ช่วงนี้ผมได้รับคำถามเกี่ยวกับปริมาณสำรองปิโตรเลียมอีกระลอก เนื่องจากมีการให้ข้อมูลที่อยู่บนพื้นฐานความไม่เข้าใจ
ที่กระจายบนสื่อออนไลน์ต่างๆ ว่า มีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยเหลืออีกตั้ง 30 ปี ในฐานะที่ผมทำงานในวงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และติดตามตัวเลขปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศมาระยะหนึ่ง เวลามีใครบอกตัวเลขว่าจะผลิตได้อีก 30 ปี ก็เข้าใจได้ทันทีว่า ไม่ใช่ปริมาณสำรอง แต่น่าจะเป็นเพียงประมาณการของปริมาณทรัพยากร ที่คาดว่าจะเหลืออยู่ หากมีการลงทุนสำรวจพิสูจน์อย่างต่อเนื่อง โดยไม่คำนึงถึงเงื่อนไขทางเศรษฐศาสตร์ ซึ่งมีความไม่แน่นอนมาก และยังไม่มีใครสามารถให้คำตอบได้ว่า สุดท้ายจะเหลือเป็นปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (proved reserves, P1) ที่สามารถนำขึ้นมาใช้ประโยชน์ได้จริงอีกปริมาณเท่าไร จนกว่าจะมีการลงทุนเจาะหลุมสำรวจและประเมินผล เพื่อพิสูจน์ว่ามีก๊าซธรรมชาติกักเก็บอยู่จริง และมีขนาดใหญ่เพียงพอที่คุ้มค่าต่อการลงทุน
คำว่า "ปริมาณสำรองปิโตรเลียม” ตามมาตรฐานสากลของ Petroleum Resources Management System (PRMS) ปี 2554 คือ ปริมาณปิโตรเลียมที่เหลืออยู่ในแหล่งปิโตรเลียมที่ถูกค้นพบแล้ว โดยสามารถผลิตได้ด้วยแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมอย่างคุ้มค่าเชิงพาณิชย์ ภายใต้สภาวะเศรษฐกิจและกฎระเบียบที่มีอยู่ ณ ปัจจุบัน" จากคำนิยามจะเห็นได้ว่า การจะนับเป็นปริมาณสำรองต้องประกอบด้วยเงื่อนไขสำคัญ 4 ประการ คือ 1) ถูกค้นพบแล้ว 2) สามารถผลิตได้ 3) คุ้มค่าเชิงพาณิชย์หรือคุ้มทุน 4) มีแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมแล้ว รวมถึงแหล่งที่มีแผนจะพัฒนาภายใน 5 ปี ดังนั้น ปริมาณปิโตรเลียมที่คาดว่าจะพบแต่ยังไม่สำรวจพบ หรือพบแล้วผลิตไม่ได้ หรือผลิตได้แต่ไม่คุ้มค่า เราจะนับเป็นปริมาณสำรองไม่ได้
สำหรับกรณีแปลงสัมปทานที่กำลังจะหมดอายุ ที่ยังไม่มีความชัดเจนในกฎเกณฑ์การแบ่งปันผลประโยชน์รายได้ให้กับรัฐ ทำให้บริษัทเอกชนไม่มีความมั่นใจ และไม่มีแผนการลงทุนสำรวจและประเมินผลเพิ่มเติมในโครงสร้างทางธรณีวิทยา ที่คาดว่าจะสำรวจพบปิโตรเลียม หลังจากหมดอายุสัมปทาน ดังนั้น เราจึงไม่สามารถรายงานปริมาณทรัพยากรที่คาดว่าจะพบ หรือคาดว่าจะผลิตได้หลังจากหมดอายุสัมปทานดังกล่าวให้เป็นปริมาณสำรองเช่นเดียวกัน
บางคนสงสัยว่า ก็ในเมื่อได้แปลงสัมปทานมาแล้วหลายสิบปี ก็ควรจะรู้ว่ามีปริมาณก๊าซฯ เหลือเท่าไรแน่ๆ แต่โดยข้อเท็จจริงนั้น เราไม่อาจจะรู้ปริมาณทั้งหมดเสมอไป ผมขอเล่าจากประสบการณ์ที่เคยทำงานวางแผนการสำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม ระยะยาวของแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยนะครับว่า ทำกันอย่างไร
ต้องเข้าใจก่อนครับว่า โครงสร้างทางธรณีวิทยาของแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย มีลักษณะเป็นกระเปาะๆ ที่กระจายตัวตามแนวรอยเลื่อน ทำให้ชั้นหินกักเก็บก๊าซธรรมชาติมีความไม่ต่อเนื่อง ไม่ได้เป็นแหล่งขนาดใหญ่ก้อนใหญ่ๆ ก้อนเดียวอย่างที่หลายคนเข้าใจ เบื้องต้นจะสำรวจด้วยการใช้คลื่นไหวสะเทือน (seismic) และทำการแปลผลโดยนักธรณีวิทยาและนักธรณีฟิสิกส์ว่า มีโครงสร้างที่เป็นกระเปาะๆ นี้ (prospect) กระจายตัวอยู่บริเวณใดบ้าง
จากนั้นก็ทำการวิเคราะห์ปริมาณทรัพยากรคร่าวๆ โดยสมมติว่ามีก๊าซธรรมชาติกักเก็บอยู่ ซึ่งเป็นปริมาณที่ยังไม่มีการเจาะหลุมสำรวจพิสูจน์ว่า มีก๊าซธรรมชาติกักเก็บจริงหรือไม่ และทำการวิเคราะห์โอกาสในการค้นพบก๊าซธรรมชาติ โดยพิจารณาตัวแปรทางธรณีวิทยาต่างๆ คือ หินต้นกำเนิด การเคลื่อนย้าย หินกักเก็บ หินปิดกั้น โครงสร้างการกักเก็บ ต่อจากนั้นก็ทำการจัดอันดับว่า กระเปาะไหนมีโอกาสที่จะถูกค้นพบ และมีความคุ้มค่าเชิงพาณิชย์มากที่สุด ก็จะได้เจาะหลุมสำรวจก่อนและค่อยๆ ไล่เจาะกันทีละกระเปาะไปเรื่อยๆ ในลำดับถัดๆ ไปตามสถานการณ์
เมื่อได้ค้นพบก๊าซธรรมชาติปริมาณหนึ่ง และประเมินแล้วว่าคุ้มค่าต่อการลงทุนพัฒนาแหล่งก๊าซฯ ด้วยสูตรราคาก๊าซฯ และเงื่อนไขการจัดเก็บค่าภาคหลวงและภาษีปิโตรเลียมในเวลานั้น ก็จะทำการลงนามในการตัดสินใจการลงทุนขั้นสุดท้าย หรือ FID (Final Investment Decision) เพื่อทำการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ ต่อไป
แต่เนื่องจากสภาพทางธรณีวิทยาของแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย มีลักษณะเป็นกระเปาะๆ ทำให้อัตราการผลิตของก๊าซธรรมชาติลดลงอย่างรวดเร็ว เมื่อผลิตไปแล้วระยะหนึ่ง ทำให้ต้องมีการเจาะหลุมสำรวจในโครงสร้างกระเปาะที่อยู่ห่างไกลออกไปอยู่ตลอดเวลา เพื่อหาก๊าซฯ มาเติมให้มีอัตราการผลิตคงที่ตามสัญญา เพื่อรองรับความต้องการของประเทศ หากสำรวจพบก๊าซฯ ในกระเปาะใหม่ ก็ต้องประเมินความคุ้มค่าต่อการลงทุนสร้างแท่นหลุมผลิตใหม่ด้วย บางกระเปาะไม่คุ้มก็จะไม่ลงทุน บางกระเปาะไม่พบก๊าซธรรมชาติพบแต่ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์หรือพบแต่น้ำก็มี
ดังนั้น ในแปลงสัมปทานที่ผลิตอยู่ ก็อาจจะมีก๊าซธรรมชาติหลงเหลืออยู่ปริมาณหนึ่ง ที่ยังไม่ถูกสำรวจหรือยังไม่คุ้มค่าต่อการพัฒนา ด้วยเงื่อนไขทางเศรษฐศาสตร์ในปัจจุบัน ถ้าหากมีเงื่อนไขทางเศรษฐศาสตร์ที่ดีขึ้น เช่น ราคาสูงขึ้นหรือต้นทุนต่ำลง หรือเงื่อนไขการแบ่งปันรายได้ที่จูงใจมากขึ้น แต่ต้องเป็นธรรมต่อทั้งภาครัฐและเอกชน ก็อาจจะทำให้ปริมาณทรัพยากรดังกล่าว เปลี่ยนเป็นปริมาณสำรองที่สามารถนำก๊าซฯ ขึ้นมาใช้ประโยชน์ได้จริงเพิ่มเติมได้
โดยทั่วไปการพิจารณาการลงทุนจะตัดสินใจล่วงหน้า 5 ปี เพราะกว่าจะสำรวจและประเมินผลก็ใช้เวลา 1-2 ปี ถ้าค้นพบก๊าซฯ และคุ้มค่าต่อการลงทุน ก็ต้องสร้างแท่นหลุมผลิต สร้างอุปกรณ์การผลิต เจาะหลุมผลิตเพิ่มเติม ก็กินเวลาอีก 2-3 ปี ถ้าสมมติว่าสัมปทานจะหมดอายุในอีก 5 ปีข้างหน้า และยังไม่มีความชัดเจนในเงื่อนไขหลังหมดอายุสัมปทาน บริษัทและผู้ร่วมทุนก็จะหยุดการลงทุน เพราะลงทุนวันนี้กว่าจะเริ่มผลิตก๊าซฯ สัมปทานก็หมดอายุไปแล้ว จะทำให้อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติลดลงอย่างรวดเร็ว เพราะไม่มีก๊าซฯ จากกระเปาะใหม่มาเติม
ข้อมูล ณ สิ้นปี 2557 โดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน พบว่าปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้วตามมาตรฐานสากล ที่มีความมั่นใจร้อยละ 90 เหลือเพียง 7.75 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ถ้าผลิตด้วยปริมาณการผลิตรวมของปี 2557 ที่ 1.33 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ต่อไปเรื่อยๆ ในแต่ละปีจะทำให้เราสามารถผลิตได้อีกเพียง 5.8 ปีเท่านั้น ถ้ารวมปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ ที่มีความมั่นใจเพียงร้อยละ 50 อีก 7.81 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ก็จะยืดเวลาการผลิตก๊าซธรรมชาติได้อีกเป็น 11.7 ปีเท่านั้น ถ้าหากไม่มีการสำรวจค้นพบแหล่งก๊าซธรรมชาติแหล่งใหม่เพิ่มเติม ด้วยเงื่อนไขทางเศรษฐศาสตร์ในปัจจุบัน จึงไม่ใช่ฃมีปริมาณสำรองเหลืออีก 30 ปีอย่างที่เข้าใจกันครับ
-----------------
สิริวัต วิทูรกิจวานิช
วิศวกรปิโตรเลียม
