บทความที่เกี่ยวข้อง

10ประเด็นที่ต้องรู้ ว่าสัมปทานปิโตรเลียมที่จะหมดอายุนั้นสำคัญอย่างไร

1.แปลงสำรวจหมายเลขB10,B11,B12,B13 ครอบคลุมแหล่งเอราวัณและใกล้เคียง ดำเนินการโดยเชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจำกัด ส่วนแปลงB15,B16,B17ครอบคลุมแหล่งบงกช ดำเนินการโดย ปตท.สผ.  จะหมดอายุในช่วงปี2565-2566 และไม่สามารถต่ออายุได้อีกตามกฏหมาย เพราะเคยผ่านการต่ออายุมาแล้ว เป็นระยะเวลา10ปี   ปัจจุบันมีการผลิตก๊าซธรรมชาติ ในปริมาณ 2,214ล้านลบ.ฟุตต่อวัน หรือคิดเป็นสัดส่วนประมาณ ร้อยละ76 ของการผลิตก๊าซในอ่าวไทย ทั้งหมด (อ้างอิงข้อมูลจากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ)

2.ก๊าซที่ผลิตจากแหล่งปิโตรเลียมทั้งสองแหล่งใหญ่นี้ ถูกส่งป้อนให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่ม  โดยมีเทนที่แยกได้ จะถูกส่งต่อไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้า  ,เอาไปเพิ่มความดันให้เป็น ก๊าซเอ็นจีวี ในยานยนต์  ส่วนที่เหลืออาทิ อีเทน บิวเทน  โพรเพน นั้นใช้เป็นวัตถุดิบของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี  และเป็นก๊าซหุงต้มที่ใช้ในครัวเรือน

3.ทั้งเชฟรอน และปตท.สผ.ซึ่งเป็นผู้รับสัมปทานรายเดิม  ขอความชัดเจนจากรัฐถึงแนวทางในการบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี2565-2566 ล่วงหน้าอย่างน้อย5ปี เพื่อให้บริษัทสามารถที่จะวางแผนการลงทุนของตนเองได้  โดยหากรัฐไม่แจ้งให้บริษัทได้ทราบล่วงหน้า  บริษัทก็จะชะลอการลงทุนเจาะหลุมผลิตปิโตรเลียม  ซึ่งจะส่งผลให้ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมลดน้อยลง

4.คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ(กพช.) ที่มีพลเอกประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรีเป็นประธาน  ได้มีมติเมื่อวันที่14 พ.ค.2558 ให้กระทรวงพลังงานไปพิจารณาหาผู้ดำเนินงานในพื้นที่ที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทาน และพิจารณาระบบการบริหารจัดการเพื่อจัดเก็บผลประโยชน์ให้กับรัฐที่เหมาะสม โดยคำนึงถึงความต่อเนื่องในการพัฒนาแหล่งก๊าซและการรักษาเสถียรภาพการผลิตก๊าซธรรมชาติของประเทศ

5.กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติมีการว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาเข้ามาช่วยประเมินปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในแหล่งสัมปทานที่จะหมดอายุ สรุปว่ายังมีปริมาณสำรองก๊าซเหลือพอที่จะรักษาระดับการผลิตก๊าซเอาไว้ในระดับเดิมได้ประมาณ10ปี แต่จะต้องมีการลงทุนเจาะหลุมผลิตใหม่ๆ เพิ่มขึ้นทุกๆปี    ปัจจุบันบริษัทผู้รับสัมปทานรายเดิมต้องใช้ เงินลงทุนประมาณ 7-8 หมื่นล้านบาท ในการเจาะหลุมผลิตเพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซเอาไว้  

6. อุปกรณ์ต่างๆที่จะโอนคืนให้กับรัฐหลังหมดอายุสัมปทาน เป็นของรัฐ  จะไม่เกิดประโยชน์  ถ้ารัฐไม่สามารถ ลงทุนสำรวจหาทรัพยากรใต้ดิน ขึ้นมาใช้กับอุปกรณ์นั้นๆ ได้  รัฐจึงหาวิธีที่จะแปลงทรัพย์สินดังกล่าวเป็นมูลค่าหุ้นเพื่อเพิ่มสัดส่วนการถือครองของรัฐในแหล่งก๊าซธรรมชาติดังกล่าวแทน

7.ในการประชุมกพช.วันที่30 พ.ค.2559 นี้ กระทรวงพลังงาน จะนำเสนอ2 แนวทางให้ ที่ประชุมพิจารณา คือ 1. การเลือกเจรจาต่อรองกับผู้รับสัมปทานรายเดิมคือเชฟรอนและปตท.สผ. ให้เป็นผู้ดำเนินงานในพื้นที่ที่สัมปทานจะหมดอายุต่อไป ภายใต้เงื่อนไขผลประโยชน์อันใหม่   และ2. การเปิดประมูล โดยมีเงื่อนไขที่รัฐต้องได้ผลประโยชน์เพิ่มขึ้น

8.กรณีที่รัฐเลือกแนวทางเจรจากับผู้รับสัมปทานรายเดิมเป็นลำดับแรก ในทางเทคนิคจะช่วยลดความเสี่ยงเรื่องของความต่อเนื่องและเสถียรภาพการผลิตก๊าซ เพราะหากการเจรจาได้ข้อยุติผู้รับสัมปทานรายเดิมสามารถที่จะวางแผนการผลิตล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะหมดอายุได้

9.กรณีที่รัฐเลือกแนวทางการเปิดประมูลและได้ผู้ดำเนินการรายใหม่  จะมีความเสี่ยงเรื่องของความต่อเนื่องและเสถียรภาพการผลิตก๊าซ  เพราะผู้ดำเนินการรายใหม่จะไม่สามารถเข้าไปในพื้นที่ผลิตได้ก่อนสัมปทานหมดอายุ นอกจากรัฐจใช้อำนาจพิเศษเข้าไปแทรกแซงแผนการดำเนินงานและแผนการลงทุนของผู้รับสัมปทานรายเดิมในช่วง 3-5 ปี สุดท้าย ซึ่งกรณีนี้จะกระทบกับความเชื่อมั่นของนักลงทุน เป็นอย่างมาก

10.กรณีไม่มีการดำเนินการใดใดเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่หมดอายุ  หรือเกิดความไม่ต่อเนื่องในการผลิต  จะทำให้ก๊าซหายไปจากระบบปริมาณ2,214ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน  ส่งผลกระทบต่อโรงแยกก๊าซ และอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ที่ต้องพึ่งพาวัตถุดิบจากโรงแยกก๊าซ  เพราะLNG ที่นำเข้าเป็นก๊าซมีเทน ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้า และนำมาเพิ่มความดันเป็นNGV ที่ใช้ในยานยนต์เท่านั้น    นอกจากนี้LNG นำเข้ายังมีราคาเฉลี่ยแพงกว่าก๊าซจากอ่าวไทย ซึ่งจะส่งผลให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าแพงขึ้นมาก เพราะปัจจุบัน มีการใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าในสัดส่วนสูงถึงร้อยละ67

 

กลับสู่บทความทั้งหมด