นายพงศธร ทวีสิน ประธานเจ้าหน้าที่บริหาร และกรรมการผู้จัดการใหญ่ บมจ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (PTTEP) เปิดเผยว่า การที่กลุ่มบริษัทได้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) สำหรับแหล่งปิโตรเลียมบงกชและเอราวัณที่จะหมดอายุสัมปทานเดิมในปี 65-66 ด้วยการชนะประมูลที่ราคาก๊าซธรรมชาติในระดับต่ำนั้นจะไม่ทำให้กำไรภาพรวมของบริษัทลดลง แม้ว่ากำไรต่อยูนิตอาจจะลดลงก็ตาม เนื่องจากบริษัทจะมุ่งเน้นการบริหารจัดการให้มีประสิทธิภาพ รวมถึงด้วยปริมาณการขายที่จะเพิ่มขึ้น และการ Synergy ทั้งสองแหล่งทั้งในส่วนของการจัดซื้อจัดจ้าง การใช้ทรัพยากรร่วมกัน ก็จะเข้ามาช่วยชดเชยกำไรต่อยูนิตที่ลดลงได้ และบริษัทวางแผนที่จะมองหาพันธมิตรเข้ามาร่วมลงทุนในทั้งสองแหล่งดังกล่าวในอนาคตเพื่อลดความเสี่ยงการลงทุนด้วย
ทั้งนี้ บริษัทคาดว่าจะมีค่าใช้จ่ายลงทุน (CAPEX) และค่าใช้จ่ายดำเนินงาน (OPEX) สำหรับการดำเนินการในแหล่งบงกชและเอราวัณในช่วง 10 ปี เพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกช 700 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน และเอราวัณ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน นับจากเข้าไปดำเนินการหลังสัมปทานเดิมหมดอายุในวงเงินราว 1 ล้านล้านบาท แบ่งเป็น แหล่งบงกช 3-4 แสนล้านบาท และแหล่งเอราวัณ 6-7 แสนล้านบาท แต่เมื่อพิจารณาเฉพาะค่าใช้จ่ายลงทุนของกลุ่มบริษัทสำหรับการดำเนินการทั้ง 2 แหล่ง เป็นจำนวน 1 พันล้านเหรียญสหรัฐ/ปี คิดเป็นค่าใช้จ่ายลงทุนแหล่งละ 500 ล้านเหรียญสหรัฐ/ปี โดยเงินลงทุนจะมาจากกระแสเงินสดที่ปัจจุบันมีอยู่ราว 4 พันล้านเหรียญสหรัฐ และเงินสดจากการดำเนินงานที่จะเข้ามาในแต่ละปี
"เราตั้งใจประมูลครั้งนี้เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมที่จะเป็นประโยชน์ต่อคนไทยต่อประเทศไทย ขณะเดียวกันเราก็ต้องมีหน้าที่ดูแลผู้ถือหุ้นของบริษัทเช่นกัน ฉะนั้น ราคาที่เราประเมินเรามั่นใจว่าเป็นราคาที่เหมาะสม การที่เราประมูลทั้งสองแหล่งเรามั่นใจว่าเราจะสามารถได้ economy of scale จากการ combine ทั้งสองแหล่ง ทำให้เราสามารถบริหารจัดการในตัวต้นทุนได้ไม่ต่ำกว่า 20-25% ถามว่าในเชิงของกำไรต่อยูนิต ก็ต้องเรียนตรงๆว่า คงลดลงไปกว่าในปัจจุบัน แต่ภาพรวมเราคิดว่ากำไรไม่ต่ำกว่าเดิม เพียงแต่เราต้องทำงานมากขึ้น ผลิตมากขึ้น"นายพงศธร กล่าว
วันนี้ กระทรวงพลังงาน ได้ร่วมลงนามสัญญาแบ่งปันผลผลิตสำหรับแปลงสำรวจปิโตรเลียมในอ่าวไทย หมายเลข G1/61 (แหล่งเอราวัณ) กับกลุ่ม PTTEP ถือสัดส่วน 60% และกลุ่มมูบาดาลา จากสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE) ที่ถือสัดส่วน 40% และ สัญญาแบ่งปันผลผลิตสำหรับแปลงสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย หมายเลข G2/61 (แหล่งบงกช) กับกลุ่ม PTTEP ที่ถือสัดส่วน 100% หลังจากกลุ่ม PTTEP ชนะประมูลทั้งสองแหล่งด้วยการเสนอค่าคงที่ราคาก๊าซ (Pc) ที่ 116 บาท/ล้านบีทียู ต่ำกว่าราคาก๊าซฯปัจจุบันจากทั้ง 2 แปลง ที่ปัจจุบันอยู่ที่ 165 บาท/ล้านบีทียู สำหรับแหล่งเอราวัณ และ 214 บาท/ล้านบีทียู สำหรับแหล่งบงกช
นายพงศธร กล่าวอีกว่า หลังจากการลงนามสัญญา PSC สำหรับ 2 แหล่งดังกล่าวในวันนี้ บริษัทจะต้องส่งแผนงานและแผนการลงทุนภายใน 45 วันข้างหน้าเพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านสิทธิการดำเนินการ ซึ่งปัจจุบันมีความพร้อมอยู่แล้วเพราะได้เตรียมการมาบ้างล่วงหน้า ส่วนการจะบันทึกปริมาณสำรองปิโตรเลียมเพิ่มขึ้นจากการได้รับสัญญา PSC ในวันนี้นั้นยังต้องขอรอดูรายละเอียดอีกครั้งหนึ่งก่อน แต่เบื้องต้นเห็นว่าจะทำให้ปริมาณสำรองปิโตรเลียมของบริษัทพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่ 5.1 ปี และทำให้ตั้งแต่ปี 65 การผลิตก๊าซฯจากอ่าวไทยของบริษัทจะอยู่ในระดับเกือบ 80%
ขณะเดียวกันในอนาคต บริษัทก็มองโอกาสที่จะเปิดรับพันธมิตรใหม่เข้ามาร่วมลงทุนในทั้งสองแหล่ง เพื่อช่วยลดความเสี่ยงการลงทุน โดยเห็นว่าการลงทุนที่เหมาะสมควรจะมีกลุ่มผู้ร่วมทุนประมาณ 3 ราย โดยตามสัญญา PSC ที่บริษัทได้รับสำหรับแหล่งบงกชนั้น บริษัทเป็นผู้ถือหุ้น 100% ส่วนแหล่งเอราวัณ เป็นผู้ถือหุ้น 60% ร่วมกับกลุ่มมูบาดาลาอีก 40% โดยการหาผู้ร่วมทุนรายใหม่เข้ามาเพิ่มเติมนั้น จะทำได้หลัง 1 ปี ภายหลังจากที่ได้เข้าดำเนินการหลังจากสัมปทานเดิมหมดอายุในปี 65-66 ซึ่งเชื่อว่าจะมีผู้ที่ให้ความสนใจเนื่องจากตามสัญญา PSC ที่จะต้องรักษาระดับการผลิตก๊าซฯจาก 2 แหล่งรวม 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน เป็นเวลา 10 ปี ซึ่งทำให้เห็นว่ามีตลาดรองรับ และราคาก๊าซฯยังเป็นราคาที่แข่งขันในตลาดได้
นอกจากนี้บริษัทยังให้ความสนใจที่จะเข้าร่วมประมูลปิโตรเลียมในอ่าวไทย ที่กระทรวงพลังงานมีแผนจะออกประกาศเชิญชวนเข้าร่วมประมูลปิโตรเลียมรอบใหม่ในเดือน มิ.ย.62
นายพงศธร กล่าวอีกว่า ในปีนี้จะมีโครงการลงทุนสำคัญ 2 แหล่งของบริษัทที่จะตัดสินใจลงทุนครั้งสุดท้าย (FID) ได้แก่ โครงการโมซัมบิก โรวูมา ออฟชอร์ แอเรีย วัน ที่ถือสัดส่วน 8.5% คาดว่าจะ FID ในครึ่งหลังของปีนี้ โดยเฟสแรกขนาดกำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) 12.88 ล้านตัน/ปี มูลค่า 2 หมื่นล้านเหรียญสหรัฐ โดยในส่วนนี้เป็นเงินกู้โครงการ (project finance) 60% ส่วนอีก 40% เป็นส่วนทุนที่บริษัทจะต้องใช้เงินลงทุนราว 800 ล้านเหรียญสหรัฐสำหรับการลงทุนเฟสแรก ในช่วง 4 ปี และโครงการแอลจีเรีย ฮาสสิ เบอร์ ราเคช ที่ถือสัดส่วน 24.5% คาดว่าจะ FID ในช่วงไตรมาส 2/62 มีกำลังการผลิตน้ำมันดิบ 2 หมื่นบาร์เรล/วัน โดยเมื่อ FID ทั้งสองโครงการแล้วคาดว่าจะทำให้ปริมาณสำรองของบริษัทเพิ่มเป็น 7 ปี จาก 5.1 ปีในปัจจุบัน