การสำรวจปิโตรเลียมในประเทศไทยเริ่มต้นกันอย่างจริงจังในปี 2510 ซึ่งรัฐบาลขณะนั้นมีนโยบายที่จะส่งเสริมให้เอกชนมาลงทุน จึงได้ร่างกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมขึ้นมาเพื่อใช้กับการให้สัมปทานปิโตรเลียมโดยเฉพาะแทนการใช้กฎหมายเหมืองแร่
และประกาศใช้เรียกว่า พ.ร.บ.ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพ.ร.บ.ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 โดยมีหลักการให้เอกชนเป็นผู้ลงทุนและเมื่อมีกำไร ให้แบ่งปันผลประโยชน์ตอบแทน แก่รัฐผู้เป็นเจ้าของทรัพยากรในอัตราครึ่งหนึ่ง โดยเรียกระบบการแบ่งปันผลประโยชน์นี้ว่า ระบบ Thailand 1 ที่มีข้อกำหนด ได้แก่ การเก็บค่าภาคหลวงในอัตราร้อยละ 12.5 ของรายได้จากการขายหรือจำหน่ายปิโตรเลียม การเก็บภาษีเงินได้ปิโตรเลียมในอัตราร้อยละ 50 ของกำไรสุทธิ
จะเห็นได้ว่าการแบ่งปันรายได้ตามระบบ Thailand 1 นี้ รัฐจะได้ส่วนแบ่งรายได้สูงกว่า 50% ของกำไรสุทธิของผู้ประกอบการอย่างแน่นอน
ต่อมาในปี 2524 ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้พุ่งขึ้นสูงมาก และมีแนวโน้มที่จะสูงขึ้นเรื่อยๆ ประเทศไทยก็มีการค้นพบแหล่งปิโตรเลียมมากขึ้น ทั้งน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ทั้งบนบกและในทะเล จึงเกิดความคิดที่จะเรียกเก็บผลประโยชน์จากการให้สัมปทานปิโตรเลียมให้มากขึ้น โดยกำหนดให้ผู้ยื่นขอสัมปทานรายใหม่ตั้งแต่ปี 2525 เป็นต้นไป ต้องเสนอผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษให้รัฐเพิ่มขึ้นจากระบบ Thailand 1 เรียกว่าระบบ Thailand 2 โดยมีเงื่อนไขเพิ่มเติมคือ ผู้รับสัมปทานจะหักค่าใช้จ่ายในแต่ละปีได้ไม่เกินร้อยละ 20 ของรายได้ในปีนั้น (ของเดิมหักได้ตามจริง)
ผู้รับสัมปทานต้องจ่ายเงินเพิ่มพิเศษ (นอกเหนือจากค่าภาคหลวง) ตามปริมาณน้ำมันดิบที่ผลิตเพิ่มขึ้นดังนี้ ส่วนที่ผลิตเฉลี่ยวันละ 10,000-20,000 บาร์เรล/วัน จ่ายร้อยละ 27.5 ผลิตเฉลี่ยวันละ 20,000-30,000 บาร์เรล/วัน จ่ายร้อยละ 37.5 แ ละผลิตเฉลี่ยวันละ 30,000 บาร์เรล/วันขึ้นไป จ่ายร้อยละ 43.5
ระบบ Thailand 2 ประกาศใช้เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2525 มีผู้ได้รับสัมปทานภายใต้ระบบนี้ 7 ราย แต่ปรากฏว่าไม่มีผู้รับสัมปทานรายใดสามารถพัฒนาแหล่งผลิตปิโตรเลียมภายใต้ระบบนี้ได้เลย เนื่องจากแหล่งปิโตรเลียมในประเทศไทยส่วนใหญ่จะเป็นแหล่งขนาดเล็ก (marginal fields) ซึ่งมีต้นทุนการผลิตต่อหน่วยค่อนข้างสูง หลายแหล่งที่สำรวจพบไม่สามารถพัฒนาการผลิตในเชิงพาณิชย์ภายใต้ระบบ Thailand 2 ได้ เนื่องจากผู้รับสัมปทานต้องจ่ายผลประโยชน์ตอบแทนให้แก่รัฐมากจนกระทั่งไม่มีกำไร ดังนันจึงไม่มีการเรียกเก็บผลประโยชน์ภายใต้ระบบ Thailand 2 แต่อย่างใด
ดังนั้นเพื่อให้ได้ระบบที่ดีที่สุดและเหมาะสมที่สุดกับลักษณะทางกายภาพของแหล่งสำรองปิโตรเลียมในประเทศไทย รวมทั้งมีระบบแบ่งปันผลประโยชน์ที่ยืดหยุ่นและสามารถจัดสรรผลประโยชน์แก่รัฐและผู้ลงทุนอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม จึงได้มีการแก้ไขปรับปรุงกฎหมายปิโตรเลียมอีกครั้งหนึ่ง
โดยในปี 2532 ได้ออกเป็นพ.ร.บ.ปิโตรเลียม และพ.ร.บ.ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) หรือที่เรียกว่า ระบบ Thailand 3 ซึ่งใช้มาจนถึงปัจจุบัน มีข้อกำหนดเพื่อกระตุ้นการลงทุน โดยการปรับปรุงอัตราค่าภาคหลวงจากเดิมที่กำหนดในอัตราตายตัวที่ร้อยละ 12.5 เป็นอัตราก้าวหน้าแบบขั้นบันไดตามปริมาณการขาย คือ ผลิต 0-6 หมื่นบาร์เรล/เดือนจ่าย ร้อยละ 5 ผลิต 6 หมื่นบาร์เรล/เดือนถึง 1.5 แสนบาร์เรล/เดือนจ่ายร้อยละ 6.25 ผลิต 1.5-3 แสนบาร์เรล/เดือนจ่าย ร้อยละ 10 ผลิต 3-6 แสนบาร์เรล/เดือนจ่ายร้อยละ 12.50 และผลิต 6 แสนบาร์เรล/เดือนขึ้นไปจ่ายร้อยละ 15
เพิ่มการเรียกเก็บผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษเข้ารัฐ (Special Remuneration Benefit หรือ SRB) ในลักษณะของการเรียกเก็บ Windfall Profit Tax โดยมีหลักการว่า เมื่อผู้ลงทุนมีกำไรมากแล้ว รัฐก็ควรได้รับส่วนแบ่งเพิ่มเติม (SRB) ในสัดส่วนที่สูงขึ้น นอกเหนือไปจากค่าภาคหลวงและภาษีที่ได้รับอยู่ตามปกติ ซึ่งหลักการดังกล่าวนี้จะช่วยให้รัฐได้รับประโยชน์มากขึ้น ในกรณีที่มีการพบแหล่งปิโตรเลียมขนาดใหญ่ หรือราคาเพิ่มสูงขึ้นอย่างผิดปกติ และในส่วนของภาษีเงินได้ปิโตรเลียมนั้น ยังคงไว้ในอัตราเดิมคือร้อยละ 50 ของกำไรสุทธิ ซึ่งระบบ Thailand 3 ที่ใช้มาตั้งแต่เดือนสิงหาคม ปี 2532 เป็นต้นมาทำรายได้เข้าประเทศปีที่แล้วเป็นเงิน 161,000 ล้านบาท
จะเห็นได้ว่าประเทศไทยไม่ได้เสียเปรียบผู้รับสัมปทาน ตามตัวเลขของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เราได้ส่วนแบ่งรายได้รวมกันทั้งสิ้นถึง 60% ในขณะที่ผู้ประกอบการซึ่งเป็นผู้ลงทุนทั้งหมดนั้นได้ส่วนแบ่งรายได้ไปเพียง 40% เท่านั้น
ดังนั้น การตั้งเงื่อนไขในการขอแบ่งปันผลประโยชน์ก็ต้องตั้งอย่างสมเหตุสมผลไม่ให้เสียเปรียบต่างชาติ แต่ไม่ใช่ตั้งบนสมมติฐานที่เป็นไปไม่ได้ ซึ่งจะทำให้เราเสียโอกาสในการใช้ประโยชน์จากทรัพยากรธรรมชาติอันมีค่า
ที่มา.นสพ.ฐานเศรษฐกิจ
//////////////////////////////////////////
ไม่มีความคิดเห็น:
แสดงความคิดเห็น