ผู้ชมทั้งหมด 1,403
เมื่อวันที่ 24 เม.ย.2565 ที่ผ่านมา ถือเป็นเหตุการณ์ประวัติศาสตร์ของประเทศไทย ที่มีการเปลี่ยนผ่านระบบบริหารจัดการกิจการปิโตรเลียมมาสู่การใช้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract หรือ PSC) เป็นครั้งแรก จากที่ใช้ระบบสัมปทาน มากว่า 50 ปี
บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ซึ่งเป็นบริษัทย่อยของบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ.(PTTEP) ได้ก้าวขึ้นสู่การเป็นผู้ดำเนินการ (Operator) โครงการจี 1/61 (แหล่งเอราวัณ, ปลาทอง, สตูล, ฟูนาน) และโครงการจี 2/61 (แหล่งบงกช) ภายใต้สัญญาแบ่งปันผลผลิต เป็นวันแรกของการเริ่มสัญญา PSC ของทั้ง 2 แหล่งก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่สุดในอ่าวไทย แม้ว่าปัจจุบัน ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการในแหล่งบงกช หรือโครงการจี 2/61 อยู่แล้ว แต่ในส่วนของโครงการจี 1/61 นั้น นับเป็นก้าวแรกที่กลุ่ม ปตท.สผ. ได้เข้าไปเป็นผู้ดำเนินการ (Operator) หลังกลุ่มผู้รับสัมปทานรายเดิม(เชฟรอนฯ) สิ้นสุดอายุสัมปทานลงเมื่อวันที่ 23 เม.ย.65 ที่ผ่านมา
สำหรับภารกิจสำคัญหลังจาก ปตท.สผ. ได้เข้าเป็นผู้ดำเนินการในโครงการจี 1/61 และโครงการ จี 2/61 คือ การเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้กับประเทศ การเข้าเป็นผู้ดำเนินการแหล่งก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่ทั้ง 2 แหล่ง ซึ่งเป็นเสมือนเส้นเลือดใหญ่ทางพลังงาน ที่มีศักยภาพการผลิตก๊าซฯ รวมกันถึง 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันหรือประมาณ 60% ของประเทศ
โดยการเข้าดำเนินการผลิตก๊าซธรรมชาติของโครงการจี 1/61 แม้จะเป็นการเปลี่ยนผ่านผู้ดำเนินการ (Operatorship Transfer) แต่บุคลากรส่วนใหญ่ยังคงเป็นบุคลากรชุดเดิมที่มีความเชี่ยวชาญ ซึ่งได้เข้ามาร่วมปฏิบัติภารกิจเพื่อเป้าหมายในการสร้างความมั่นคงทางพลังงานให้กับประเทศร่วมกัน
สำหรับอัตราการผลิตก๊าซฯในโครงการจี 1/61 ที่ ปตท.สผ. รับช่วงต่อจากผู้รับสัมปทานเดิมผลิตไว้ในวันสิ้นสุดสัมปทาน จะอยู่ที่ 376 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เนื่องจากในช่วงที่ผ่านมาแหล่งก๊าซฯนี้ ไม่มีการพัฒนาและเจาะหลุมผลิตเพิ่มอย่างต่อเนื่อง จึงทำให้อัตราการผลิตจะลดลงเป็นลำดับต่อไปได้อีก ประกอบกับการที่ ปตท.สผ. ไม่ได้รับความยินยอมให้เข้าพื้นที่โครงการจี 1/61 เพื่อเตรียมการพัฒนาและเจาะหลุมผลิตล่วงหน้าได้ตามแผนงาน แม้ภายหลังจะสามารถเข้าพื้นที่ได้ แต่ถือว่าล่าช้ากว่าแผนงานประมาณ 2 ปี ปตท.สผ. จึงจำเป็นต้องผลิตตามศักยภาพที่คงเหลือ ควบคู่ไปกับการคำนึงถึงความปลอดภัยของระบบการผลิตก๊าซฯ ทั้งหมด ทำให้อัตราการผลิตในช่วงแรกจะอยู่ที่ประมาณ 250-300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
มนตรี ลาวัลย์ชัยกุล ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. ระบุว่า นับจากนี้ ปตท.สผ. จะดำเนินงานตามแผนเพื่อเพิ่มอัตราการผลิตของโครงการจี 1/61 มากขึ้นตามลำดับ ให้ได้ถึง 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ภายในเดือนเมษายน 2567 โดยจะเร่งติดตั้งแท่นหลุมผลิต (Wellhead Platform) จำนวน 8 แท่น วางท่อใต้ทะเล เจาะหลุมผลิตอีกประมาณ 183 หลุม และจัดหาแท่นเจาะเพิ่มอีก 2 แท่น เพื่อเจาะหลุมผลิตเพิ่มเติมจากแผนพัฒนาเดิมที่วางไว้อีก 52 หลุม รวมทั้ง ตรวจสอบความพร้อมของอุปกรณ์การผลิตและระบบต่าง ๆ วางแผนการบำรุงรักษา เพื่อให้มั่นใจว่าสิ่งติดตั้งและอุปกรณ์ต่าง ๆ มีความพร้อมและปลอดภัยสำหรับการผลิต
โดยงบประมาณการลงทุนโครงการจี 1/61 ยังเป็นไปตามเดิม โดยในปี 2565 จะใช้เงินลงทุนราว 700 ล้านดอลลาร์ เพื่อผลักดันกำลังการผลิตช่วงแรกให้เป็นไปตามแผนงาน ขณะที่การถ่ายโอนพนักงาน ทางปตท.สผ.ได้ทยอยรับโอนพนักงานของเชฟรอนฯ จากแหล่งเอราวัณ ตั้งแต่เดือน เม.ย. 2565 คาดว่าจะ อยู่ที่ ประมาณ 1,200 คน และเมื่อรวมกับพนักงานที่ดำเนินงานอยู่ในอ่าวไทยทั้งแหล่งบงกชและอาทิตย์ จะอยู่ที่ประมาณ 1,300-1,400 คน
อีกทั้ง ปตท.สผ. ได้ตั้งทีมปฏิบัติการ(วอร์รูม) ที่ ปตท.สผ. สำนักงานใหญ่ และที่แท่นผลิตก๊าซฯ รวมทั้ง ประสานงานกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และผู้ดำเนินการรายเดิมอย่างใกล้ชิด เพื่อให้การเปลี่ยนผ่านการผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างราบรื่น ปลอดภัย และสามารถดำเนินการผลิตก๊าซธรรมชาติเพื่อตอบสนองความต้องการของประเทศได้อย่างต่อเนื่อง
“เหตุการณ์ประวัติศาสตร์ครั้งนี้ ถือเป็นความภาคภูมิใจอย่างยิ่งของ ปตท.สผ. ในฐานะที่เป็นบริษัทพลังงานของไทย ซึ่งเราจะมุ่งมั่นดำเนินภารกิจด้านพลังงานเพื่อประเทศและคนไทยอย่างเต็มความสามารถ” มนตรี กล่าว
ส่วนแผนการดำเนินงานของโครงการจี 2/61 ซึ่ง ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการอยู่แล้วนั้น สามารถดำเนินการผลิตได้อย่างต่อเนื่องตามแผนงาน โดยผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกชได้ในอัตรา 700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
สำหรับแผนรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในช่วงที่โครงการจี 1/61 อยู่ระหว่างการเพิ่มกำลังการผลิตนั้น ปตท.สผ. ได้เตรียมแผนเพื่อเพิ่มการผลิตก๊าซฯ จากแหล่งบงกชขึ้นอีกประมาณ 125 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากโครงการอาทิตย์เพิ่มเติมอีกประมาณ 60 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจากโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (MTJDA) เพิ่มขึ้นประมาณ 30-50 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน รวมเป็นปริมาณการผลิตที่จะเพิ่มขึ้นประมาณ 200-250 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพื่อช่วยลดผลกระทบต่อประชาชนและประเทศ
ทั้งนี้ การเปลี่ยนผ่านระบบบริหารจัดการกิจการปิโตรเลียมในประเทศเทศครั้งนี้ จุดเริ่มต้นมาจาก 3 ปีก่อน หรือนับจาก เมื่อปลายปี 2561 กระทรวงพลังงาน ได้ดำเนินการเปิดประมูลขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61(แหล่งเอราวัณ) และหมายเลข G2/61 (แหล่งบงกช) ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต(PSC)
จนนำไปสู่การลงนาม PSC กับผู้ชนะการประมูล สำหรับแปลงสำรวจปิโตรเลียมในอ่าวไทยหมายเลข G1/61 (แหล่งเอราวัณ) กับ บริษัท ปตท.สผ.เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด ในกลุ่ม บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด(มหาชน) หรือ ปตท.สผ. ร่วมกับ บริษัท เอ็มพี จี2 (ประเทศไทย) จำกัด ในกลุ่มบริษัท มูบาดาลา จากสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE) โดยถือหุ้นสัดส่วน 60:40 ตามลำดับ และลงนาม PSC สำหรับแปลงสำรวจปิโตรเลียมในอ่าวไทยหมายเลข G2/61 (แหล่งบงกช) กับ บริษัท ปตท.สผ.เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด ที่ถือสัดส่วน 100%
ตามเงื่อนไขสัญญา PSC กำหนดให้ผูกพันปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำสำหรับ 10 ปีแรกของระยะเวลาการผลิต ที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน สำหรับแหล่งเอราวัณ และแหล่งบงกช อยู่ที่ 700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็น 60% ของปริมาณการผลิตก๊าซของประเทศ
ขณะที่การประมูลทั้ง 2 แหล่งก๊าซดังกล่าวในครั้งนั้น ได้เสนอราคาค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซที่ 116 บาทต่อล้านบีทียู ทำให้ภาครัฐประเมินว่า ประเทศได้ประโยชน์และจะส่งผ่านผู้บริโภคทั้งหมดจากส่วนลดราคาก๊าซราว 5.5 แสนล้านบาท ตลอด 10 ปี แบ่งเป็น ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) วงเงิน 1.5 แสนล้านบาท ซึ่งจะทำให้มีเงินส่วนลดเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับ LPG เพื่อสร้างเสถียรภาพราคา LPG ได้ราว 1 บาทต่อกิโลกรัม, ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) วงเงิน 1 แสนล้านบาท หรือทำให้ราคา NGV ลดลง 0.50-1.00 บาทต่อกิโลกรัม และปิโตรเคมี วงเงิน 1 แสนล้านบาท ซึ่งจะช่วยให้อุตสาหกรรมปิโตรเคมีมีต้นทุนที่แข่งขันได้
และยังช่วยลดค่าไฟฟ้า หรือ ทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงราว 15-20 สตางค์ต่อหน่วย จากเดิมที่ 3.6 บาทต่อหน่วย มาอยู่ที่ 3.4 บาทต่อหน่วย ซึ่งจะเป็นการการันตีว่าการใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าตามร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ปี2561-2580 (แผนพีดีพี) ที่เพิ่มสัดส่วนก๊าซในปลายแผนเป็น 53% จากเดิม 30% ตามการประเมินของภาครัฐภายใต้สถานการณ์พลังงานในขณะนั้น
อย่างไรก็ตาม แหล่งเอราวัณ นับว่ามีความสำคัญในฐานะที่เป็นแหล่งปิโตรเลียมแห่งแรกของประเทศไทย ซึ่งได้สร้างประโยชน์ให้กับประเทศชาติ และสร้างความแข็งแกร่งให้แก่เศรษฐกิจ ก่อเกิดอุตสาหกรรมต่อเนื่อง สร้างงาน สร้างอาชีพให้คนไทย รวมถึงสร้างรายได้ให้กับประเทศในรูปแบบค่าภาคหลวง มาแล้วกว่า 100,000 ล้านบาท เพื่อใช้เป็นงบประมาณแผ่นดินในการพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐาน ระบบสาธารณูปโภค และการพัฒนาคุณภาพชีวิตของประชาชน เกือบ 40 ปี