Contract (PSC) ด้วยวลีเด็ดที่ว่า "ประเทศไทยเป็นประเทศเดียวในอาเซียนที่ใช้ระบบสัมปทาน" แต่จริงๆ แล้วก็มีประเทศบรูไนและติมอร์เลสเต ที่ใช้ระบบสัมปทานเช่นเดียวกันตามข้อมูลของสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย นอกจากนี้ประเทศที่พัฒนาแล้วที่มีธรรมาภิบาลในการบริหารจัดการสูงก็ใช้ระบบสัมปทานกันทั้งสิ้น เช่น สหรัฐอเมริกา อังกฤษ ออสเตรเลีย แคนาดา นอร์เวย์ และประเทศในกลุ่มสหภาพยุโรป เป็นต้น
ในบทความนี้จะเล่าประสบการณ์ที่เราเคยได้รับจากระบบ Thailand II ที่เราเคยนำระบบแบ่งปันผลผลิตของประเทศมาเลเซียมาประยุกต์ใช้กับระบบสัมปทานของเราเป็นการแบ่งปันผลประโยชน์ (Profit Sharing) แล้ว แต่ไม่ประสบความสำเร็จและไม่มีใครมาลงทุนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมในประเทศไทยภายใต้ระบบ Thailand II แม้แต่รายเดียว
ประเทศไทยเริ่มใช้ระบบสัมปทานที่เรียกว่า Thailand I ใน พ.ร.บ.ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ที่เก็บค่าภาคหลวง 12.5% คงที่และภาษีเงินได้ปิโตรเลียม 50% และถ้าขายปิโตรเลียมในประเทศก็ได้รับเครดิตภาษีค่าภาคหลวงเพื่อจูงใจให้บริษัทน้ำมันต่างชาติได้เข้ามาสำรวจหาปิโตรเลียมให้ประเทศ เพราะขณะนั้นเราแทบไม่รู้อะไรเกี่ยวกับลักษณะทางธรณีวิทยาใต้ดินโดยเฉพาะในอ่าวไทยเลย นับตั้งแต่ปี พ.ศ. 2514 เป็นต้นมา มีบริษัทต่างชาติระดับโลกเข้ามาร่วมสำรวจหาแหล่งปิโตรเลียมในประเทศไทยจำนวนมาก เช่น Unocal, Shell, Esso, BP, Total, Statoil, Texas Pacific ฯลฯ จนค้นพบแหล่งก๊าซธรรมชาติมากมาย เช่น แหล่งก๊าซเอราวัณ แหล่งก๊าซบงกช แหล่งก๊าซน้ำพอง รวมถึงการค้นพบแหล่งน้ำมันดิบสิริกิติ์ ซึ่งเป็นแหล่งน้ำมันดิบขนาดใหญ่ จึงคิดกันว่าแหล่งปิโตรเลียมที่เหลืออยู่ต้องมีขนาดใหญ่แน่และประกอบกับราคาน้ำมันดิบในเวลานั้นมีราคาสูงขึ้นมากจาก 15 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล มาอยู่ที่ 30 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล
ทำให้รัฐบาล ฯพณฯ พล.อ.เปรม ติณสูลานนท์ ในเวลานั้นเห็นว่าควรมีการปรับปรุงหลักเกณฑ์หรือเงื่อนไขในการจัดเก็บรายได้ของรัฐให้ได้ส่วนแบ่งมากขึ้นกว่าเดิม ก็เลยจัดตั้งคณะกรรมการขึ้นมาแก้ไขหลักเกณฑ์ จึงไปนำหลักการมาจากระบบแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract หรือ PSC) ของประเทศมาเลเซียมาประยุกต์ โดยมีการจำกัดค่าใช้จ่าย (Cost Recovery) ได้ไม่เกิน 20% เป็นเงื่อนไขใหม่ที่เราเรียกว่า Thailand II มีผลบังคับใช้ในวันที่ 5 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2525
จากการศึกษาการจัดเก็บรายได้ในแหล่งน้ำมันดิบขนาดมากกว่า 30,000 บาร์เรลต่อวันแบบแหล่งน้ำมันดิบสิริกิติ์ ในระบบ Thailand II จะเห็นได้ว่า ด้วยระบบแบบนี้ตามโมเดลรัฐสามารถได้ส่วนแบ่งได้สูงสุดถึง 68% ของมูลค่าปิโตรเลียมที่ขายได้ทั้งหมดมาจากค่าภาคหลวง 12.5% แบ่งปันผลประโยชน์ 43.5% และภาษีเงินได้ปิโตรเลียม 12% โดยหักค่าใช้จ่ายได้ไม่เกิน 20% ของมูลค่าปิโตรเลียม เหมือนจะดีใช่มั้ยครับ แต่ผลลัพธ์กลับตรงกันข้ามครับ ปรากฏว่า ในช่วงระบบ Thailand II มีผู้มาขอรับสัมปทานอยู่ 7 ราย แต่ไม่สามารถลงทุนเพื่อพัฒนาแหล่งและผลิตปิโตรเลียมได้เลย เนื่องจากหลังจากมีการดำเนินการสำรวจแล้วพบว่าแหล่งปิโตรเลียมที่เหลืออยู่ในประเทศไทยนั้นเป็นแหล่งเล็กๆ เป็นกระเปาะๆ กระจายอยู่ตามรอยเลื่อนและมีโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่สลับซับซ้อนมากทำให้มีต้นทุนค่าใช้จ่ายสูงเพราะต้องขุดเจาะหลายหลุมเพื่อทำการผลิตปิโตรเลียมจากกระเปาะเล็กๆ ที่กระจายตัวดังกล่าว ทำให้รายได้รัฐเก็บได้ 68% จาก 0 บาท ก็คือ ได้ 0 บาท หรือไม่ได้อะไรเลย
จากสถิติของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพบว่า ค่าใช้จ่ายในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมตั้งแต่ปี 2514 จนถึงปี 2556 มีค่าใช้จ่ายอยู่ที่ 41% ของมูลค่าปิโตรเลียม ก็หมายความว่า ถ้าเอาระบบ Thailand II มาใช้ในโมเดลของตัวอย่างแหล่งน้ำมันดิบที่ผลิตได้มากกว่า 30,000 บาร์เรลต่อวัน จะทำให้เอกชนต้องขาดทุนประมาณ 9% ของมูลค่าปิโตรเลียม มาจากการหักค่าใช้จ่ายได้ไม่เกิน 20% ได้ส่วนแบ่งกำไร 12% รวมมีรายได้ 32% แต่มีค่าใช้จ่ายจริง 41%ดังนั้นจึงเป็นเหตุผลว่าทำไมไม่มีใครลงทุนสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในระบบ Thailand II ถึง 7 ปี ก่อนมาเปลี่ยนเป็นระบบ Thailand III แบบปัจจุบันตั้งแต่ปี พ.ศ. 2532
ดังนั้น ไม่จำเป็นว่าระบบแบ่งปันผลผลิต หรือ PSC จะดีกว่าระบบสัมปทาน หรือระบบสัมปทานจะดีกว่าระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) มันขึ้นอยู่กับว่า มันเหมาะสมกับใครมากกว่า ถ้าให้เปรียบเทียบก็เหมือนกับว่า มีเสื้อผ้าชุดหนึ่งที่คนคนหนึ่งอาจจะใส่แล้วสวยดูดี แต่กับอีกคนหนึ่งอาจจะใส่แล้วดูไม่เหมาะก็ได้ ทั้งหมดทั้งมวลมันอยู่ที่โครงสร้างรายละเอียดภายในของแต่ละระบบว่าจะออกแบบให้เก็บผลประโยชน์เข้ารัฐได้มากน้อยเพียงใดก็ได้แต่ก็ต้องให้เหมาะสมกับศักยภาพของแหล่งปิโตรเลียมของแต่ละประเทศ
สำหรับประเทศไทยถ้าอยากจะปรับปรุงก็อาจใช้ระบบ Hybrid หรือมีหลายระบบก็ได้ขึ้นอยู่กับความเหมาะสมและมีการศึกษาวิจัยกันอย่างดีแล้วว่า การลงทุนในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยจะไม่หยุดชะงักไป จากการศึกษาครั้งล่าสุดเมื่อปี พ.ศ. 2556 ของสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ยังคงสรุปว่าระบบ Thailand III ยังคงเหมาะสมกับศักยภาพแหล่งปิโตรเลียมของประเทศไทย เพราะเป็นระบบที่ยืดหยุ่นมาก ถ้าพบน้อยก็เก็บน้อย พบมากก็เก็บมาก ซึ่งข้อมูลปัจจุบันของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพบว่า โดยเฉลี่ยจากทุกแหล่งภายใต้ระบบ Thailand III นั้นรัฐสามารถจัดเก็บรายได้เข้ารัฐได้ถึง 72% ของส่วนแบ่งกำไรหลังหักค่าใช้จ่าย
ระบบการบริหารจัดการทรัพยากรปิโตรเลียมของรัฐ หรือ Petroleum Fiscal Regime ที่ดีต้องประกอบด้วย EFFS คือEfficiency มีประสิทธิภาพ,Flexibility มีความยืดหยุ่น, Fairness มีความเป็นธรรม, และ Stability มีความมั่นคงและต่อเนื่อง
ดังนั้น การที่รัฐมุ่งเก็บผลประโยชน์มากเกินไปหรือน้อยเกินไป หรือรัฐควบคุมเอกชนมากเกินไปหรือน้อยเกินไปก็ไม่ใช่เรื่องที่ดี มันต้องหาจุดที่เหมาะสมและสมดุลกับศักยภาพแหล่งปิโตรเลียมของแต่ละประเทศ ที่เป็นธรรมต่อเอกชนผู้ลงทุนและรัฐผู้เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียมบางทีระบบสัมปทานก็จัดเก็บรายได้เข้ารัฐมากกว่าระบบแบ่งปันผลผลิตด้วยซ้ำ เช่น ระบบสัมปทานของประเทศนอร์เวย์ จัดเก็บรายได้เข้ารัฐได้ถึง 80% ของส่วนแบ่งกำไรหลังหักค่าใช้จ่ายหรือ ระบบแบ่งปันผลผลิตของ นิการากัว จัดเก็บรายได้เข้ารัฐได้เพียง 40% ของส่วนแบ่งกำไรหลังหักค่าใช้จ่าย
