หลังจากยืดเยื้อ เลื่อนแล้วเลื่อนอีกมาหลายรอบ

เมื่อวันที่ 24 กันยายนที่ผ่านมานี้ กระทรวงพลังงานได้เปิดให้บริษัทที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้น (เดือนพฤษภาคม 2561) ในการเปิดประมูลขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 กับ G2/61 หรือแหล่งบงกช-เอราวัณ ในระบบสัมปทานเดิม เข้ายื่นข้อเสนอการประมูล

ซึ่งจะประกอบไปด้วย แผนการดำเนินงาน งบประมาณการลงทุน ข้อเสนอด้านเทคนิค และผลประโยชน์ตอบแทนรัฐ ตามที่ระบุไว้ใน TOR เพื่อขอรับการคัดเลือกให้เป็นผู้สำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติในแปลง G1/61 กับ G2/61

โดยกระทรวงพลังงานเชื่อว่า ทั้ง 2 แปลงจะสามารถสร้างผลประโยชน์ให้กับภาครัฐได้ถึง 800,000 ล้านบาท (ค่าภาคหลวง-ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม-ส่วนแบ่งผลกำไร)

ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมประมูลจะต้องยื่นเอกสารเป็นจำนวน 4 ซองด้วยกันคือ

ซองที่ 1 เอกสารด้านคุณสมบัติของผู้ประกอบการปิโตรเลียมตามกฎหมาย

ซองที่ 2 เอกสารข้อเสนอด้านหลักการและเงื่อนไขการให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้ร่วมลงทุน

ซองที่ 3 เอกสารข้อเสนอด้านเทคนิค (แผนงานช่วงเตรียมการ-แผนงานสำรวจ-แผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม)

และซองที่ 4 เอกสารข้อเสนอด้านผลประโยชน์ตอบแทนรัฐและสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย

 

ปรากฏหลังหมดเวลาการยื่นเอกสารมีผู้เข้ายื่นซองรวม 2 รายใน 2 แปลง

คือ แปลง G1/61 ผู้เข้ายื่น 1) บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ (PTTEP Energy Development Company Limited) ร่วมกับบริษัทเอ็มพี จี2 (ประเทศไทย) (MP G2 (Thailand) Limited กับ 2) บริษัทเชฟรอน ไทยแลนด์ โฮลดิ้ง (Chevron Thailand Holdings Ltd.) ร่วมกับบริษัทมิตซุยออยล์ เอ็กซ์โปลเรชั่น คัมปานี ลิมิเต็ด (Mitsui Oil Exploration Company Ltd.)

ส่วนแปลง G2/61 มีผู้เข้ามายื่น 2 รายเช่นกันคือ 1) บริษัท ปตท.สผ.เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ กับ 2) บริษัทเชฟรอน ไทยแลนด์ โฮลดิ้ง ร่วมกับบริษัทมิตซุยออยล์ เอ็กซ์โปลเรชั่น คัมปานี ลิมิเต็ด ทั้งนี้ มีข้อน่าสังเกตว่า บริษัท ปตท.สผ. เลือกที่จะ “จับคู่” เป็นพันธมิตรกับบริษัท MP G2 ในแปลงสำรวจ G1/61 แต่แปลงสำรวจ G2/61 ลงสู้กับบริษัทเชฟรอน ไทยแลนด์ฯ คนเดียว

อย่างไรก็ตาม เนื่องจากการเปิดประมูลขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมครั้งนี้นับเป็น “ครั้งแรก” ที่รัฐบาลไทยได้นำเอาระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract หรือ PSC) มาใช้แทนระบบสัมปทานแบบเดิมในแหล่งบงกช-เอราวัณ ที่จะหมดอายุสัมปทานลงในระหว่างปี 2565-2566

แต่หากจะยังจำกันได้ว่า การเกิดขึ้นของระบบแบ่งปันผลผลิตหรือ PSC นี้ แท้จริงแล้วเกิดจากความ “กดดัน” ของเครือข่ายภาคประชาชนด้านพลังงาน ที่ออกมาต่อต้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในระบบสัมปทานแบบเดิม

โดยอ้างว่า ระบบแบ่งปันผลผลิต PSC หรือระบบอื่นๆ อาทิ ระบบจ้างผลิต (Service Contract หรือ SC) น่าจะให้ผลประโยชน์ตอบแทนภาครัฐมากกว่าระบบสัมปทาน

และเรียกร้องให้มีการนำระบบใหม่เข้ามาใช้ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่คือรอบที่ 21

จังหวะพอดีกับที่แหล่งสัมปทานเดิม “บงกช-เอราวัณ” กำลังจะหมดอายุลง ประกอบกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ซึ่งไม่สามารถต้านทานแรงกดดันที่จะให้มีระบบผลิตและสำรวจปิโตรเลียมใหม่ๆ เกิดขึ้นมาในประเทศ) ได้ทำการแก้ไข พ.ร.บ.ปิโตรเลียมให้มีความ “ยืดหยุ่น” ในการบริหารจัดการด้วยการเพิ่มระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) กับระบบสัญญาจ้างผลิต (SC) นอกเหนือไปจากระบบการให้สัมปทานแบบเดิมมาบังคับใช้ในเดือนมิถุนายน 2560

หรืออีกนัยหนึ่งก็คือ การสนองตอบความต้องการเพื่อลดแรงกดดันจากเครือข่ายภาคประชาชนด้านพลังงานลงในภาวะที่รัฐบาลชุดปัจจุบันมาจากการรัฐประหาร

 

อย่างไรก็ตาม ข้อเท็จจริงประการหนึ่งที่ไม่มีใครพูดถึงกันก็คือ ระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) กับระบบการจ้างผลิต (SC) นั้นเหมาะสมกับการที่จะนำมาใช้ในแหล่งปิโตรเลียมขนาดใหญ่ เนื่องจากผู้สำรวจและผลิตมีสัญญาตายตัวในการแบ่งผลตอบแทนให้กับภาครัฐหรือรัฐเป็นผู้จ้างเอกชนผลิต ในขณะที่แปลง G1/61-G2/61 ซึ่งก็คือแหล่งบงกช-เอราวัณเดิมนั้น ไม่ได้เป็นแหล่งผลิตปิโตรเลียมขนาดใหญ่โตเท่าใดนัก

ทว่าในความไม่ใหญ่โตนี้ ทั้ง 2 แหล่งกลับเป็นแหล่งผลิตปิโตรเลียม (ก๊าซธรรมชาติ) ที่ “สำคัญที่สุด” ของประเทศไทย

กล่าวคือ มีกำลังผลิตรวมกันอยู่ที่ 2,110 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน หรือคิดเป็นร้อยละ 75 ของก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในอ่าวไทย (แหล่งเอราวัณปริมาณการผลิต 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน หรือ “มากกว่า” แหล่งบงกช 870 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน)

ซึ่งยังไม่มีแหล่งผลิตใดในประเทศไทยที่มีกำลังการผลิตเท่ากับแหล่งบงกช-เอราวัณรวมกัน

เป็นที่น่าเสียดายว่า ปริมาณก๊าซธรรมชาติจากทั้ง 2 แหล่งได้ผ่านพ้นช่วงที่มีกำลังผลิตสูงสุดมาแล้วและก๊าซธรรมชาติกำลังจะลดลงและหมดไปจากการคาดการณ์ในอีก 10 ปีข้างหน้า หากไม่เจอหลุมก๊าซใหม่ๆ ที่มีกำลังผลิตทดแทนกันได้

ข้อเท็จจริงเหล่านี้ทั้งกระทรวงพลังงานและผู้คนในแวดวงผลิตและสำรวจปิโตรเลียมทั้งในไทยและระดับโลกต่างก็ทราบกันดีอยู่แล้วว่า “เหลือก๊าซให้ผลิตอีกไม่เกิน 10 ปี และปริมาณจะลดลงไปเรื่อยๆ จนกระทั่งหมดไปในที่สุด”

ด้วย “ข้อจำกัด” ข้างต้น ทั้ง พ.ร.บ.ปิโตรเลียมที่ถูก “ออกแบบ” มาให้ลองใช้บังคับกับระบบใหม่ อย่างระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่กำลังจะหมดลงไปในอนาคต นั่นทำให้ไม่มีบริษัทผู้ผลิตและสำรวจปิโตรเลียม “หน้าใหม่” เข้ามาร่วมประมูลในฐานะ “แกนหลัก” ของแปลง G1/61 กับ G2/61 เลย

 

ทั้งนี้ จะสังเกตได้ว่า แปลง G1/61 ซึ่งก็คือแหล่งเอราวัณเดิมนั้น เจ้าของแปลงสัมปทานเดิมก็คือ บริษัท Chevron Thailand ร่วมกับบริษัท Mitsui Oil (ที่เหลือประกอบด้วย บริษัท ปตท.สผ.-พลังโสภณ-คริสเอ็นเนอร์ยี่) ขณะที่แปลง G2/61 ซึ่งก็คือแหล่งบงกชเดิม เจ้าของแปลงสัมปทานเดิมก็คือ บริษัท ปตท.สผ. ร่วมกับบริษัทโททาล อีแอนด์พี ไทยแลนด์-บริษัทบีจี เอเซีย แปซิฟิก พีทีอี โดยมีข้อสังเกตว่า แม้จะมีบริษัท MP G2 (บริษัทลูกของมูบาดาลา ปิโตรเลียม) เข้ามาร่วมกับ ปตท.สผ. ในแปลง G1/61 แต่ก็อยู่ในฐานะพันธมิตร ไม่ใช่แกนหลัก

และที่เห็นชัดเจนก็คือ กรณีของบริษัทโททาล อีแอนด์พี ไทยแลนด์ (Total E&P Thailand) ซึ่งเป็น 1 ในผู้ร่วมทุนแหล่งสัมปทานบงกชเดิม (แปลง G2/61) และผ่านการพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้นในเดือนพฤษภาคมด้วยนั้น “กลับตัดสินใจ” ไม่เข้าร่วมการประมูลขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมครั้งนี้

เท่ากับการเปิดประมูลแปลง G1/61 กับ G2/61 กลายเป็นการแข่งขัน “แย่งชิง” ระหว่างผู้รับสัมปทานรายเก่า “ปตท.สผ. กับเชฟรอน” โดยไม่มี “หน้าใหม่” ในฐานะบริษัทที่ 3 เข้ามาสอดแทรก

ท่ามกลางการจับตามองของผู้คนในแวดวงปิโตรเลียมที่ว่า สุดท้ายทั้ง 2 บริษัทนี้จะเสนอ “ผลตอบแทน” ให้กับรัฐบาลไทยแลกกับการกลับมาครอบครองแหล่งก๊าซธรรมชาติเก่าแก่ทั้ง 2 แหล่งที่สร้าง “กำไร” ให้กับบริษัทมาอย่างยาวนานมากน้อยเพียงใด

เดิมพันครั้งนี้มีความหมายต่อทั้ง ปตท.สผ. และเชฟรอน ว่าท้ายที่สุดใครจะเป็นผู้ชนะในเกมประมูลคราวนี้