ตามที่ คณะกรรมาธิการปฏิรูปพลังงาน สภาปฏิรูปแห่งชาติ  ได้แจ้งความประสงค์เพื่อศึกษาดูงาน ณ แท่นผลิตปิโตรเลียมปลาทอง กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติในฐานะหน่วยงานกำกับดูแลด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จึงได้ประสานบริษัท เชฟรอนประเทศไทย สำรวจและผลิต จำกัด  ซึ่งเป็นบริษัทผู้ดำเนินงานเพื่อนำคณะศึกษาดูงานดังกล่าว แต่ภายหลังการศึกษาดูงานดังกล่าวมีกรรมาธิการบางท่านได้นำข้อมูลเผยแพร่ผ่านเฟชบุคส่วนตัว  ซึ่งคลาดเคลื่อนจากข้อเท็จจริงหลายประการ  

 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติขอสร้างความเข้าใจที่ถูกต้องในประเด็นต่างๆ  ดังนี้

 

1. ภาพที่มีการนำเสนอว่าเห็นคนไทยทำงานด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแบบ 100%  เป็นข้อเท็จจริงที่ไม่สามารถบิดเบือนได้เพราะเป็นข้อมูลเชิงประจักษ์ เพราะการพัฒนาบุคลากรผู้มีสัญชาติไทยทดแทนชาวต่างชาติ มิได้มีส่วนเกี่ยวข้องกับการบริหารจัดการแหล่งปิโตรเลียมที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทานแต่อย่างใด เพราะกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้ผลักดันให้เกิดการดำเนินการดังกล่าว   มาตลอดระยะเวลาเกือบ 40 ปี โดยมุ่งเน้นให้เกิดความมั่นคงด้านพลังงาน สร้างคน  สร้างรายได้ให้กับประเทศชาติ

 

2. ตามคำกล่าวอ้างว่าเนื่องจากเป็นระบบสัมปทาน  การจ่ายค่าภาคหลวงจึงไม่เกิดขึ้น  ณ จุดผลิตที่ปากหลุม แต่จะเกิดที่จุดขาย และระบุว่าการคำนวณค่าภาคหลวงแต่ละสัญญาก็ไม่เหมือนกันเพราะมีทั้งสัญญาที่อยู่ในระบบ Thailand I (จ่ายค่าภาคหลวงแบบคงที่ 12.5%) หรือ Thailand III (จ่ายค่าภาคหลวง 5-15%) การคำนวณจึงมีความซับซ้อน การตรวจสอบส่วนแบ่งรัฐ ก็จะต้องรอเอกชนขายผลผลิตจึงจะจ่ายค่าภาคหลวงให้รัฐ  และให้ความเห็นว่าหากเป็นระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC)  จะไม่มีปัญหาดังกล่าวเกิดขึ้น และถ้าเป็นระบบ PSC ปริมาณปิโตรเลียมที่เอกชนนำขึ้นมาเป็นทรัพย์สินของรัฐ  และรัฐจะแบ่งส่วนปิโตรเลียมให้เอกชนตามข้อตกลงการประมูล 

ข้อมูลดังกล่าวนับเป็นความเข้าใจที่คลาดเคลื่อนจากข้อเท็จจริง และเจตนานำคำอธิบาย ในบางประเด็นมาตีความให้เกิดความเข้าใจผิดในประเด็นอื่นๆ เพราะระบบการบริหารจัดการไม่ว่า จะเป็นระบบสัมปทานหรือระบบแบ่งปันผลิต วิธีการคำนวณปริมาณซื้อขายปิโตรเลียมเป็นหลักวิชาการ ที่ปฏิบัติตามมาตรฐานสากล การซื้อขายต้องผ่านระบบมาตรวัด แล้วเมื่อทราบปริมาณการขายแล้ว จึงมาจัดเก็บหรือแบ่งรายได้ตามที่กำหนดในสัญญาสัมปทาน หรือสัญญาแบ่งปันผลผลิต โดยทั่วไปไม่ว่าจะเป็นระบบสัมปทานหรือแบ่งปันผลผลิต รัฐจะรับส่วนแบ่งเป็นรายได้จากการขายปิโตรเลียม ดังนั้นวิธีการคำนวณรายได้จากการขายปิโตรเลียมมีหลักวิชาการตามมาตรฐานอุตสาหกรรมปิโตรเลียมที่ใช้กันเป็นสากล โดย ถ้าเป็นก๊าซธรรมชาติจะต้องคำนวณทั้งปริมาณ คุณภาพของก๊าซธรรมชาติ และค่าความร้อน ถ้าเป็นคอนเดนเสท หรือน้ำมันดิบต้องวัดปริมาณ วัดค่าความถ่วงจำเพาะ และวัดค่าการปนเปื้อนของน้ำและตะกอนที่เรียกว่า (Basic Sediment & Water, BS&W) ซึ่งในการศึกษาดูงานครั้งนี้ได้มีการอธิบายอย่างชัดเจนว่าก๊าซธรรมชาติที่มาจากแต่ละพื้นที่ผลิตมีคุณภาพก๊าซ และค่าความร้อนที่แตกต่างกัน สัญญาซื้อขายก๊าซของแต่ละพื้นที่ผลิตก็มีความแตกต่างกัน (แหล่งปลาทองมี 2 สัญญา)

ดังนั้นฐานในการคำนวณจึงมีความแตกต่างเช่นเดียวกัน ซึ่งในทุกขั้นตอนมีการตรวจสอบอย่างรัดกุมโดยเจ้าหน้าที่ของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติซึ่งเป็นพนักงานเจ้าหน้าที่ภายใต้ พ.ร.บ.ปิโตรเลียม

 

3. สำหรับประเด็นที่บอกว่าทำไมการคำนวณถึงมีความซับซ้อน  ขอชี้แจงว่า  เนื่องจากก๊าซธรรมชาติ คอนเดนเสท น้ำมันดิบที่ขึ้นมาจากหลุมผลิตทั้งหมด จะต้องนำไปผ่านกระบวนการผลิตเพื่อแยกและกำจัดสิ่งเจือปนออก ผ่านกระบวนการปรับคุณภาพของปิโตรเลียมที่จะทำการซื้อขายให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายอย่างชัดเจนเพราะคุณภาพจะเป็นปัจจัยสำคัญต่อราคาขายของปิโตรเลียม (เป็นมาตรฐานสากล)  โดยเฉพาะการซื้อ ขายก๊าซธรรมชาติจะถูกกำหนดด้วยปริมาณ  คุณภาพ  และค่าความร้อน ในส่วนของคุณภาพ คือ ปริมาณคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ปริมาณน้ำ ที่มีการกำหนดค่าไว้อย่างชัดเจนในสัญญาซื้อ ขาย  ซึ่งต้องมีการควบคุมไม่เกินกว่าที่ตกลงกันไว้ ดังนั้นจึงทำให้ปริมาณปิโตรเลียม (ก๊าซธรรมชาติ, คอนเดนเสท, น้ำมันดิบ) ที่ผลิตขึ้นมาทั้งหมดไม่เท่ากับปริมาณปิโตรเลียม (ก๊าซธรรมชาติ, คอนเดนเสท, น้ำมันดิบ) ที่ขายออกไป ซึ่งเป็นหลักการ ทางวิทยาศาสตร์ที่สามารถตรวจสอบได้ มิได้เกี่ยวว่าจะเป็นระบบสัมปทานหรือระบบแบ่งปันผลผลิต แต่อย่างใด  

 

4. กรณีทำไมต้องแปลงหน่วยก๊าซธรรมชาติเป็นหน่วยน้ำมันดิบ ทั้งนี้เพราะพระราชบัญญัติปิโตรเลียมฉบับที่ 4 พ.ศ. 2532 หรือที่เรียกว่า Thailand III ซึ่งแก้ไขหลังจากที่การประกาศใช้ระบบ Thailand II ไม่ประสบความสำเร็จ แหล่งปิโตรเลียมที่ค้นพบในช่วงปี พ.ศ. 2526 – 2532 ซึ่งส่วนใหญ่เป็นแหล่งน้ำมันดิบไม่สามารถพัฒนาได้เนื่องจากระบบ Thailand II รัฐเรียกเก็บผลประโยชน์มากเกินไป ดังนั้นระบบ Thailand III จึงกำหนดให้จัดเก็บจากมูลค่าปิโตรเลียม โดยให้คิดเป็นมูลค่าเทียบเท่าน้ำมันดิบและกำหนดเก็บเป็นขั้นบันได ทำให้เหมาะกับการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมทุกขนาด โดยแหล่งที่มีขนาดเล็ก  ผลิตได้น้อยก็เสียค่าภาคหลวงน้อย   แต่ถ้าเป็นแหล่งขนาดใหญ่ผลิตได้มากก็เสียค่าภาคหลวงมาก และถ้าผลิตได้มากจนมีกำไรเกินสมควรก็ให้จ่ายผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ (SRB) เพิ่ม ทั้งนี้เพื่อให้เกิดการเทียบเคียงทางด้านมูลค่าในกรณีค้นพบแหล่งก๊าซธรรมชาติกับแหล่งน้ำมันดิบ จึงกำหนดเก็บค่าภาคหลวงจากปริมาณการขายปิโตรเลียมเทียบเท่าน้ำมันดิบ และที่กำหนดให้ใช้ค่า 10 ล้านบีทียูต่อ 1 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบในการจัดเก็บเพราะว่าตามหลักแล้วราคาก๊าซธรรมชาติจะมีราคาถูกกว่าน้ำมันดิบเพราะฉะนั้นถ้าใช้ค่าการแปลงหน่วยที่ 5.73 ล้านบีทียูต่อ 1 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบจะทำให้การจัดเก็บค่าภาคหลวงจากก๊าซธรรมชาติสูงเกินจริง นอกจากนี้กรณีเป็นแหล่งน้ำมันดิบแต่ค้นพบก๊าซธรรมชาติเป็นผลพลอยได้ จะเป็นการช่วยส่งเสริมการพัฒนานำก๊าซธรรมชาติไปใช้ประโยชน์แทนการเผาทิ้งเพิ่มขึ้นด้วย   

 

5.กรณีที่มีกล่าวว่าเห็นถังเก็บ (Tank) น้ำมันดีเซลบนแท่นผลิต และได้ตั้งข้อสันนิษฐานว่าได้มาจากการกลั่นคอนเดนเสทหรือไม่ ซึ่งในข้อเท็จจริงสำหรับเรื่องดังกล่าวสามารถชี้แจงได้ตามหลักวิชาการว่า คอนเดนเสทไม่สามารถนำมากลั่นแล้วได้น้ำมันดีเซลในปริมาณที่เหมาะสมเพราะคอนเดนเสทมีองค์ประกอบหลักเป็นอะโรมาติกไฮโดรคาร์บอน (Aromatic hydrocarbon) หรือน้ำมันชนิดเบา ถ้านำไปกลั่นแยกจะได้น้ำมันเบนซีนเป็นหลัก หรือสารประกอบพวกโทลูอีน ไซลีน เป็นต้น นอกจากนี้ ในการศึกษาดูงานมีผู้แทนคณะกรรมาธิการหลายท่านมีความรู้ ความเข้าใจระบบการกลั่นน้ำมัน อย่างถ่องแท้  ย่อมมีคำตอบเรื่องดังกล่าวได้อย่างชัดเจนว่าบนแท่นกระบวนการผลิตไม่สามารถติดตั้งระบบการ กลั่นน้ำมันได้ ประกอบกับตาม พ.ร.บ.ปิโตรเลียม (มาตรา 4) ได้บัญญัติคำนิยามสำคัญๆเกี่ยวกับบทบาทหน้าที่ของผู้รับสัมปทานว่า  “การผลิต” หมายความว่า ดำเนินการใดๆ  เพื่อนำปิโตรเลียมขึ้นมาแหล่งสะสม และให้หมายรวมถึงใช้กรรมวิธีใดๆ เพื่อทำให้ปิโตรเลียม อยู่ในสภาพที่จะขาย หรือจำหน่ายได้ แต่ไม่หมายรวมถึงกลั่น ประกอบอุตสาหกรรมเคมีปิโตรเลียม ประกอบอุตสาหกรรมโรงแยกก๊าซ โรงทำก๊าซให้เป็นของเหลวหรือโรงอัดก๊าซ ซึ่งจะเห็นว่ามิได้กำหนดให้ผู้รับสัมปทานสามารถดำเนินการกลั่นน้ำมันประเภทต่าง ๆ ได้แต่อย่างใด

 

สำหรับน้ำมันดีเซลที่เห็นนั้นเป็นน้ำมันดีเซลที่บริษัทฯ จัดซื้อมาอย่างถูกต้องตามกฎหมาย เพื่อนำมาใช้สำหรับเป็นเชื้อเพลิง ได้แก่ เรือรับส่งพนักงานที่ออกไปปฏิบัติงานระหว่างแท่น เครื่องกำเนิดไฟฟ้าโดยเฉพาะใช้กรณีหลังการหยุดผลิต (Shut down) เป็นต้น ซึ่งปริมาณน้ำมันดีเซลดังกล่าว กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติมีการบันทึกปริมาณทั้งที่รับมา การนำไปใช้ และปริมาณคงเหลือที่สามารถตรวจสอบได้