+-----------------------------------------------------------------------+
| 3.  การประกอบธุรกิจของแต่ละธุรกิจ                                          |
+-----------------------------------------------------------------------+

3.1 กลุ่มธุรกิจสำรวจ ผลิต และก๊าซธรรมชาติ

ณ ปัจจุบัน ปตท.และบริษัทในกลุ่มธุรกิจสำรวจ ผลิตและก๊าซธรรมชาติ
เป็นผู้ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจรเพียงรายเดียวในประเทศ
โดยครอบคลุมตั้งแต่การสำรวจและผลิต การจัดหา การขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
การแยกก๊าซธรรมชาติ และการจัดจำหน่าย โดย
ปตท.เป็นเจ้าของและผู้ดำเนินการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission
Network) เพียงรายเดียวในประเทศไทย และเป็นผู้ดำเนินการจัดหา ขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินธุรกิจแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ที่สุดในประเทศไทย

กลุ่มธุรกิจสำรวจ ผลิตและก๊าซธรรมชาติ ของ ปตท. ประกอบด้วยหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งเป็นหน่วยงานภายในของ ปตท.
และบริษัทในกลุ่มที่ประกอบกิจการเกี่ยวเนื่องกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
โดยหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติของ ปตท. แบ่งออกเป็น 5 หน่วยธุรกิจย่อย ได้แก่

(1) หน่วยธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
    รับผิดชอบจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติทั้งในประเทศและต่างประเทศเพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายใหญ่

(2) หน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) รับผิดชอบดำเนินการ
    บำรุงรักษา และพัฒนาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

(3) หน่วยธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ รับผิดชอบดำเนินการและพัฒนาธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
    ซึ่งในปัจจุบันมีจำนวนทั้งสิ้น 5 โรง โดยโรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 5 ของ
    ปตท.ได้ก่อสร้างแล้วเสร็จและได้เริ่มทดสอบการผลิตปลายเดือนธันวาคม 2547
    และเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2548 เป็นต้นมา

(4) หน่วยธุรกิจท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
    รับผิดชอบดำเนินการและพัฒนาระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นท่อย่อยที่ต่อเชื่อมจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
    (Transmission Pipeline) ไปยังลูกค้าอุตสาหกรรม
    เพื่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมต่างๆ

(5) นอกจากหน่วยธุรกิจย่อย 4 หน่วยข้างต้นแล้ว ปตท.
    ยังได้มีโครงการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (Natural Gas for Vehicles)
    เพื่อรับผิดชอบการขยายสถานีบริการ NGV
    และการส่งเสริมการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการขนส่ง
    เพื่อให้ก๊าซธรรมชาติเป็นทางเลือกเชื้อเพลิงในด้านขนส่งที่มีราคาถูกกว่าน้ำมัน
    และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม
    เพื่อช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงให้กับผู้บริโภคและลดปัญหามลภาวะทางอากาศที่ทวีความรุนแรงขึ้น
    โดยเฉพาะในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล

ในปี2550 ปตท. มีรายได้จากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ก๊าซธรรมชาติ (กลุ่มธุรกิจสำรวจ
ผลิตและก๊าซธรรมชาติ) รวม 215,511.81 ล้านบาท เพิ่มขี้น 28,418.83 ล้านบาท หรือ
เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.2 จากรายได้ในปี 2549 จำนวน 187,092.98 ล้านบาท
(รายละเอียดตามโครงสร้างรายได้ของปตท. และบริษัทย่อย แบ่งตามสายผลิตภัณฑ์ ในหัวข้อที่
2.3)

นอกเหนือจากหน่วยธุรกิจที่กล่าวข้างต้น ปตท. มีบริษัทในกลุ่มธุรกิจสำรวจ ผลิตและก๊าซธรรมชาติ
ที่มีบทบาทสำคัญและช่วยส่งเสริมให้กลุ่ม ปตท. ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร ดังนี้

(1) บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)
    เป็นผู้ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ
    และเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดยมี ปตท.เป็นผู้ถือหุ้นรายใหญ่
    ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท. ถือหุ้นใน ปตท.สผ. สัดส่วนร้อยละ 65.73
    ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(2) บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (PTTNGD) เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ
    Suez-Tractebel S.A. แห่งประเทศเบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
    เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อย
    เพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล
    ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท.ถือหุ้นใน PTTNGD สัดส่วนร้อยละ 58
    ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(3) บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM (T)) และ Trans
    Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. (TTM (M))
    ซึ่งตั้งอยู่ในประเทศไทยและประเทศมาเลเซียตามลำดับ โดย ปตท. และ Petroliam
    Nasional Berhad (“Petronas”) บริษัทน้ำมันแห่งประเทศมาเลเซีย
    ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50 เท่ากันในทั้งสองบริษัท ทั้งนี้ TTM(T)
    จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อที่ได้จากแหล่งพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย
    (Malaysia-Thailand Joint Development Area หรือ เจดีเอ)
    มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย และขนส่งต่อไปที่ชายแดนไทย-มาเลเซีย
    รวมทั้งให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติ และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)
    ทางท่อไปที่ชายแดนไทย-มาเลเซีย ส่วน TTM (M)
    จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)
    ทางท่อจากชายแดนไทย-มาเลเซีย ไปใช้ประโยชน์ในประเทศมาเลเซีย

(4) บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด (DCAP) เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.
    กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)
    เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับลูกค้าบริเวณสนามบินสุวรรณภูมิ ทั้งนี้ ณ
    วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท.ถือหุ้นใน DCAP สัดส่วนร้อยละ 35 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(5) บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT) เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับบริษัท ปตท.
    เคมิคอล จำกัด (มหาชน) และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด(มหาชน) (ATC)
    (ซึ่งต่อมา ATC ได้ควบรวมกิจการกับ บริษัทโรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (RRC)
    เป็นบริษัทภายใต้ชื่อ บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (PTTAR)
    เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2550) เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้าและไอน้ำ (Utilities)
    จำหน่ายให้กับผู้ถือหุ้น รวมถึงบริษัทในเครือของผู้ถือหุ้นและโรงงานบริเวณใกล้เคียง ทั้งนี้ ณ
    วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท. ถือหุ้นใน PTTUT สัดส่วนร้อยละ 40
    ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(6) บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด (RPCL)
    เป็นผู้ประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ให้กับ กฟผ. ทั้งนี้ ณ วันที่
    31 ธันวาคม 2550 ปตท.ถือหุ้นใน RPCL สัดส่วนร้อยละ 15 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(7) บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อก่อสร้างท่าเทียบเรือ
    และสถานีรับจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
    ดำเนินธุรกิจให้บริการ/จัดการเกี่ยวกับการปฏิบัติการและบำรุงรักษาท่าเรือรับผลิตภัณฑ์ LNG
    คลังสำรอง LNG และ LNG Re-gasification Plant Unit ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
    2550 ปตท.ถือหุ้นใน PTTLNG สัดส่วนร้อยละ 100 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(8) บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (IPT)
    เป็นผู้ประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ให้กับ กฟผ. ทั้งนี้ ณ วันที่
    31 ธันวาคม 2550 ปตท.ถือหุ้นใน IPT สัดส่วนร้อยละ 20 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(9) บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (TP)
    เป็นผู้ดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)
    โดยเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบโคเจนเนอเรชั่น ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
    (Combined-Cycle Co-generation Power Plant) มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 118
    เมกะวัตต์ และผลิตไอน้ำ 168 ตันต่อชั่วโมง ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 TP
    มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 2,810 ล้านบาท โดย ปตท. ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 26

(10) บริษัท พีทีที อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เป็นตัวแทน ปตท. ในการลงทุนในโครงการต่างๆ
     ที่เกี่ยวกับก๊าซธรรมชาติ พลังงาน และธุรกิจอื่นที่เกี่ยวเนื่องของ ปตท. ในต่างประเทศ โดย
     ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 มีทุนจดทะเบียนเริ่มต้น 100 ล้านบาท ทั้งนี้บริษัทฯ
     ได้ดำเนินการจดทะเบียนจัดตั้งบริษัทกับกระทรวงพาณิชย์เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2550

(11) บริษัท ผลิตไฟฟ้าและพลังงานร่วม จำกัด (CHPP)
     เป็นบริษัทเพื่อดำเนินการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็นให้แก่ศูนย์ราชการกรุงเทพมหานคร
     ถนนแจ้งวัฒนะ โดยจดทะเบียนจัดตั้งบริษัทกับกระทรวงพาณิชย์เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550
     มีทุนจดทะเบียน 500 ล้านบาท ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550
     CHPP มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว 270 ล้านบาท

  แผนภาพต่อไปนี้แสดงการประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท.

  -----------------------------------------------------------------------
  []

  -----------------------------------------------------------------------

รายละเอียดการประกอบธุรกิจสำรวจ ผลิตและก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท. แบ่งได้เป็น 6 ส่วน
ดังต่อไปนี้

1.  การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

2.  ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

3.  โรงแยกก๊าซธรรมชาติ

4.  การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

5.  ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

6.  การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
อยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย ปตท.
เป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งปัจจุบันมีอยู่ทั้งสิ้น 14
ฉบับ แบ่งเป็นสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติในประเทศจำนวน 12 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล 1 (แหล่งเอราวัณ), สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล 2-3[1]¹,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกช, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งไพลิน,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งทานตะวัน/เบญจมาศ^(/2),
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งน้ำพอง, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ A-18[2]³ ,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอาทิตย์[3]⁴, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ B-17&C-19
และ B-17-01[4]⁵ และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งภูฮ่อม^(/6),
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยูโนแคล 123 (ส่วนเพิ่ม)^(/7),
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอาทิตย์เหนือ^(/8)
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างประเทศอีกจำนวน 2 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา^(/9)
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเยตากุนในสหภาพเมียนมาร์

ทั้งนี้ การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ส่วนใหญ่จะมาจากแหล่ง/แปลงสัมปทานก๊าซธรรมชาติในประเทศ
โดยมีปริมาณและสัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2548-2550 เป็นดังนี้

+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| แหล          | ปี 2548 |        | ปี 2549 |        | ปี 2550 |        |
| ่ง/แปลงสัมปทาน |        |        |        |        |        |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
|              | ล้าน    | ร้อยละ  | ล้าน    | ร้อยละ  | ล้าน    | ร้อยละ  |
|              | ลบ     |        | ลบ     |        | ลบ.    |        |
|              | .ฟุต/วัน |        | .ฟุต/วัน |        | ฟุต/วัน  |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| ในประเทศ     |        |        |        |        |        |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| - ยูโนแคล     | 944    | 31.3   | 988    | 32.0   | 1,070  | 32.5   |
| 1,2,3        |        |        |        |        |        |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| - บงกช       | 574    | 19.0   | 590    | 19.1   | 596    | 18.1   |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| - ไพลิน       | 369    | 12.2   | 387    | 12.5   | 400    | 12.2   |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| -            | 242    | 8.0    | 221    | 7.1    | 211    | 6.4    |
| ทาน          |        |        |        |        |        |        |
| ตะวัน/เบญจมาศ |        |        |        |        |        |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| - น้ำพอง/ภูฮ่อม | 32     | 1.1    | 36     | 1.2    | 110    | 3.3    |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| - เจดีเอ      | -      | -      | -      | -      | 1      | -      |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| รวมการ       | 2,161  | 71.6   | 2,222  | 71.9   | 2,388  | 72.5   |
| จัดหาในประเทศ |        |        |        |        |        |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| ต่างประเทศ    |        |        |        |        |        |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| - ยาดานา     | 431    | 14.3   | 452    | 14.6   | 473    | 14.4   |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| - เยตากุน     | 426    | 14.1   | 417    | 13.5   | 432    | 13.1   |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| รวมการจัดหา   | 857    | 28.4   | 869    | 28.1   | 906    | 27.5   |
| จากต่างประเทศ |        |        |        |        |        |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| รวม          | 3,019  | 100.0  | 3,091  | 100    | 3,294  | 100    |
| การจัดหาทั้งหมด |        |        |        |        |        |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| ราคาซื้อก๊า     | 145.2  |        | 168.7  |        | 170.1  |        |
| ซธรรมชาติเฉลี่ย |        |        |        |        |        |        |
|              |        |        |        |        |        |        |
| (บาท/ล้านบีทียู) |        |        |        |        |        |        |
+--------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+

หมายเหตุ : ปริมาณก๊าซธรรมชาติคำนวณ ณ ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต

เงื่อนไขหลักของสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติ

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท.และผู้ขายก๊าซธรรมชาติ มีอายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี
โดยคู่สัญญาตกลงที่จะซื้อและขายก๊าซธรรมชาติกัน ณ จุดส่งมอบตามสัญญา เช่น ปากหลุม
หรือจุดส่งมอบอื่นๆ แล้วแต่สัญญากำหนดในปริมาณ คุณภาพและความดัน ตามที่ได้ตกลงกันไว้

ผู้ขายก๊าซธรรมชาติมีหน้าที่จัดเตรียมความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อให้
ปตท.สามารถเรียกรับก๊าซธรรมชาติสูงสุดได้ถึงร้อยละ 110 - 125
ของปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายวัน (Contractual Delivery Capacity หรือ “CDC”)
แล้วแต่สัญญา ในขณะที่ ปตท.จะต้องรับก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายวัน
(Daily Contracted Quantity หรือ DCQ) อีกทั้ง
ปตท.ยังมีสิทธิซื้อก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่เกินกว่า CDC ที่กำหนดไว้ในสัญญาได้
หากผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถผลิตและส่งมอบได้

อย่างไรก็ตาม หากในปีสัญญาใด
ปตท.ไม่สามารถรับก๊าซธรรมชาติตามปริมาณขั้นต่ำได้ครบตามที่กำหนดสำหรับปีสัญญานั้น (Annual
Contracted Quantity หรือ ACQ) ปตท.จะต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่มิได้รับ
(Take-or-Pay) โดยมีสิทธิรับก๊าซธรรมชาติสำหรับปริมาณที่ได้ชำระไปแล้วในปีต่อๆ ไป
โดยไม่มีกำหนดเวลา และไม่ต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติในส่วนนั้นอีก (Make-Up) ทั้งนี้ ในปีที่
ปตท.จะใช้สิทธิในการรับก๊าซธรรมชาติสำหรับปริมาณที่ได้ชำระไปแล้วดังกล่าว
ปตท.จะต้องรับซื้อก๊าซธรรมชาติให้ได้ครบตามปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำตามสัญญาสำหรับปีนั้นๆ
ก่อน ในทางกลับกัน กรณีที่
ปตท.ซื้อก๊าซธรรมชาติเกินกว่าปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำของปีสัญญาใดๆ
ปตท.จะสามารถนำปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนเกินนั้นแต่ไม่รวมส่วนที่เกินกว่า CDC ตามสัญญา
(Carry-Forward) ไปหักลดปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำในปีสัญญาต่อๆ
ไปได้ในปริมาณไม่เกินร้อยละ 15 หรือร้อยละ 20 แล้วแต่สัญญา
ของปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำในปีสัญญาดังกล่าว
โดยสิทธิดังกล่าวในปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนเกินนั้นๆ จะสิ้นสุดภายในระยะเวลา 5 ปี
นับจากปีที่เกิดก๊าซ Carry-Forward

ในกรณีที่ผู้ขายก๊าซธรรมชาติไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติให้กับ ปตท.ได้ครบตามปริมาณที่
ปตท.เรียกรับจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติในแต่ละวัน (Shortfall)
ปตท.จะชำระค่าก๊าซธรรมชาติตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่รับจริง โดยมีสิทธิได้รับส่วนลดร้อยละ
20-25 สำหรับราคาของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ขาดส่งในเดือนนั้น หรือเดือนถัดไป หรือปีถัดไป
แล้วแต่สัญญา ทั้งนี้ เมื่อสิ้นปีสัญญา
ปตท.สามารถนำปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ผู้ขายก๊าซธรรมชาติขาดส่งไปลดปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายปีของ
ปตท. ได้

สำหรับการรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาและเยตากุน
เนื่องจากเกิดความล่าช้าในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรี
ทำให้โรงไฟฟ้าราชบุรีไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2541 และการลงนามในสัญญา
Ratchaburi Master Gas Sales Agreement กับ กฟผ.ล่าช้าออกไปเป็นเดือนตุลาคม 2543
ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่ลดลงเนื่องจากเกิดความตกต่ำทางเศรษฐกิจ
รวมทั้งความล่าช้าในการก่อสร้างโครงการท่อส่งก๊าซราชบุรี-วังน้อย ส่งผลให้
ปตท.ต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนตามเงื่อนไขแบบ
Take-or-Pay ที่เกิดขึ้นตั้งแต่ปี 2541 จนถึงปี 2544 เป็นจำนวนเงินรวม 36,265.8 ล้านบาท
ทั้งนี้ มติคณะรัฐมนตรีในเดือนกรกฎาคม 2543 กำหนดให้จัดสรรภาระค่าดอกเบี้ยที่เกิดจากภาระ
Take or Pay ให้หน่วยงานต่างๆร่วมรับผิดชอบ โดย ปตท.รับภาระร้อยละ 11.4
กฟผ.รับภาระร้อยละ 12.8 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 75.8
ลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจะเป็นผู้รับภาระ อย่างไรก็ตาม ระหว่างปี 2544 –2550
ปตท.สามารถรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุนได้เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำที่ต้องรับ
(Make-up) มีผลให้เงินจ่ายล่วงหน้าค่าซื้อก๊าซธรรมชาติลดลงเป็นจำนวนสะสมรวม 20,504.08
ล้านบาท ดังนั้น ยอดเงินจ่ายล่วงหน้าค่าซื้อก๊าซธรรมชาติ จึงมียอดสุทธิ 15,761.72 ล้านบาท
ดังปรากฎอยู่ในงบดุลของ ปตท. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550

สำหรับราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่กำหนดในสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดราคาฐานเริ่มต้น
(Initial Base Price) ซึ่งเป็นราคาคงที่
โดยจะมีสูตรปรับราคาซึ่งกำหนดสูตรราคาสูงสุดและราคาต่ำสุด
เพื่อคุ้มครองผู้ซื้อและผู้ขายก๊าซธรรมชาติ โดยสูตรปรับราคาก๊าซธรรมชาติ
จะประกอบด้วยปัจจัยต่อไปนี้ คือ ราคาน้ำมันเตากำมะถันปานกลางในตลาดสิงคโปร์
อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศ และดัชนีทางเศรษฐกิจต่างๆ เช่น
ดัชนีราคาขายส่งของประเทศไทย และดัชนีราคาผู้ผลิตของสหรัฐอเมริกาสำหรับธุรกิจน้ำมันและก๊าซ
เป็นต้น ทั้งนี้
ระยะเวลาในการปรับราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติดังกล่าวจะแตกต่างกันไปในแต่ละสัญญา กล่าวคือ
ทุก 12 เดือน 6 เดือน 3 เดือน หรือ 1 เดือน แล้วแต่สัญญา
ราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาตินี้จะส่งผ่าน (Pass through)
ไปให้กับลูกค้าในกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าซึ่งซื้อก๊าซธรรมชาติจาก ปตท.
ซึ่งเป็นกลุ่มลูกค้าหลักตามสูตรราคาในสัญญาขายก๊าซธรรมชาติ ส่งผลให้ความเสี่ยงของ
ปตท.จากการเปลี่ยนแปลงของราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติอยู่ในระดับที่ค่อนข้างต่ำ

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติทุกสัญญามีข้อกำหนดเรื่องเหตุสุดวิสัยซึ่งเป็นกรณีที่ ปตท.
หรือผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถยกเป็นเหตุในการที่ไม่สามารถปฏิบัติหน้าที่ตามสัญญาได้
ซึ่งเหตุสุดวิสัยที่กำหนดในสัญญาดังกล่าวหมายรวมถึงเหตุการณ์ใดๆ
ที่เกิดขึ้นโดยคู่สัญญาไม่สามารถควบคุมได้ นอกจากนี้
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติบางฉบับได้กำหนดให้กรณีที่ ปตท.
ไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติได้อันเนื่องจากมีเหตุสุดวิสัยเกิดขึ้นกับลูกค้าของ ปตท.
จนเป็นเหตุให้ลูกค้าดังกล่าวไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก ปตท.ได้ ซึ่งในการนี้
ปตท.จะอ้างเหตุสุดวิสัยดังกล่าวได้ต่อเมื่อ
ปตท.จะต้องลดปริมาณรับก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติที่เกี่ยวข้องทุกรายลงตามสัดส่วนการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติที่ลดลง

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจะสิ้นสุดลงเมื่อเกิดเหตุการณ์ใดเหตุการณ์หนึ่งดังต่อไปนี้ (1)
สิ้นสุดระยะเวลาตามที่กำหนดในสัญญา หรือ (2) เมื่อระยะเวลาตามสัมปทานสิ้นสุดลง
(เฉพาะกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศ) หรือ (3)
เมื่อปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในแหล่งดังกล่าวหมดลง

3.1.2 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

เมื่อผู้ขายก๊าซธรรมชาติได้ส่งมอบก๊าซธรรมชาติให้กับ ปตท. ที่จุดส่งมอบแล้ว
ก๊าซธรรมชาติทั้งหมดจะถูกส่งไปยังลูกค้าต่างๆ โดยผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทั้งนี้
การดำเนินงานและการบำรุงรักษาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติจะอยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ณ 31 ธันวาคม 2550 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) ของ ปตท.
มีความยาวรวมประมาณ 3,180 กิโลเมตร
ซึ่งประกอบด้วยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกความยาวประมาณ 1,397 กิโลเมตร
และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลความยาวประมาณ 1,783 กิโลเมตร
(ไม่รวมระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ/Distribution Pipeline อีกประมาณ 770
กิโลเมตร) โดยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จะต่อเชื่อมแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างๆ
ในอ่าวไทย และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุน สหภาพเมียนมาร์
ที่ชายแดนไทย-สหภาพเมียนมาร์ เข้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และลูกค้าอุตสาหกรรม
ภายในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ยังประกอบด้วย
หน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point Control Unit)
และอุปกรณ์รวมก๊าซธรรมชาติ (Common Header)
ซึ่งเป็นกระบวนการเพื่อควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆในอ่าวไทยให้มีค่าความร้อนคงที่เป็นหนึ่งเดียวและมีคุณภาพเดียวกันทั้งระบบ

  ข้อมูลเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเฉพาะระบบที่สำคัญ ณ ปัจจุบัน เป็นดังนี้

+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ   | ค | ข | ความสา     | ป | รายละเอียด           |
|                      | ว | น | มารถสูงสุดใน | ีท |                     |
|                      | า | า | การส่งก๊าซธร | ี่เ |                     |
|                      | ม | ด | รมชาติ^(/1) | ร |                     |
|                      | ย | ท |            | ิ่ม |                     |
|                      | า | ่อ | (ล้าน       |   |                     |
|                      | ว |   | ลบ.ฟุต/วัน)  | ด |                     |
|                      | ร | ( |            | ำ |                     |
|                      | ว | น |            | เ |                     |
|                      | ม | ิ้ว |            | น |                     |
|                      |   | ) |            | ิน |                     |
|                      | ( |   |            | ง |                     |
|                      | ก |   |            | า |                     |
|                      | ิโ |   |            | น |                     |
|                      | ล |   |            |   |                     |
|                      | เ |   |            |   |                     |
|                      | ม |   |            |   |                     |
|                      | ต |   |            |   |                     |
|                      | ร |   |            |   |                     |
|                      | ) |   |            |   |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ระบบ                 |   |   |            |   |                     |
| ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล |   |   |            |   |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| เอ                   | 4 | 3 | 850        | 2 | เป็นระบบท่อจากแท่นเ    |
| ราวัณ-โรงแยกก๊าซธรรมชา | 1 | 4 |            | 5 | อราวัณในอ่าวไทยไปยังโร |
| ติระยอง (ท่อสายประธาน) | 5 |   |            | 2 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |   |   |            | 4 | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดระยอง          |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| แหล่งบงกช-            | 1 | 3 | 635        | 2 | เป็นระบ              |
| เอราวัณ (ท่อสายประธาน) | 7 | 2 |            | 5 | บท่อจากแหล่งบงกชในอ่าว |
|                      | 1 |   |            | 3 | ไทยที่เชื่อมกับแท่นเอราวัณ |
|                      |   |   |            | 9 |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| เอราวัณ-โ             | 4 | 3 | 1,180      | 2 | เป็นระบบท่อคู่ขนา       |
| รงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง | 1 | 6 |            | 5 | นจากแท่นเอราวัณไปยังโร |
| (ท่อคู่ขนาน)            | 8 |   |            | 3 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |   |   |            | 9 | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            | - | จังหวัดระยอง          |
|                      |   |   |            | 2 |                     |
|                      |   |   |            | 5 |                     |
|                      |   |   |            | 4 |                     |
|                      |   |   |            | 0 |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| PRP                  | 4 | 4 | 1,900      | 2 | เป็นระบบท่อเส้นที่ 3     |
| Platform-โ           | 1 | 2 | ^(/3)      | 5 | จากแท่น ปตท.         |
| รงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง | 8 |   |            | 5 | ไปยังโร              |
| (ท่อเส้นที่ 3)           |   |   |            | 0 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |   |   |            |   | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดระยอง          |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| เอราวัณ-โรงไฟฟ้าขนอม   | 1 | 2 | 210        | 2 | เป็นระบบท่อจากแท่นเอ   |
|                      | 6 | 4 |            | 5 | ราวัณไปยังโรงไฟฟ้าขนอม |
|                      | 1 |   |            | 3 | จังหวัดนครศรีธรรมราช   |
|                      |   |   |            | 9 |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ระ                   |   |   |            |   |                     |
| บบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก |   |   |            |   |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| โรงแยกก๊าซธรรมชาต     | 1 | 2 | 540        | 2 | เป็นระบบท่อจากโร      |
| ิระยอง-โรงไฟฟ้าบางปะกง | 0 | 8 |            | 5 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อสายประธาน)        | 4 |   |            | 2 | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            | 4 | จังหวัดระยอง          |
|                      |   |   |            |   | ไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง  |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดฉะเชิงเทรา      |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| โรงไฟฟ้าบาง           | 5 | 2 | n.a. ^(/2) | 2 | เป็นระบบ             |
| ปะกง-โรงไฟฟ้าพระนครใต้ | 7 | 8 |            | 5 | ท่อจากโรงไฟฟ้าบางปะกง |
| (ท่อสายประธาน)        |   |   |            | 2 | จังหวัดฉะเชิงเทรา      |
|                      |   |   |            | 4 | ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครใต้ |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดสมุทรปราการ     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| บางพลี-สระบุรี          | 9 | 2 | 280        | 2 | เป็น                 |
| (ท่อสายประธาน)        | 9 | 4 |            | 5 | ระบบท่อจากอำเภอบางพลี |
|                      |   |   |            | 2 | จังหวัดสมุทรปราการ     |
|                      |   |   |            | 4 | ไปยัง                |
|                      |   |   |            |   |                     |
|                      |   |   |            |   | โรงปูนซิเมนต์ของ บมจ.  |
|                      |   |   |            |   | ปูนซีเมนต์ไทย          |
|                      |   |   |            |   | ที่อำเภอท่าหลวง        |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดสระบุรี          |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| แห                   | 3 | 1 | 140        | 2 | เป                  |
| ล่งน้ำพอง-โรงไฟฟ้าน้ำพอง | . | 6 |            | 5 | ็นระบบท่อจากแหล่งน้ำพอง |
|                      | 5 |   |            | 3 | ไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง    |
|                      |   |   |            | 3 | จังหวัดขอนแก่น         |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| โรงแยกก๊าซธรรมชาต     | 1 | 2 | 660        | 2 | เป็นระบบท่อคู่ขนานจากโร |
| ิระยอง-โรงไฟฟ้าบางปะกง | 0 | 8 |            | 5 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อคู่ขนาน)            | 5 |   |            | 3 | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            | 9 | จังหวัดระยอง          |
|                      |   |   |            |   | ไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง  |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดฉะเชิงเทรา      |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| บางปะกง-โรงไฟฟ้าวังน้อย | 1 | 3 | 860        | 2 | เป็นระบบท่อคู่ขนานจากส  |
| (ท่อคู่ขนาน)            | 0 | 6 |            | 5 | ถานีเพิ่มความดันบางปะกง |
|                      | 1 |   |            | 3 | จังหวัดฉะเชิงเทรา      |
|                      |   |   |            | 9 | ไปยังโรงไฟฟ้าวังน้อย    |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดพระนครศรีอยุธยา  |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ท่อส่งก๊าซธรรมชาต       | 2 | 4 | 1,300      | 2 | เป็นระบบท่อจากจุดร     |
| ิจากชายแตนไทยและสหภาพ | 3 | 2 |            | 5 | ับมอบก๊าซธรรมชาติชายแด |
| เมียนมาร์-โรงไฟฟ้าราชบุรี | 8 |   |            | 4 | นไทยและสหภาพเมียนมาร์ |
|                      |   |   |            | 1 | ที่บ้านอีต่อง            |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดกาญจนบุรี        |
|                      |   |   |            |   | เพ                  |
|                      |   |   |            |   | ื่อนำก๊าซธรรมชาติจากโคร |
|                      |   |   |            |   | งการยาดานาและเยตากุน |
|                      |   |   |            |   | ไปยังโรงไฟฟ้าราชบุรี    |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดราชบุรี          |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ราชบุรี-วังน้อย          | 1 | 3 | 330        | 2 | เป็นระบบท่อที่เชื่อ       |
|                      | 5 | 0 |            | 5 | มต่อระบบท่อส่งก๊าซธรรมช |
|                      | 4 |   |            | 4 | าติบริเวณสถานีวัดปริมาณก |
|                      |   |   |            | 3 | ๊าซธรรมชาติราชบุรีเข้ากับ |
|                      |   |   |            |   | ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบ |
|                      |   |   |            |   | างปะกง-โรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                      |   |   |            |   | (ท่อคู่ขนาน)           |
|                      |   |   |            |   | ที่สถานีวัดป            |
|                      |   |   |            |   | ริมาณก๊าซธรรมชาติวังน้อย |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+

ข้อมูลเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเฉพาะระบบที่สำคัญ ณ ปัจจุบัน เป็นดังนี้ (ต่อ)

+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+
| ร                 | ความย | ข | ความสามารถส | ป | รายละเอียด         |
| ะบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ | าวรวม | น | ูงสุดในการส่งก | ีท |                   |
|                   |       | า | ๊าซธรรมชาติ/1 | ี่เ |                   |
|                   | (กิโล  | ด |             | ร |                   |
|                   | เมตร) | ท | (ล้าน        | ิ่ม |                   |
|                   |       | ่อ | ลบ.ฟุต/วัน)   |   |                   |
|                   |       |   |             | ด |                   |
|                   |       | ( |             | ำ |                   |
|                   |       | น |             | เ |                   |
|                   |       | ิ้ว |             | น |                   |
|                   |       | ) |             | ิน |                   |
|                   |       |   |             | ง |                   |
|                   |       |   |             | า |                   |
|                   |       |   |             | น |                   |
+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+
| โร                | 110   | 3 | 1,200 ^(/3) | 2 | เป็นระบบท่อเส้นที่ 3   |
| งแยกก๊าซธรรมชาติระย |       | 6 |             | 5 | จากโรงแ           |
| อง-โรงไฟฟ้าบางปะกง |       |   |             | 4 | ยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อเส้นที่ 3)        |       |   |             | 9 | ตำบลมาบตาพุด       |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดระยอง        |
|                   |       |   |             |   | ไ                 |
|                   |       |   |             |   | ปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดฉะเชิงเทรา    |
+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+
| โรงไฟฟ้าวัง         | 72    | 3 | 510 ^(/1)   | 2 | เป็นระบบ           |
| น้อย-โรงไฟฟ้าแก่งคอย |       | 6 |             | 5 | ท่อจากโรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                   |       |   |             | 4 | จ                 |
|                   |       |   |             | 9 | ังหวัดพระนครศรีอยุธยา |
|                   |       |   |             |   | ไปยังโรงไฟฟ้าแก่งคอย |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดสระบุรี        |
+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+
| ท่อส่งก๊าซธ          | 70    | 3 | 300 ^(/1)   | 2 | เป็น               |
| รรมชาติจากสถานีควบค |       | 0 |             | 5 | ระบบท่อจากสถานีควบค |
| ุมความดันก๊าซธรรมชาติ |       |   |             | 5 | ุมความดันก๊าซธรรมชาติ |
| #RA6 –            |       |   |             | 0 | #RA6              |
| โรงไฟฟ้าพระนครใต้   |       |   |             |   | ไป                |
|                   |       |   |             |   | ยังโรงไฟฟ้าพระนครใต้ |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดนนทบุรี        |
+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+

^(/1) ความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นความสามารถเฉพาะของท่อแต่ละเส้นเท่านั้น
และขึ้นอยุ่กับองค์ประกอบของก๊าซธรรมชาติ

^(/2) ไม่สามารถระบุความสามารถสูงสุดในการส่งก๊าซธรรมชาติได้
เนื่องจากมีการส่งก๊าซธรรมชาติทั้งไปและย้อนกลับ (Reverse Flow)

^(/3)
ความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดภายหลังการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ

[]

3.1.3 โรงแยกก๊าซธรรมชาติ

  ----------------- ------------------------------------------------------
  ผลิตภัณฑ์            วัตถุประสงค์ในการนำไปใช้

  ก๊าซอีเทน           เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซโพรเพน         เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว   เป็นเชื้อเพลิงในครัวเรือน ยานพาหนะ และโรงงานอุตสาหกรรม
  (ก๊าซหุงต้ม)         และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ    เป็นวัตถุดิบสำหรับป้อนเข้าโรงกลั่นน้ำมันเพื่อผลิตน้ำมันสำเร็จรูป
                    และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีขั้นต้น
  ----------------- ------------------------------------------------------

นอกจาก ปตท.จะจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าโดยตรงแล้ว
ปตท.ได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
เพื่อเพิ่มมูลค่าให้กับก๊าซธรรมชาติและก่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยการแยกสารประกอบไฮโดรคาร์บอนชนิดต่างๆ
ซึ่งเป็นองค์ประกอบที่สำคัญในก๊าซธรรมชาติ ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ประกอบด้วย ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้มและก๊าซโซลีนธรรมชาติ
นอกจากนี้ ยังมีผลพลอยได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติ คือ ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
ซึ่งสามารถนำไปใช้ประโยชน์ในอุตสาหกรรมต่างๆได้ ทั้งนี้
ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติและวัตถุประสงค์ในการนำไปใช้แสดงตามตารางข้างล่างนี้

ปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้ประกอบการธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ในประเทศไทย โดย ณ วันที่
31 ธันวาคม 2550 ปตท. มีโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้งสิ้น 5 โรง
มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้สูงสุด 1,710 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
โดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 2 3 และ 5 ตั้งอยู่ที่ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมือง
จังหวัดระยอง มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้ 350 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน 250
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน 350 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ 530 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ
และโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 ตั้งอยู่ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช
มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้ 230 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ สำหรับงวดปีสิ้นสุดวันที่ 31
ธันวาคม 2550 โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 2 3 และ 5
ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ 111 ร้อยละ 114 ร้อยละ 112
และร้อยละ 90 ตามลำดับ สำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4
ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ
80เนื่องจากความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอมในปัจจุบันไม่สามารถรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่
4 เมื่อมีการผลิตเต็มที่ได้ ซึ่งหากความต้องการก๊าซธรรมชาติในอนาคตสูงขึ้น
โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 จะสามารถเพิ่มการผลิตได้ ทั้งนี้
ปตท.ได้ทำการปรับปรุงประสิทธิภาพของโรงแยกก๊าซฯ อย่างต่อเนื่อง โดยปัจจุบันโรงแยกก๊าซฯ ทั้ง
5 หน่วยของ ปตท. มีความสามารถแยกก๊าซฯ สูงสุดที่ระดับ 1,770 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

สัดส่วนของผลิตภัณฑ์ต่างๆ ที่ผลิตได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2548 – 2550
เป็นดังนี้

  ---------------------------------- ------------ ------------ ------------
  ผลิตภัณฑ์                             ปี 2548       ปี 2549       ปี2550

  ก๊าซอีเทน (ตัน)                       839,288      988,106      931,373

  ก๊าซโพรเพน (ตัน)                     292,733      262,722      283,194

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม) (ตัน)     1,865,812    1,916,085    2,200,569

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ ^(/1) (ตัน)          313,864      305,448      344,620

  รวม                                3,311,697    3,472,361    3,759,756
  ---------------------------------- ------------ ------------ ------------

  ที่มา : ปตท.

/1 ไม่รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
Control Unit)

สำหรับปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ต่างๆ ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2548 –
2550 เป็นดังนี้

  ที่มา : ปตท.

  /1 รวมการขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ ปตท. ซื้อมาจากผู้ผลิตปิโตรเคมีเพื่อนำมาขายต่อประมาณ
  197,111 ตันในปี 2548, 217,671 ตัน ใน ปี 2549 และ 250,727 ตัน ในปี 2550

  /2 รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
  Control Unit)

 ราคาจำหน่ายผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าปิโตรเคมีจะเป็นไปตามสูตรราคาที่ตกลงกับลูกค้าเป็นรายๆ ไป โดยจะอ้างอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในตลาดโลก ส่วนราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม) และก๊าซโซลีนธรรมชาติ ซึ่งจัดจำหน่ายภายในประเทศและส่งออกผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท. จะอิงกับราคาตลาดโลก

3.1.4 การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

ปตท. จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า ได้แก่ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
(Transmission Pipeline) และท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
โดย ณ 31 ธันวาคม 2550 จำนวนลูกค้าอุตสาหกรรมมีทั้งสิ้น 244 ราย นอกจากนี้ ปตท.
ยังได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
โดยผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะถูกจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มต่างๆ
(รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.) ในช่วงปี 2548 –2550
มีรายละเอียดดังนี้

+---------------+---------+------+---------+-------+---------+-------+
| กลุ่มลูกค้า       | ปี 2548  |      | ปี 2549  |       | ปี 2550  |       |
+---------------+---------+------+---------+-------+---------+-------+
|               | ล้าน     | ร    | ล้าน     | ร้อยละ | ล้าน     | ร้อยละ |
|               | ล.      | ้อยละ | ล.      |       | ล.      |       |
|               | บ.ฟุต/วัน |      | บ.ฟุต/วัน |       | บ.ฟุต/วัน |       |
+---------------+---------+------+---------+-------+---------+-------+
| 1. กฟผ.       | 1,010   | 33.7 | 1,015   | 32.9  | 1,040   | 31.8  |
+---------------+---------+------+---------+-------+---------+-------+
| 2.            | 802     | 26.8 |   824   | 26.7  |   847   | 25.9  |
| ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ  |         |      |         |       |         |       |
+---------------+---------+------+---------+-------+---------+-------+
| 3.            | 428     | 14.3 |   417   | 13.5  |   445   | 13.6  |
| ผ             |         |      |         |       |         |       |
| ู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก |         |      |         |       |         |       |
+---------------+---------+------+---------+-------+---------+-------+
| 4.            | 263     | 8.8  |   301   | 9.8   |   367   | 11.2  |
| ลูกค้าอ         |         |      |         |       |         |       |
| ุตสาหกรรม^(/1) |         |      |         |       |         |       |
+---------------+---------+------+---------+-------+---------+-------+
| 5.            | 491     | 16.4 |   527   | 17.1  |   571   | 17.5  |
| โรงแยกก๊า      |         |      |         |       |         |       |
| ซธรรมชาติ^(/2) |         |      |         |       |         |       |
+---------------+---------+------+---------+-------+---------+-------+
| รวม           | 2,994   | 1    |   3,084 | 100.0 |   3,270 | 100.0 |
|               |         | 00.0 |         |       |         |       |
+---------------+---------+------+---------+-------+---------+-------+

  ที่มา : ปตท.

  หมายเหตุ : ปริมาณก๊าซธรรมชาติคำนวณ ณ ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต
  และคำนวณโดยใช้จำนวนวันตามปีปฏิทิน

  /1 รวมก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้กับบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
  และก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง

  /2
  ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ถูกแยกเป็นผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติซึ่งได้แก่
  ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม และก๊าซโซลีนธรรมชาติ
  เพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้าต่อไป และผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจะจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
  โดยรวมปริมาณก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew
  Point Control Unit) จำนวน 20.7, 22.7 และ 21.7 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี
  2548 - 2550 ตามลำดับ

โดยทั่วไป โครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าจะประกอบด้วย 2
ส่วนหลัก ได้แก่ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อ รายละเอียด ดังนี้

(1) ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ

ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ คือ ผลรวมของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท.
รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติและค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

สำหรับค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติซึ่งครอบคลุมค่าใช้จ่ายและความเสี่ยงในการดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติและการตลาดนั้นจะมีอัตราแตกต่างกันขึ้นอยู่กับประเภทของลูกค้าผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติ
ปัจจุบัน ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับ กฟผ.
และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระเท่ากับร้อยละ 1.75 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่
ปตท.รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ค่าตอบแทนที่คิดจาก กฟผ.
และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระดังกล่าวจะต้องไม่เกิน 2.15 บาท/ล้านบีทียู
ส่วนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กซึ่งซื้อก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่ต่ำกว่าลูกค้าสองกลุ่มแรกนั้น
ปตท.จะคิดค่าตอบแทนดังกล่าวในอัตราร้อยละ 9.33 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่
ปตท.รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง/แปลงสัมปทานต่างๆ ทั้งนี้
ค่าตอบแทนที่คิดจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กดังกล่าวจะต้องไม่เกิน 11.48 บาท/ล้านบีทียู

  (2) อัตราค่าผ่านท่อ

อัตราค่าผ่านท่อประกอบด้วย 2 ส่วน โดยส่วนแรกได้แก่ ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand
Charge)
ซึ่งคำนวณจากต้นทุนการลงทุนและค่าใช้จ่ายคงที่ในการดำเนินการ
โดยกำหนดให้มีอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนในส่วนทุนของ
ผู้ถือหุ้น (Internal Rate of Return on Equity) สำหรับระบบท่อปัจจุบันเท่ากับร้อยละ 18
และส่วนที่สองได้แก่ ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (“Commodity Charge”)
ซึ่งคำนวณจากต้นทุนการให้บริการผันแปร (Variable Cost)
ของการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ

ในการกำหนดอัตราค่าผ่านท่อสำหรับการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าแต่ละรายนั้นขึ้นอยู่กับพื้นที่การใช้ก๊าซธรรมชาติของลูกค้า
ดังนี้

-   โซน 1 พื้นที่ในทะเล (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง)

-   โซน 2 พื้นที่นอกชายฝั่งขนอม (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม)

-   โซน 3 พื้นที่บนบก (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก)

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge เป็นดังนี้

  หน่วย : บาท/ล้านบีทียู

+----+--------------------------------------------+-------------------+
| โ  | ระบบท่อ                                     | อัต                |
| ซน |                                            | ราค่าผ่านท่อในส่วนของ |
|    |                                            |                   |
|    |                                            | Demand Charge     |
+----+--------------------------------------------+-------------------+
| 1  | พื้นที่ในทะเล                                  | 7.9365            |
|    | (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง)         |                   |
+----+--------------------------------------------+-------------------+
| 2  | พื้นที่นอกชายฝั่งขนอม                            | 14.2177           |
|    | (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม)          |                   |
+----+--------------------------------------------+-------------------+
| 3  | พื้นที่บนบก (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก)           | 11.4664           |
+----+--------------------------------------------+-------------------+

ทั้งนี้ กลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าส่วนใหญ่ซึ่งรับก๊าซธรรมชาติจาก ปตท.จะอยู่ในเขตพื้นที่โซน 3
ซึ่งต้องรับภาระค่าผ่านท่อเท่ากับผลรวมของอัตราสำหรับพื้นที่โซน 1 และอัตราสำหรับพื้นที่โซน 3
ซึ่งปัจจุบัน อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge สำหรับลูกค้าในเขตพื้นที่โซน 3 เท่ากับ
19.4029 บาทต่อล้านบีทียู

ผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติในส่วนของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระจะต้องชำระค่าผ่านท่อในส่วนของ
Demand Charge
ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติตามที่กำหนดในสัญญาแม้จะซื้อก๊าซธรรมชาติสูงหรือต่ำกว่าปริมาณดังกล่าวก็ตาม
ส่วนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจะชำระค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge
ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่รับจริง ทั้งนี้ ต้องไม่ต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำตามที่กำหนดในปีสัญญานั้นๆ
นอกจากนี้ ยังได้กำหนดให้มีการปรับเปลี่ยนอัตราค่าผ่านท่อเป็นระยะ (Periodic Adjustment)
โดยสามารถทบทวนการคำนวณอัตราค่าผ่านท่อทุก 5 ปี
หรือในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญเพื่อดำรงไว้ซึ่งอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนในส่วนทุนของผู้ถือหุ้นตามที่ได้รับอนุมัติ
นอกจากนี้ ในทุกๆ ปี อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge
สามารถปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) อีกด้วย ในปี 2549
อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge กำหนดไว้เท่ากับ 0.3418 บาทต่อล้านบีทียู
โดยมีผลตั้งแต่เดือนตุลาคม 2546

สำหรับโครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมจะแตกต่างจากโครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า
กล่าวคือ ประกอบด้วย 2 ส่วนหลัก ได้แก่
ค่าก๊าซธรรมชาติตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้จริงในแต่ละเดือน
และค่าใช้ท่อตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้แจ้งไว้กับ ปตท. เป็นการล่วงหน้า (Capacity
Charge) ทั้งนี้ ค่าก๊าซธรรมชาติดังกล่าวถูกกำหนดให้แข่งขันได้กับราคาเชื้อเพลิงทดแทนอื่นๆ คือ
น้ำมันเตา

โครงการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์

เพื่อส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงทางเลือกในภาคขนส่ง
ลดผลกระทบต่อสภาพเศรษฐกิจอันเนื่องมา
จากราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
ลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม และสนับสนุนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศ
ที่สนับสนุนให้ใช้เชื้อเพลิงที่สามารถจัดหาได้จากแหล่งภายในประเทศ ปตท.ได้เริ่มนำ NGV
มาใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับรถโดยสารประจำทาง NGV ของ องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.)
ตั้งแต่ปี 2536 และมีการขยายตลาด NGV อย่างต่อเนื่องจน ณ 31 ธันวาคม 2550 มียานยนต์ที่ใช้
NGV ประมาณ 55,868 คัน โดยมีสถานีบริการก๊าซ NGV ที่เปิดให้บริการแล้ว 166 สถานี
กรุงเทพและปริมณฑล 90 สถานี ต่างจังหวัด 76 สถานี และยอดจำหน่าย NGV เฉลี่ยเดือนธันวาคม
2550 ประมาณ 36.5 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน โดย ปตท.
มีเป้าหมายให้ใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนน้ำมันในภาคขนส่ง 20% เป็นปริมาณประมาณ 417
ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2555

3.1.5 ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ปตท. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมผ่านบริษัทย่อย ได้แก่ บริษัท
ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)
ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท.
ถือหุ้นใน ปตท.สผ. สัดส่วนร้อยละ 65.73 ของทุนที่ออกและชำระแล้วของ ปตท.สผ.
ซึ่งส่งผลให้กลุ่ม ปตท. ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร

ในการประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานของประเทศ นั้นๆ เช่น ในการลงทุนต่างประเทศ
อาจเป็นรูปแบบ Production Sharing Agreement/Contract หรือ Services Agreement
โดยปัจจุบัน ปตท.สผ.ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอยู่ในประเทศ สหภาพพม่า เวียดนาม
กัมพูชาอินโดนีเซีย โอมาน อัลจีเรีย อิหร่าน อียิปต์ บาร์เรน ออสเตรเลีย และ นิวซีแลนด์
ส่วนการลงทุนภายในประเทศไทย ปตท.สผ. จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.
2514 ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่างๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมและสิทธิพิเศษอื่นๆ เป็นต้น

3.1.5.1 การลงทุน

ปตท.สผ. มีการลงทุนในโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจำนวนทั้งหมด 38 โครงการ
เป็นโครงการลงทุนในประเทศไทย จำนวน 15 โครงการ ลงทุนในพื้นที่คาบเกี่ยว 2 โครงการ
และลงทุนในต่างประเทศ 21 โครงการ สัดส่วนการร่วมทุนของ
ปตท.สผ.และบริษัทย่อยในแต่ละโครงการ เป็นดังนี้ (ข้อมูล ณ 31 ธันวาคม 2550)

+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| โ |                             | ลักษ       | ระยะดำเนิน | สัดส่วนก     |
| ค |                             | ณะการลงทุน |           | ารร่วมทุน(%) |
| ร |                             |           | โครงการ   |            |
| ง |                             | ของ       |           |            |
| ก |                             | ปตท.สผ.   |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 1 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ใ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| ไ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 1. โครงการบงกช              | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 44.4445    |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 2. โครงการ S1               | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 3. โครงการ PTTEP1           | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 4. โครงการนางนวล            | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 5. โครงการอาทิตย์             | ผู้ดำเนินการ | พัฒนา      | 80         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 6. โครงการ L22/43           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 7. โครงการ L53/43 & L54/43  | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 8.โครงการ L21,28 & 29/48    | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 70         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 9. โครงการ E5               | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 10. โครงการ UNOCAL III      | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 5          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 11. โครงการไพลิน             | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 45         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 12. โครงการ G4/43           | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 21.375     |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 13. โครงการภูฮ่อม             | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 14. โครงการ B8/32 & 9A^(/1) | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 25.00091   |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 15. โครงการเอ 4, 5 และ 6/48 | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 2 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| ใ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสหภาพพม่า              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 16. โครงการพม่า M7 & M9      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 17. โครงการพม่า M3 & M4      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 18. โครงการพม่า M11          | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 19. โครงการยาดานา (M5, M6)  | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 25.50      |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 20. โครงการเยตากุน (M12, M   | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 19.31784   |
|   | 13, M 14)                   |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอินโดนีเซีย              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 21. โครงการอินโดนีเซีย         | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 40         |
|   | เมรางิน-1                    |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 22.โครงการเบงการา -1        | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 40         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศเวียดนาม               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 23. โครงการเวียดนาม 9-2      | ผู้ร่ว       | พัฒนา      | 25         |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 24. โครงการเวียดนาม 16-1     | ผู้ร่ว       | สำรวจ     | 28.5       |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 25. โครงการเวียดนาม B &      | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 8.5        |
|   | 48/95                       |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 26. โครงการเวียดนาม 52/97    | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 7          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศกัมพูชา                 |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 27. โครงการกัมพูชา B          | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 33.33      |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | โครงการ                     | ลักษ       | ระยะดำเนิน | สัดส่วนก     |
|   |                             | ณะการลงทุน |           | ารร่วมทุน(%) |
|   |                             |           | โครงการ   |            |
|   |                             | ของ       |           |            |
|   |                             | ปตท.สผ.   |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | พื้นที่พัฒนาร่วม                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 28. โครงการ(G9/43)          | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 29. โครงการพื้นที่พัฒนาร่วม       | ผู้ร่ว       | พัฒนา      | 50         |
|   | ไทย-มาเลเซีย B17             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศนิวซีแลนด์               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 30.โครงการนิวซีแลนด์ เกรทเซาธ์  | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 36         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 3 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| ก |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | รัฐสุลต่านโอมาน                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 31. โครงการโอมาน 44         | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 32. โครงการโอมาน 58         | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน    |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 33. โครงการอิหร่าน ซาเว่ห์      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอัลจีเรีย                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 34. โครงการอัลจีเรีย 433a &    | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 35         |
|   | 416b                        |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอียิปต์                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 35. โครงการโรมมานา          | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 36.โครงการซิติ อับ เอล รามาน   | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
|   | ออฟชอร์                      |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศบาร์เรน                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 37. โครงการบาร์เรน 2         | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศออสเตรเลีย             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 38. โครงการออสเตรเลีย AC/P36 | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+

/1 PTTEPO ถือหุ้นในบริษัท ออเร้นจ์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และบริษัท บี8/32 พาร์ทเนอร์ จำกัด
ซึ่งเป็นผู้ถือสัมปทานในโครงการ

นอกจากนี้ ปตท.สผ. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจอื่นๆ ดังนี้

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 25.5 ใน Moattama Gas Transportation Company (MGTC)
    เพื่อดำเนินโครงการท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติยาดานา

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 19.3178 ใน Taninthayi Pipeline Company LLC (TPC)
    เพื่อดำเนินโครงการท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติเยตากุน

-   ร่วมลงทุนกับ ปตท. โดยถือหุ้นเท่ากันร้อยละ 50 ในบริษัท เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ จำกัด
    (Energy Complex Company Limited)
    เพื่อก่อสร้างอาคารสำนักงานสำหรับผู้ประกอบธุรกิจด้านพลังงาน

-   ร่วมลงทุนกับบริษัทในกลุ่ม ปตท. ประกอบด้วย ปตท. ปตท.สผ. บริษัท ปตท.
    อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) บริษัทไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท
    ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) ในสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 20 เท่ากันทุกบริษัท
    เพื่อจัดตั้งบริษัท พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด เพื่อสร้างศักยภาพ
    และเพิ่มขีดความสามารถทางด้าน ICT
    สนับสนุนให้เกิดความเชื่อมโยงในกลุ่มธุรกิจให้มีประสิทธิภาพมากขึ้นและตอบสนองทิศทางและกลยุทธ์ของบริษัทในกลุ่ม
    ปตท.

3.1.5.2 ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว หมายถึง
ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่สามารถผลิตได้จากแหล่งกักเก็บที่ค้นพบแล้ว
โดยประเมินได้อย่างมั่นใจพอสมควรจากข้อมูลทางธรณีวิทยาและวิศวกรรม ซึ่ง ปตท.สผ.
จะมีการตรวจสอบและประเมินทุกรอบปีโดยนักธรณีวิทยาและวิศวกรแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมของ
ปตท.สผ. เพื่อให้ได้ตัวเลขที่ได้มาตรฐาน
โดยปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วในรายงานนี้จะรวมถึงปริมาณสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ
ปตท.สผ. และส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม

ปตท.สผ. จะไม่ถือว่าปริมาณสำรองที่สำรวจพบทั้งหมดเป็นปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
จนกว่าจะมีการทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหรือคอนเดนเสทกับลูกค้า ดังนั้น
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วที่รายงานนี้ ไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่สำรวจพบแล้วในแปลงสำรวจ บี,
แปลงสำรวจ 48/95, แปลงสำรวจ 52/97, แปลงสำรวจ 16-1 นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม
และแปลงสำรวจของโครงการพม่า เอ็ม 7 และ เอ็ม 9 ในอ่าวมะตะบัน
เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์และ ปตท.สผ.
อาจปรับปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วเพิ่มขึ้นเมื่อ ปตท.สผ.
คาดว่าปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้นสามารถนำมาใช้ได้อย่างแน่นอน
ภายใต้การดำเนินงานและสภาวะเศรษฐกิจที่เป็นอยู่
ซึ่งนโยบายการประเมินปริมาณสำรองดังกล่าวสอดคล้องกับแนวทางของ U.S. Society of
Petroleum Engineers ในด้านการประเมินปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้น
แต่การประเมินปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ.
จะเข้มงวดกว่าเนื่องจากจะปรับปริมาณสำรองส่วนเพิ่มต่อเมื่อมีการทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมแล้วเท่านั้น
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว ทั้งนี้ ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อย
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

+---------------------------+--------------+------------+------------+
| ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว         | ปี 2548       | ปี 2549     | ปี 2550     |
+---------------------------+--------------+------------+------------+
|   ในประเทศ                | 688          | 652        | 647        |
|                           |              |            |            |
|   ต่างประเทศ               | 262          | 271        | 299        |
+---------------------------+--------------+------------+------------+
| รวม                       | 950          | 923        | 946        |
+---------------------------+--------------+------------+------------+

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ. ณ 31 ธันวาคม 2550
เมื่อแบ่งตามผลิตภัณฑ์จะเป็นก๊าซธรรมชาติ 4,844 พันล้านลูกบาศก์ฟุต
และเป็นน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 196 ล้านบาร์เรล หรือรวมทั้งหมดเป็น 946
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

3.1.5.3 ผลการดำเนินงาน

(1) การผลิต

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยคิดเป็น 76
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือประมาณ 209,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 15,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 8
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิตส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการยูโนแคล 3
โครงการภูฮ่อม และโครงการโอมาน 44 ในรอบปีที่ผ่านมา
โดยมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยรวมทุกโครงการในช่วงปี 2548 - 2550 เป็นดังนี้

หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  ปริมาณการผลิต          ปี 2548           ปี 2549           ปี 2550

  รวมทุกโครงการ         184,000          194,000          209,000
  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------

(2)    การจัดจำหน่าย

        ผลิตภัณฑ์ที่ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยทำการผลิตเพื่อจำหน่ายมี 4 ชนิด คือ น้ำมันดิบ
ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและคอนเดนเสท โดย
ปตท.เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์เกือบทั้งหมดของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อย (คิดเป็นร้อยละ 85.37
ของผลิตภัณฑ์)ของ ปตท.สผ. ในปี 2550 สำหรับการซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ปตท.
ได้ทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาวกับ ปตท.สผ. อายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี
มีการกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำเป็นรายปี ส่วนการซื้อขายน้ำมันดิบและ คอนเดนเสท
จะอิงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีคุณสมบัติใกล้เคียงกับน้ำมันดิบที่ผลิตได้
เพื่อให้สามารถสะท้อนมูลค่าของผลิตภัณฑ์ได้ใกล้เคียงกับราคาตลาด โดย ปตท.
ทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทกับ ปตท.สผ. เช่นเดียวกัน

สำหรับปี 2550 ปตท.สผ.และบริษัทย่อยมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์รวมทั้ง 4 ชนิดเพิ่มขึ้นเป็น 179,767
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เมื่อเปรียบเทียบกับปริมาณขายของปี 2549 ที่ 169,348
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
โดยปริมาณขายที่เพิ่มขึ้นส่วนใหญ่มาจากการขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของโครงการโอมาน 44
และสินภูฮ่อม (เริ่มผลิตตั้งแต่ปลายปี 2549) รวมทั้งการขายน้ำมันดิบจากโครงการเอส1
และการขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการไพลิน ยาดานา ทั้งนี้
ปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์แต่ละชนิดของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยในช่วงปี 2548 – 2550 เป็น
ดังนี้

+------------------------------+------------+------------+-----------+
| ผลิตภัณฑ์                       | ปี 2548     | ปี 2549     | ปี 2550    |
+------------------------------+------------+------------+-----------+
| น้ำมันดิบ (พันบาร์เรลต่อวัน)        | 19.5       | 36.1       | 35.6      |
|                              |            |            |           |
| ก๊าซธรรมชาติ (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) | 625.5      | 698.4      | 758.9     |
|                              |            |            |           |
| ก๊าซปิโตรเลียมเหลว              | 273.0      | 264.43     | 264.08    |
| (เมตริกตันต่อวัน)                |            |            |           |
|                              | 15.45      | 18.20      | 19.59     |
| คอนเดนเสท (พันบาร์เรลต่อวัน)     |            |            |           |
+------------------------------+------------+------------+-----------+
| รวมทุกผลิตภัณฑ์                  | 153,531    | 169,348    | 179,767   |
|                              |            |            |           |
| (บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน)    |            |            |           |
+------------------------------+------------+------------+-----------+
| ราคาขายผลิตภัณฑ์โดยเฉลี่ย         | 29.37      | 36.52      | 39.78     |
|                              |            |            |           |
| (เหร                         |            |            |           |
| ียญสหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) |            |            |           |
+------------------------------+------------+------------+-----------+

(3) การบริหาร

ปตท. บริหารการลงทุนใน ปตท.สผ. โดยร่วมเป็นคณะกรรมการ ปตท.สผ.
เพื่อใช้อำนาจหน้าที่ในการกำหนดนโยบายและกำกับดูแลการดำเนินกิจการของ ปตท.สผ.
ภายใต้หลักการกำกับดูแลกิจการที่ดี ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 คณะกรรมการ ปตท.สผ.
ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 14 คน เป็นตัวแทนจากคณะกรรมการและผู้บริหาร ปตท. 5 คน
นอกจากนี้ ผู้บริหารของ
ปตท.ได้รับคัดเลือกตามระเบียบว่าด้วยคณะกรรมการสรรหาให้เป็นกรรมการผู้จัดการใหญ่ ปตท.สผ.
ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ ปตท.สผ. ในช่วงปี 2548 - 2550 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+----------------------+--------------+--------------+----------------+
| งบรวม                | ปี 2548       | ปี 2549       | ปี 2550         |
+----------------------+--------------+--------------+----------------+
| รายได้รวม             | 69,582       | 91,723       | 96,773         |
|                      |              |              |                |
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)  | 45,847       | 63,676       | 68,318         |
|                      |              |              |                |
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ     | 23,735       | 28,047       | 28,455         |
+----------------------+--------------+--------------+----------------+
| สินทรัพย์รวม            | 143,317      | 157,813      | 190,039        |
|                      |              |              |                |
| หนี้สินรวม              | 71,620       | 69,288       | 83,252         |
|                      |              |              |                |
| ส่วนของผู้ถือหุ้น          | 71,697       | 88,525       | 106,787        |
+----------------------+--------------+--------------+----------------+

(5) ผลด้านปฏิบัติการ

ในช่วงปี 2550 ปตท.สผ.สามารถดำเนินงานตามแผนให้บรรลุเป้าหมายที่วางไว้เป็นอย่างดี
โดยมีการขยายการลงทุนทั้งภายในประเทศและต่างประเทศ
ซึ่งเป็นการดำเนินการที่สอดคล้องกับแนวนโยบายของ ปตท. และแผนธุรกิจของ ปตท.สผ.
โดยมีการดำเนินการและ/หรือพัฒนาการที่สำคัญดังนี้

-   ปตท.สผ.
    ประสบผลสำเร็จจากการเจาะหลุมสำรวจและประเมินผลโดยมีอัตราส่วนของการค้นพบปิโตรเลียม
    36หลุมต่อจำนวนหลุมสำรวจและหลุมประเมินผล 51 หลุม

ด้านการลงทุน ในปี 2550 ปตท.สผ.
ได้ขยายการลงทุนในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอย่างต่อเนื่องทั้งในและต่างประเทศ โดย
ปตท.สผ. ได้รับการอนุมัติสัมปทานในประเทศแปลงหมายเลข A4/48, A5/48, และ A6/48
บริเวณทะเลอันดามัน และแปลง G6/50 G7/50 และ G8/50 ในอ่าวไทย
สำหรับการลงทุนในต่างประเทศ ปตท.สผ. ได้รับอนุมัติและลงนามในสัญญาสัมปทานปิโตรเลียม
(Concession Agreement) อย่างเป็นทางการจากรัฐบาลประเทศอียิปต์ จำนวน 2 แปลง
ได้แก่แปลงโรมมานา และแปลงซิดิ อับ เอล รามาน ออฟชอร์ ซึ่ง ปตท.สผ.
และบริษัทร่วมทุนชนะการประมูลสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเมื่อปี 2549 ที่ผ่านมา นอกจากนี้
ปตท.สผ.
และกลุ่มผู้ร่วมทุนได้ชนะการประมูลเพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแปลงสัมปทานทั้งหมด
6 แปลง นอกชายฝั่งทางตอนใต้ของเกาะใต้ ประเทศนิวซีแลนด์
และชนะการประมูลในการดำเนินการสำรวจแปลงหมายเลข 2
ซึ่งตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศเหนือของประเทศบาห์เรน สำหรับประเทศออสเตรเลีย ปตท.สผ.
ได้เข้าไปร่วมทุนเพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแปลงสำรวจ AC/P36
นอกชายฝั่งทางตะวันตกเฉียงเหนือของประเทศออสเตรเลีย
ซึ่งความสำเร็จในการลงทุนในภูมิภาคต่างๆ ในครั้งนี้ ถือเป็นการขยายการลงทุนของ ปตท.สผ.
ในภูมิภาคที่มีศักยภาพปิโตรเลียมสูงตามแผนการลงทุนของ ปตท.สผ.

เพื่อเป็นการขยายการลงทุนในโครงการที่มีอยู่ ปตท.สผ. ได้เพิ่มสัดส่วนการร่วมทุนในโครงการจี
4/43 โดยเพิ่มสัดส่วนการลงทุนจากเดิมร้อยละ 15 เป็นร้อยละ 21.375 ในโครงการกัมพูชา บี
โดยได้ซื้อสัดส่วนการร่วมทุนจากบริษัท CE Cambodia B Ltd. (CEL)
ทำให้สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ถือร้อยละ 30 เป็นร้อยละ 33.333334
และโครงการอินโดนีเซีย เมรางิน-1 จากเดิม ร้อยละ 39 เป็นร้อยละ 40

เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยงในการดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ปตท.สผ.
ได้ลงนามสัญญาซื้อขายสิทธิในแปลงหมายเลข L21/48 L28/48 และ L29/48 กับบริษัท
Resourceful Petroleum (Thailand) Limited หรือ RPL ในสัดส่วนร้อยละ 30
ทำให้สัดส่วนการลงทุนลดลงจากเดิมซึ่งปตท.สผ. (ผู้ดำเนินการ) เคยถือร้อยละ 100 เป็นร้อยละ
70 และ RPL ถือร้อยละ 30 สำหรับโครงการนางนวล (แปลง B6/27) คณะกรรมการบริษัทฯ
ได้อนุมัติการโอนสิทธิสัมปทานปิโตรเลียมให้กับบริษัท Nippon Oil Exploration Limited
(NOEX) ในสัดส่วนร้อยละ 40 ทำให้สัดส่วนการลงทุนลดลงจากเดิม ซึ่ง ปตท.สผ. เคยถือร้อยละ
100 เป็นร้อยละ 60 และ NOEX ถือร้อยละ 40 อย่างไรก็ตาม
การโอนสัดส่วนการร่วมทุนดังกล่าวจะมีผลสมบูรณ์เมื่อได้รับการอนุมัติจากรัฐบาลไทย
และมีการลงนามในสัมปทานฉบับแก้ไขเพิ่มเติม

3.1.5.4 แผนการลงทุนในอนาคต

ปตท.สผ. ได้ประมาณการรายจ่ายลงทุน (Capital Expenditure) และรายจ่ายดำเนินงาน
(Operating Expenditure) ของบริษัทฯ และบริษัทย่อย ในช่วงปี 2551-2555 รวม 5 ปี
เป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 286,898 ล้านบาท ซึ่งมีการปรับปรุงเพื่อให้สอดคล้องกับแผนงาน
ทั้งนี้ประมาณการรายจ่ายลงทุนและรายจ่ายดำเนินงาน มีรายละเอียดดังต่อไปนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------- --------- --------- --------- --------- --------- -----------
                   2551      2552      2553      2554      2555      2551-2555

  รายจ่ายลงทุน       59,805    50,054    32,726    27,629    21,892    192,106

  รายจ่ายดำเนินงาน   21,427    19,268    19,142    18,264    16,691    94,792

  รายจ่ายรวมทั้งสิ้น    81,232    69,322    51,868    45,893    38,583    286,898
  ---------------- --------- --------- --------- --------- --------- -----------

ปตท.สผ.คาดว่าตัวเลขประมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวัน (จากโครงการปัจจุบัน) ระหว่างปี
2551-2555 มีรายละเอียดดังต่อไปนี้

หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

  ------------------------- --------- --------- --------- --------- ---------
                            2551      2552      2553      2554      2555

  ปริมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ย   223,334   250,194   261,491   278,299   251,778
  ------------------------- --------- --------- --------- --------- ---------

3.1.6 การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

3.1.6.1 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด

บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ
Suez-Tractebel S.A. แห่งประเทศ
เบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2539
เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อยเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีทุนที่ออกและชำระแล้ว
500 ล้านบาท โดย ปตท. ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 58 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

ในการประกอบธุรกิจ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
เป็นผู้ลงทุนสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
โดยใช้ท่อเหล็กและท่อ High Density Polyethylene (HDPE)
ซึ่งเชื่อมต่อจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) ของ
ปตท.ไปยังลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล โดยมี
ปตท.เป็นผู้ให้ความช่วยเหลือในการจัดหาที่ดินตลอดจนสิทธิในการใช้ที่ดินเพื่อการก่อสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

(1) การจัดหา

ปตท.เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมดให้กับบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาวของแต่ละพื้นที่ อายุสัญญา 10 ปี
และมีโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อ
และค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

(2) การจัดจำหน่าย

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
มีระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติเป็นเครือข่ายครอบคลุมพื้นที่อุตสาหกรรม
6 แห่ง ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมบางปู นิคมอุตสาหกรรมบางพลี นิคมอุตสาหกรรมลาดกระบัง
พื้นที่อุตสาหกรรมบริเวณรังสิต สวนอุตสาหกรรมโรจนะและนิคมอุตสาหกรรมนวนคร
โดยสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับลูกค้ามีอายุสัญญา 5 - 7 ปี
ซึ่งราคาก๊าซธรรมชาติจะถูกกำหนดให้สามารถแข่งขันได้กับเชื้อเพลิงทดแทน คือ
น้ำมันเตาหรือก๊าซหุงต้ม ผลการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
จำกัด ปี 2550 มีปริมาณ 36.77 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้น 11.36% จากปี 2549
เนื่องจากมีจำนวนลูกค้าที่รับก๊าซฯ แล้วเพิ่มขึ้นเป็นทั้งหมด 146 ราย ทั้งนี้
ปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในช่วงปี 2548 – 2550 เป็นดังนี้

  -------------------------- ------------- ------------- -----------------
  การจัดจำหน่าย                ปี 2548        ปี 2549        ปี 2550

  ปริมาณ (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)    30.02         33.02         36.77

  จำนวนลูกค้า (ราย)            106           127           146
  -------------------------- ------------- ------------- -----------------

บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีเป้าหมายการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2551
เฉลี่ยวันละ 39.60 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และในอนาคตมีแผนการขยายระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพิ่มอีก 3 พื้นที่ ได้แก่
นิคมอุตสาหกรรม
บางกะดี นิคมอุตสาหกรรมบางปะอินและนิคมอุตสาหกรรมเอ็มไทย

นอกจากนี้ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ได้เพิ่มช่องทางการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
โดยการร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 50 ในบริษัท อมตะ จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (AMATA
NGD)
เพื่อดำเนินการก่อสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมอมตะนคร
และนิคมอุตสาหกรรมอมตะซิตี้

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 6 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้
ปตท.ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัท ปตท.
จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ซึ่งรวมตำแหน่งผู้จัดการทั่วไป

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ในช่วงปี 2548 - 2550
เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------- --------------- --------------- ---------------
  งบรวม                     ปี 2548          ปี 2549          ปี 2550

  รายได้รวม                  2,704           3,470           3,961

  ค่าใช้จ่ายรวม                2,007           2,684           3,022

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ          697             786             939

  สินทรัพย์รวม                 1,637           1,832           2,090

  หนี้สินรวม                   338             396             502

  ส่วนของผู้ถือหุ้น               1,299           1,436           1,588
  ------------------------- --------------- --------------- ---------------

3.1.6.2 บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd.

ปตท. และ Petronas บริษัทน้ำมันแห่งประเทศมาเลเซีย ได้ร่วมกันจัดตั้งบริษัท ทรานส์
ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM (T)) ขึ้นในประเทศไทย เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์
2543 และ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. (TTM (M))
ขึ้นในประเทศมาเลเซีย เมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2543 โดย TTM (T)
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย
(Malaysia-Thailand Joint Development Area หรือ เจดีเอ)
มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย และส่งไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย
รวมทั้งให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จังหวัดสงขลา และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ทางท่อจากจังหวัดสงขลาไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ส่วน TTM (M)
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อจากชายแดนไทย-มาเลเซีย
ไปใช้ประโยชน์ในประเทศ มาเลเซีย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 TTM (T)
มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 10,970 ล้านบาท และ TTM (M) มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 52.8
ล้านริงกิต (มาเลเซีย) โดยมี ปตท. และ Petronas ถือหุ้นใน สัดส่วนร้อยละ 50
ของทุนที่ชำระแล้วเท่ากันทั้งสองบริษัท

(1) ลักษณะของโครงการ แบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้

  ระยะที่ 1

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 34 นิ้ว จากแปลงเอ 18
  ในพื้นที่เจดีเอไปที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา รวมเป็นระยะทาง 277 กิโลเมตร
  มีความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดประมาณวันละ 1,020 ล้านลูกบาศก์ฟุต

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 36 นิ้ว จากอำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา
  ไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ที่อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา รวมเป็นระยะทาง 89 กิโลเมตร
  และวางต่อไปเชื่อมเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ Petronas ในรัฐเคดาห์
  ประเทศมาเลเซีย รวมเป็นระยะทาง 9 กิโลเมตร
  มีความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดประมาณวันละ 750 ล้านลูกบาศก์ฟุต

  - ก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 มีขนาดความสามารถรับก๊าซธรรมชาติวันละ 425
  ล้านลูกบาศก์ฟุต ให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติที่นำขึ้นฝั่งที่จังหวัดสงขลา
  โดยมีความสามารถในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปีละ 166,800 ตัน
  และก๊าซธรรมชาติเหลวปีละ 43,000 ตัน

-   วางท่อส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 8 นิ้ว จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่
    1 ขนานไปกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติจนถึงชายแดนไทย-มาเลเซีย ที่อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา
    รวมเป็นระยะทาง 89 กิโลเมตร และวางท่อต่อไปถึงเมือง Prai ในรัฐปีนัง
    ประเทศมาเลเซีย รวมเป็นระยะทาง 150 กิโลเมตร
    มีความสามารถในการส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวสูงสุดประมาณวันละ 1,166 ตัน

  ระยะที่ 2

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาด 42 นิ้ว จากแปลง A-18
  เชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 3 ของ ปตท. เป็นระยะทาง 61.5 กิโลเมตร
  โดยในอนาคตจะมีการวางท่อก๊าซธรรมชาติจากแปลงB-17 มาเชื่อมในภายหลัง โดย
  เชื่อมเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่
  3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) โดยคาดว่าจะเริ่มทำการส่งก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ
  ไตรมาสที่ 2 ปี 2551 และในส่วนท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแปลง B-17
  มีเป้าหมายแล้วเสร็จในปลายปี 2552

  (2) ความก้าวหน้า

  - การดำเนินงานในระยะที่ 1 แล้วเสร็จและได้ดำเนินการเชิงพาณิชย์
  โดยการวางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งในทะเลและบนบกแล้วเสร็จในเดือน ม.ค. 2549
  และการก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1
  และการวางท่อส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวแล้วเสร็จในเดือน เม.ย. 2549
  ซึ่งขณะนี้ก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ถูกส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าของ
  Petronas ในประเทศมาเลเซีย

  - การก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลระยะที่ 2 จากแปลง A-18
  มาเชื่อมต่อเข้ากับท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เส้นที่ 3 ของ ปตท.นั้น ได้เริ่มดำเนินการ
  ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2549 ซึ่งขณะนี้กำลังอยู่ระหว่างการเตรียมการ Pre-comissioning
  ของระบบท่อส่งก๊าซโดยคาดว่าจะแล้วเสร็จ ต้นปี 2551

  (3) การบริการ

บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans Thai-Malaysia
(Malaysia) Sdn. Bhd.
ให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวและให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติแก่ลูกค้าของบริษัทเพียง
2 รายคือ ปตท. และ Petronas ซึ่งทั้ง 2 รายเป็นผู้ถือหุ้นของบริษัท โดยมีสัญญาให้บริการ
(Service Agreement) ระหว่างกัน บริษัทได้ให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล
และบนบกแล้ว ตั้งแต่ไตรมาส 3 ปี 2548
โดยเป็นก๊าซธรรมชาติที่ผ่านกระบวนการบำบัดจากหน่วยแยกก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
และให้บริการแยกก๊าซฯ และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อ ตั้งแต่ 1 มกราคม 2549
และจะขยายบริการขนส่งก๊าซฯ ให้ ปตท. อีก 200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในช่วงไตรมาสที่ 2 ปี
2551 ซึ่งโครงการขยายบริการขนส่งก๊าซดังกล่าว ได้เริ่มงานวางท่อแล้ว ตั้งแต่ ธันวาคม 2549
จากแหล่งก๊าซฯ เจดีเอแปลง เอ 18 เชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซฯ เส้นที่ 3 ของ ปตท. เมื่อวางท่อฯ
เสร็จและให้บริการขนส่งก๊าซฯ แล้ว นอกจากบริษัทจะมีรายได้เพิ่ม ยังช่วยให้ ปตท. จัดหาก๊าซฯ
ได้เพียงพอกับความต้องการของลูกค้า
ซึ่งสร้างเสถียรภาพและเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศไทยด้วย ทั้งนี้ ในปี 2550
มีรายละเอียดการให้บริการดังนี้

-   การผลิตก๊าซธรรมชาติ (Feed Gas) 307 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   การส่งมอบก๊าซเชื้อเพลิง (Sales Gas) 263 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   การส่งมอบก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) 71,000 เมตริกตัน

-   การส่งมอบก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL) 22,000 เมตริกตัน

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans
Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 6 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 3 คน นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก
ปตท.เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของทั้งสองบริษัท ปัจจุบันกรรมการที่แต่งตั้งจาก ปตท.
ดำรงตำแหน่งประธานกรรมการบริษัท โดยต่างฝ่ายจะสลับการดำรงตำแหน่งนี้คราวละ 3 ปี

  (5) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด สิ้นสุด ณ 31 ธันวาคม
2550 ประกอบด้วย

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------- ------------------------ --------------------------
  งบรวม                ปี 2549                   ปี 2550

  รายได้รวม             5,069                    3,507

  ค่าใช้จ่ายรวม           2,808                    2,995

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ      2,260                    513

  สินทรัพย์รวม            30,249                   32,227

  หนี้สินรวม              20,062                   21,257

  ส่วนของผู้ถือหุ้น          10,187                   10,970
  -------------------- ------------------------ --------------------------

ผลการดำเนินงานของ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. สิ้นสุด ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2550 ประกอบด้วย

หน่วย : ล้านริงกิต

  -------------------- ------------------------ --------------------------
  งบรวม                ปี 2549                   ปี 2550

  รายได้รวม             21.322                   21.202

  ค่าใช้จ่ายรวม           16.419                   18.126

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ     4.913                    3.076

  สินทรัพย์รวม            164                      165

  หนี้สินรวม              115                      112

  ส่วนของผู้ถือหุ้น          49                       53
  -------------------- ------------------------ --------------------------

3.1.6.3 บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด

บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. และ กฟน.
จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 2 เมษายน 2546
เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับบริษัทท่าอากาศยานไทย จำกัด (มหาชน)
และลูกค้าอื่นๆ ภายในบริเวณสนามบินสุวรรณภูมิ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 บริษัท
ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 1,000 ล้านบาท โดย ปตท.ถือหุ้นร้อยละ 35
ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

โครงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็น (District Cooling System and Power
Plant) สำหรับท่าอากาศยานสุวรรณภูมิของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด
เป็นโครงการที่สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับก๊าซธรรมชาติ
โดยการใช้ก๊าซธรรมชาติมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้า
และนำพลังงานความร้อนที่เหลือมาผลิตไอน้ำ
และนำไอน้ำที่ได้มาใช้ประโยชน์ในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติม
ส่วนไอน้ำที่เหลือนำมาใช้ประโยชน์ในการผลิตน้ำเย็น (Chilled Water)
เพื่อใช้ในระบบปรับอากาศ จึงเป็นการใช้พลังงานอย่างคุ้มค่า และเป็นการลดมลภาวะทางอากาศ

(1) ลักษณะของโครงการ

  - บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด มีหน่วยผลิต Utilities ดังนี้

-   โรงไฟฟ้า Cogeneration มีกำลังการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Combined Cycle รวมประมาณ
    50 เมกกะวัตต์ (MW)

-   หน่วยผลิตน้ำเย็นแบบ Steam Absorption Chiller (SAC)
    มีกำลังการผลิตน้ำเย็นรวมประมาณ
    29,440 Refrigerant Ton (RT)

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติขนาด 8 นิ้ว จากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
  บริเวณถนนกิ่งแก้ว–ลาดกระบัง เข้าสู่ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิความยาว 2 กิโลเมตร
  มีความสามารถในการขนส่ง ก๊าซธรรมชาติสูงสุดวันละ 25 ล้านลูกบาศก์ฟุต

(2) ความก้าวหน้า

งานก่อสร้างดำเนินการแล้วเสร็จ เริ่มผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับอาคารต่างๆ
ภายในพื้นที่ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ ตั้งแต่วันที่ 15 มีนาคม 2549

  (3) การจัดหาเชื้อเพลิง

ปตท.จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าและไอน้ำ
โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำที่ปริมาณวันละ 7 ล้านลูกบาศก์ฟุต มีอายุสัญญา 25 ปี

  (4) การจัดจำหน่าย

  การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด ประกอบด้วย

-   จำหน่ายไฟฟ้าให้กับบริษัท การท่าอากาศยานแห่งประเทศไทย จำกัด (มหาชน) (ทอท.)
    ซึ่งมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกัน จำนวน 50 เมกกะวัตต์ (MW)

-   จำหน่ายน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศและไอน้ำให้กับลูกค้ารายต่างๆ ดังนี้

-   อาคารผู้โดยสารท่าอากาศยานของ ทอท.,อาคาร AOB, อาคาร AIMS
    ซึ่งมีสัญญาซื้อขายปริมาณรวม 12,500 Refrigerant Ton (RT)

-   อาคาร Catering บริษัท การบินไทย จำกัด (มหาชน) ซึ่งมีสัญญาซื้อขายน้ำเย็น 6,600
    Refrigerant Ton (RT) และไอน้ำ 8.6 Ton/Hr.

-   บริษัท โรงแรมท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ จำกัด ปริมาณรวม 1,500 Refrigerant Ton
    (RT)ไอน้ำประมาณ 2 Ton/Hr.

-   สถานีรถไฟฟ้า ณ ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ ปริมาณรวม 700 Refrigerant Ton (RT)
    (อยู่ระหว่างการจัดทำสัญญาซื้อขาย)

  (5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 7 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 2 คน นอกจากนี้ ปตท.ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัดด้วย

3.1.6.4 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด

คณะกรรมการ ปตท.ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2547 มีมติอนุมัติให้
ปตท.เข้าร่วมทุนกับบริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) (NPC) บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด
(มหาชน) (TOC) (ซึ่งต่อมาได้ควบรวมเป็นบริษัทใหม่ชื่อ บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน)
(PTTCH) เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548) และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)
(ATC) (ซึ่งต่อมา ATC ได้ควบรวมกิจการกับ บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน)
(RRC) เป็นบริษัทภายใต้ชื่อบริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (PTTAR) เมื่อวันที่ 27
ธันวาคม 2550) โดยได้จดทะเบียนจัดตั้ง บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT) ขึ้นเมื่อวันที่ 13
กรกฎาคม 2547 เพื่อดำเนินโครงการก่อสร้างโรงงานผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำ
(Utilities) ให้กับผู้ถือหุ้นรวมถึงบริษัทในเครือของผู้ถือหุ้นและโรงงานบริเวณใกล้เคียง ณ วันที่
31 ธันวาคม 2550 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด มีทุนจดทะเบียนที่ออกและชำระแล้ว 6,859 ล้านบาท
ทั้งนี้ ปตท.ถือหุ้นร้อยละ 40 ของทุนที่ชำระแล้ว

(1) ลักษณะของโครงการ

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
    จะดำเนินการก่อสร้างและขยายขนาดโครงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้สอดคล้องกับความต้องการของลูกค้าที่เพิ่มขึ้นเป็นระยะๆ
    ของกลุ่มปิโตรเคมี ปตท.
    และลูกค้านอกกลุ่มโดยบริษัทได้จัดทำแผนขยายขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำติดตั้งแบ่งตามเขตพื้นที่
    ดังนี้

+---+---------------------------------------+------------+------------+
| พ | กลุ่มลูกค้า                               | ขนาดก      | ขนาดก      |
| ื้น |                                       | ำลังผลิตไฟฟ้า | ำลังผลิตไอน้ำ |
| ที่ |                                       |            |            |
|   |                                       | (เมกกะวัตต์) | (ตัน/ชั่วโมง) |
+---+---------------------------------------+------------+------------+
| 1 | บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ            | 150        | 610        |
|   | ในนิคมอุตสาหกรรมตะวันออก                 |            |            |
+---+---------------------------------------+------------+------------+
| 2 | บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ            | 130        | 330        |
|   | ในเขตนิคมอุตสาหกรรม RIL (Rayong         |            |            |
|   | Industrial Land) และบริษัทอื่นๆ           |            |            |
|   | ในบริเวณใกล้เคียง                        |            |            |
+---+---------------------------------------+------------+------------+
| 3 |   บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ          | 132.5      | 420        |
|   |   ในนิคมอุตสาหกรรมผาแดง                 |            |            |
+---+---------------------------------------+------------+------------+
| 4 | บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ            | 112.5      | 700        |
|   | ในนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด                 |            |            |
+---+---------------------------------------+------------+------------+
| ร |                                       | 525        | 2,060      |
| ว |                                       |            |            |
| ม |                                       |            |            |
+---+---------------------------------------+------------+------------+

  หมายเหตุ: ขนาดกำลังการผลิตตามแผนธุรกิจของ PTTUT
  ซึ่งอาจมีการเปลี่ยนแปลงตามความต้องการของลูกค้าได้

(2) ความก้าวหน้า

    -   วันที่ 29 พฤศจิกายน 2547
        ได้รับอนุมัติสิทธิประโยชน์การลงทุนจากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน

    -   วันที่ 24 ธันวาคม 2547
        ได้รับอนุมัติรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโรงงานผลิตไฟฟ้าจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
        (สำหรับเขตพื้นที่ 1 ระยะที่ 1-4)

    -   วันที่ 23 สิงหาคม 2548 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ได้ทำสัญญา Steam Sale and
        Purchase Agreement กับ NPC (PTTCH)
        เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารจัดการการผลิตและจำหน่ายไอน้ำและไฟฟ้า
        โดยในช่วงแรก (ระหว่างพฤศจิกายน 2548 – พฤษภาคม 2549) บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้
        จำกัด จะซื้อไอน้ำจาก NPC (PTTCH) ปริมาณ 10-40 ตัน/ชั่วโมง ส่วนช่วงที่ 2
        (ระหว่างมิถุนายน 2549 – มีนาคม 2550) บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัดจะขายไอน้ำให้
        NPC (PTTCH) ปริมาณ 40-50 ตัน/ชั่วโมง นอกจากนี้ทั้ง 2 ฝ่าย ได้ทำสัญญา Steam
        Back-up Agreement ตามปริมาณที่แต่ละฝ่ายสามารถจ่ายให้ได้

  - วันที่ 26 กันยายน 2548 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้
  จำกัดได้รับสัมปทานจากกระทรวงพลังงานให้เป็นผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า มีกำลังการผลิต 150
  เมกกะวัตต์

  - การก่อสร้างโครงการพื้นที่ 1 ระยะแรก ซึ่งประกอบด้วยโรงผลิตไฟฟ้าขนาด 37.5
  เมกกะวัตต์ และโรงผลิต
  ไอน้ำขนาด 120 ตัน/ชั่วโมงแล้วเสร็จและเริ่มดำเนินการผลิตเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2549

  - เมื่อเดือนกรกฎาคม 2550 PTTUT เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าหน่วยที่ 2 ขนาด 37.5
  เมกกะวัตต์และโรงผลิตไอน้ำขนาด 70 ตันต่อชั่วโมง เพิ่มเติมจากกำลังการผลิตเดิม

(3) การจัดหาเชื้อเพลิงและวัตถุดิบ

ปตท. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าและไอน้ำ
โดยจะมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างกันที่ปริมาณวันละ 8,000 ล้านบีทียู มีอายุสัญญา 15 ปี
และบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด มีความต้องการไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)
ประมาณ 20-50 เมกกะวัตต์

เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2549 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ในส่วนของโครงการพื้นที่ 1 ระยะแรก
ซึ่งประกอบด้วยโรงผลิตไฟฟ้าขนาด 37.5 เมกกะวัตต์ และโรงผลิตไอน้ำขนาด 120 ตัน/ชั่วโมง
ขายให้ลูกค้าซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่นๆ ในนิคมอุตสาหกรรมตะวันออก

(4) การจัดจำหน่าย

บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด จะมีการขยายโรงงานผลิต Utilities เป็นระยะๆ
ตามความต้องการใช้ Utilities ของกลุ่ม
ปิโตรเคมี ปตท. ที่จะเพิ่มขึ้นเป็นระยะ โดยระยะแรกมีกลุ่มลูกค้า ดังนี้

+------+---------------------------------------------------------------+
| ปี    | จำหน่ายให้                                                      |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2549 | - โรงงานผลิต Ethylene Oxide และ Ethylene Glycol (EO/EG) ของ    |
|      | TOC Glycol Company Limited (TOCGC)                            |
|      |                                                               |
|      | - โรงงาน Air Separation Plant ของ MIG Production Company      |
|      | Limited (MIGP)                                                |
|      |                                                               |
|      | - โรงงาน Aditya Birla Chemicals (Thailand) Limited (ABCT)     |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Ethoxylate ของ Thai Ethoxylates Company Limited   |
|      | (TEX)                                                         |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2550 |                                                               |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2551 | - โรงงานผลิต Ethanolamines ของ Thai Ethanolamines Company      |
|      | Limited (TEA)                                                 |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Methyl Ester และ Fatty Alcohol ของ Thai           |
|      | Oleochemicals Company Limited (TOL)                           |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Cumene/Phenol ของ PTT Phenol Company Limited      |
|      | (PPCL)                                                        |
|      |                                                               |
|      | - โรงงาน ATC-2                                                |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2552 | - โรงงานผลิต Choline Chloride ของบริษัท Thai Choline Chloride    |
|      | Company Limited (TCC)                                         |
|      |                                                               |
|      | - โรงงาน Ethylene Cracker โรงงานผลิต Low Density Polypropylene |
|      | (LDPE) และ Linear Low Density Polypropylene (LLDPE) ของ PTT   |
|      | Polyethylene Company Limited (PTTPE)                          |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Propylene (โครงการ PDH) ของ ปตท.                  |
|      |                                                               |
|      | - โรงงาน PTTCH (I-4)                                          |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2553 | - โรงงานผลิต EO/EG หน่วยที่ 2 ของ TOCGC                           |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต AN/MMA/PMMA ของ PTT Asahi Chemical Company        |
|      | Limited                                                       |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2554 | - โรงงาน ATC-1                                                |
+------+---------------------------------------------------------------+

  การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 9 คน เป็นผู้แทนจาก ปตท.
6 คน (โดยเป็นผู้แทนจาก ปตท.โดยตรง 3 คนและทางอ้อม 3 คน ผ่านบริษัทย่อยของ ปตท.
ที่ร่วมทุน) รวมประธานกรรมการด้วย นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการของบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ด้วย

3.1.6.5 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2547 มีมติให้ ปตท.
เข้าร่วมทุนในบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด (RPCL) ในสัดส่วนร้อยละ 15
โดยเข้าซื้อหุ้นที่ราคามูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 100 บาท
ปัจจุบันได้ชำระค่าหุ้นไปแล้วเป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 805.5 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550
บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด มีทุนที่ออกและชำระแล้วจำนวน 5,370 ล้านบาท

(1) ลักษณะของโครงการ

เป็นโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer: IPP)
จัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
โดยเป็นโรงไฟฟ้าแบบพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas Fired
Combined-Cycle Power Plant) จำนวน 2 หน่วย มีกำลังผลิตสุทธิหน่วยละ 700 เมกะวัตต์
รวมเป็น 1,400 เมกะวัตต์ โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เดียวกันกับโรงไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี
จำกัด และทำการขอบ้านเลขที่ใหม่ ตั้งอยู่ที่ เลขที่ 245 หมู่ที่ 6 ตำบลบ้านไร่ อำเภอดำเนินสะดวก
จังหวัดราชบุรี

(2) ความก้าวหน้า

  - วันที่ 7 มีนาคม 2548
  ได้รับอนุมัติรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม

-   วันที่ 27 มีนาคม 2548 ได้ลงนามสัญญาออกแบบ จัดหาและก่อสร้าง (Engineering,
    Procurement and Construction: EPC) กับกลุ่มบริษัทร่วมค้า Mitsubishi Heavy
    Industries Ltd., Mitsubishi Corporation และบริษัท ซิโน-ไทย เอ็นจีเนียริ่ง
    แอนด์ คอนสตรัคชั่น จำกัด (มหาชน)

  - วันที่ 27 พฤษภาคม 2548 ได้รับใบอนุญาตก่อสร้างจากองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านไร่

  - เมื่อวันที่ 3 มิถุนายน 2548
  ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม

  - เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2548 ได้รับสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้าจากกรมธุรกิจพลังงาน
  กระทรวงพลังงาน

  - เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2548 ได้ลงนามในสัญญาเงินกู้วงเงิน 483 ล้านเหรียญสหรัฐ และ
  6,500 ล้านบาท

  - เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2549 ได้ออก Notice–to-Proceed (NTP)
  ให้แก่ผู้รับเหมาเพื่อเริ่มดำเนินการก่อสร้าง ปัจจุบันโครงการอยู่ระหว่างการก่อสร้าง

  - เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2549
  ได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโครงการบริษัท
  ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

  - เมื่อวันที่ 12 เมษายน 2549
  ได้รับใบอนุญาตปลูกสร้างอาคารสำหรับติดตั้งอุปกรณ์ควบคุมก๊าซธรรมชาติจาก อบต. สามเรือน

  - เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2549
  รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ประกาศกำหนดเขตระบบการขนส่งปิโตรเลียมทางท่อจากศูนย์ปฏิบัติการเขต
  5 ปตท. ไปยังสถานีรับก๊าซโรงไฟฟ้าบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด

  - งานก่อสร้างโรงไฟฟ้านับถึง 31 ธันวาคม 2550 สำเร็จแล้ว 96.38%

  (3) การจัดหาเชื้อเพลิง

ปตท. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณวันละ 240
ล้านลูกบาศก์ฟุต (ที่ประมาณการค่าความร้อน 1,000 บีทียูต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต) มีอายุสัญญา 25 ปี

  (4) การจัดจำหน่าย

เมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2547 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ได้ลงนามสัญญาสำคัญ 3 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับ กฟผ. สัญญาจัดหาก๊าซธรรมชาติ
(Gas Sale Agreement: GSA) กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และสัญญาเช่าที่ดิน (Land
Lease Agreement: LLA) กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด ซึ่ง กฟผ. ตกลงรับซื้อไฟฟ้าที่บริษัท
ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ผลิตได้ทั้งหมด มีอายุสัญญา 25 ปี นับตั้งแต่โรงไฟฟ้าหน่วยที่ 1
จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. ในเดือนมีนาคม 2551 และหน่วยที่ 2 ประมาณเดือนมิถุนายน 2551

(5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 2 คน

3.1.6.6 บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2547 มีมติให้ ปตท. จัดตั้ง บริษัท พีทีที
แอลเอ็นจี จำกัด โดย ปตท.ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100 ในระยะเริ่มต้น และ ปตท.
จะหาพันธมิตรร่วมทุนในภายหลัง โดย ปตท.เป็นผู้ถือหุ้นใหญ่ ทั้งนี้ ปตท.
ได้จดทะเบียนจัดตั้งบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2547
เพื่อประกอบกิจการให้บริการ/จัดการเกี่ยวกับการปฏิบัติการและบำรุงรักษาท่าเรือ Terminal
รับผลิตภัณฑ์ LNG และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG เป็นก๊าซธรรมชาติ (LNG Re-gasification &
Receiving Terminal) ขนาดประมาณ 5 ล้านตันต่อปีในระยะที่ 1 และจะเพิ่มขนาดเป็นประมาณ
10 ล้านตันต่อปีในระยะที่ 2 โดยบริษัทจะคิดค่าบริการในรูป Throughput & Service Fee และ
ปตท.จะเป็นผู้จัดหาและนำเข้า LNG

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด มีทุนจดทะเบียน 50
ล้านบาทซึ่งชำระเต็มมูลค่าแล้ว และจะทยอยเพิ่มทุนตามความจำเป็น ทั้งนี้ คาดว่าโครงการระยะที่
1 จะก่อสร้างแล้วเสร็จในปี 2554 และระยะที่ 2 ประมาณปี 2557 เพื่อรองรับแผนการนำเข้า
LNG ของ ปตท.

(1) ลักษณะของโครงการ

ก่อสร้าง LNG Receiving Terminal ประกอบด้วย ท่าเทียบเรือขนถ่าย LNG ถังเก็บสำรอง
LNG (LNG Storage Tank ) และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG เป็นก๊าซฯ (LNG
Re-gasification Unit) ขนาดประมาณ 5 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 1
และจะเพิ่มขนาดเป็นประมาณ 10 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 2
ซึ่งขึ้นอยู่กับผลการศึกษาความเหมาะสมของโครงการ

(2) ความก้าวหน้า

บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ได้ดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของโครงการ
และได้จัดหาที่ดินบริเวณพื้นที่โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมระยะ 2 นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด
จังหวัดระยอง
สำหรับเป็นสถานที่ก่อสร้างโครงการขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินการขุดลอกและถมพื้นที่โครงการโดยคาดว่าจะแล้วเสร็จในต้นปี
2552 นอกจากนี้ บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัดได้คัดเลือกผู้รับเหมาสำหรับงานก่อสร้าง LNG
Receiving Terminal แล้วเสร็จ คาดว่าจะสามารถให้ผู้รับเหมาเริ่มงานได้ในไตรมาส 1 ปี
2551 โดยมีเป้าหมายก่อสร้างโครงการระยะที่ 1 แล้วเสร็จในไตรมาส 1 ปี 2554 และเริ่มรับ
LNG ได้ในกลางปี 2554 เพื่อรองรับแผนการนำเข้า LNG ของ ปตท. ในอนาคต

เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550
คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
(กพช.)ในหลักการให้ค่าบริการสถานี LNG อันประกอบด้วย การให้บริการรับเรือนำเข้า LNG
ขนถ่าย เก็บรักษาและแปลงสภาพจากของเหลวเป็นก๊าซ และขนส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ
ปตท. เป็นส่วนหนึ่งของราคา LNG โดยมอบหมายให้ สนพ. จัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดราคา LNG
รวมทั้งหลักเกณฑ์การกำกับดูแลค่าบริการสถานี LNG เพื่อเสนอ กพช.
และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป

(3) การบริการ

บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด จะให้บริการ/จัดการ LNG Receiving Terminal
และคิดค่าบริการรับจ่ายและสำรองก๊าซธรรมชาติเหลว (Throughput & Service Fee) โดย
ปตท.จะเป็นผู้จัดหาและนำเข้า LNG

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 3 คน ซึ่ง
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งทั้งหมด

3.1.6.7 บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 เมษายน 2547 ได้มีมติอนุมัติให้
ปตท.เข้าร่วมทุนในบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ในสัดส่วนร้อยละ 20
ของทุนจดทะเบียนชำระแล้ว โดยซื้อหุ้นจากบริษัท Siemens AG จำกัด ในราคา 10
ล้านเหรียญสหรัฐฯ และเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2548 ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของบริษัท
ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด จากบริษัท Siemens AG จำกัด ทั้งหมด ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2550 บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดมีทุนที่ออกและชำระแล้ว 1,771
ล้านบาท

บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดจัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า
โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas fired Combined
–Cycle Power Plant) ด้วยกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกกะวัตต์ (MW)

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

โรงผลิตไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัดใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดย
ปตท.เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดทั้งหมด
มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณวันละ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุต อายุสัญญา 25 ปี

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้ กฟผ.
ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ฉบับลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2540 อายุสัญญา 25 ปีนับจาก
Commercial Operation Date เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2543 โดยมีข้อตกลงที่ กฟผ.
จะต้องชำระค่าไฟฟ้าให้แก่ IPT ตามกำลังการผลิตไฟฟ้าที่กำหนดในสัญญา (Take-or-Pay ร้อยละ
100) จ่ายค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment)
ในจำนวนที่ตกลงกันเพื่อให้ครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ ภาระหนี้สิน และผลตอบแทน
และจ่ายค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ตามสูตรคำนวณที่ระบุไว้ตามข้อสัญญา

  (3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 9 คน
เป็นผู้แทนจาก ปตท. 6 คน โดยเป็นผู้แทนจาก ปตท. โดยตรง 2 คนและทางอ้อม 4
คนรวมประธานกรรมการ ผ่านบริษัทย่อยของบริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) ได้แก่ บริษัท
ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ในช่วงปี 2548 - 2550
เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------ --------------- --------------- ---------------
  งบรวม                    ปี 2548          ปี 2549          ปี 2550

  รายได้รวม                 8,068           9,359           9,174

  ค่าใช้จ่ายรวม               7,625           7,786           8,547

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ          443             1,573           627

  สินทรัพย์รวม                12,569          12,503          11,119

  หนี้สินรวม                  8,047           6,408           4,642

  ส่วนของผู้ถือหุ้น              4,522           6,095           6,477
  ------------------------ --------------- --------------- ---------------

3.1.6.8 บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548 มีมติให้ ปตท.ซื้อหุ้นสามัญของบริษัท
ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด จากบริษัท ปตท.สผ.อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทย่อยของบริษัท
ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)) ซึ่งถืออยู่ทั้งหมดในสัดส่วนร้อยละ
26 เป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 2,300 ล้านบาท โดย ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของบริษัท ไทยออยล์
เพาเวอร์ จำกัดเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2548

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัดเป็นผู้ดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)
โดยเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบโคเจนเนอเรชั่น ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
(Combined-Cycle Co-generation Power Plant) มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 118 เมกะวัตต์
และผลิตไอน้ำ 168 ตันต่อชั่วโมง นอกจากนี้บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัดเป็นผู้ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 56 ในบริษัทผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัดซึ่งเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) มีขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกะวัตต์ ณ 31
ธันวาคม 2550 TP มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 2,810 ล้านบาท

การซื้อหุ้นบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดสอดคล้องกับทิศทางการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท.
ซึ่งให้ความสำคัญกับการลงทุนในธุรกิจก๊าซธรรมชาติและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับก๊าซธรรมชาติ
ในขณะที่สนับสนุนให้ ปตท.สผ. ให้ความสำคัญกับการดำเนินธุรกิจต้นน้ำ (Upstream)
คือธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นหลัก และการเข้าลงทุนดังกล่าวมีความเสี่ยงต่ำ
เนื่องจากทั้งบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดและบริษัทผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัดมีการดำเนินกิจการอยู่แล้ว และมีสัญญาระยะยาวกับลูกค้า อายุสัญญา 25 ปี
ซึ่งประกอบด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และลูกค้าซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่ม บมจ.
ไทยออยล์ จึงเป็นกิจการที่มีความมั่นคง

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดไดซื้อกาซธรรมชาติจาก ปตท.
ซึ่งเปนผูขายและผูจําหนายเพียงรายเดียวในประเทศ โรงไฟฟาของบริษัท ไทยออยล์
เพาเวอร์ จำกัดสามารถใชเชื้อเพลิงสํารองคือ น้ำมันดีเซลแทน กาซธรรมชาติได
โดยจะมีการชดเชยสวนตางของราคาเชื้อเพลิงตามสัญญา

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ.จำนวน 41 เมกะวัตต์
ภายใต้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว 25 ปี บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัดเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ในวันที่ 1 เมษายน 2541
ภายใต้โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producer – “SPP”) ของ กฟผ.

  (3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 13 คน
เป็นผู้แทนจาก ปตท. 3 คน บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) จำนวน 8 คน และบริษัท
อิเล็คทริค เพาเวอร์ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (EPDC) จำนวน 2 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดในช่วงปี 2548 – 2550 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------------- -------------- ------------- --------------
  งบรวม                        ปี 2548         ปี 2549        ปี 2550

  รายได้รวม                     3,373          4,335         3,436

  ค่าใช้จ่ายรวม                   2,653          3,173         3,034

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ              720            1,198         402

  สินทรัพย์รวม                    7,320          7,942         5,270

  หนี้สินรวม                      1,645          1,421         895

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                  5,675          6,521         4,375
  ---------------------------- -------------- ------------- --------------

3.1.6.9 บริษัท พีทีที อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2550 ได้มีมติอนุมัติการจัดตั้งบริษัท
พีทีที อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (PTT International Company Limited – PTT INTER)
โดยจดทะเบียนเป็นบริษัทจำกัดในประเทศไทย และมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นตัวแทน ปตท.
ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับก๊าซธรรมชาติ พลังงาน และธุรกิจอื่นที่ต่อเนื่องของ ปตท.
ในต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเริ่มต้น 100 ล้านบาท
ซึ่งได้ดำเนินการจดทะเบียนบริษัทแล้วเสร็จ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2550 ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
2550 บริษัท PTT INTER มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว 25 ล้านบาท

(1) ความก้าวหน้าโครงการ

PTT INTER ได้ทำสัญญาเงินกู้ (Shareholder’s Loan) กับ ปตท. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน
2550 และในวันที่
4 ธันวาคม 2550 PTT INTER ได้เบิกใช้วงเงินกู้ดังกล่าวเพื่อซื้อหุ้นบริษัท East
Mediterranean Gas (EMG) เป็นจำนวนเงินประมาณ 16,479 ล้านบาท ซึ่งบริษัท EMG
เป็นบริษัทแห่งเดียวที่ได้รับสิทธิในการส่งออกก๊าซธรรมชาติจากประเทศอียิปต์ไปขายยังประเทศอิสราเอลภายใต้
MOU ของทั้งสองประเทศ โดยบริษัท EMG จะรับซื้อก๊าซธรรมชาติจากบริษัท Egyptian General
Petroleum Corp. (EGPC)/Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS)
ในปริมาณ 677 ล้านลบ.ฟุต/วัน เป็นเวลา 20 ปี
และขนส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากเมือง El-Arish ในประเทศอียิปต์ไปยังเมือง
Ashkelon ทางตอนใต้ของประเทศอิสราเอล คาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินโครงการได้ในไตรมาส
1 ปี 2551 จากการเข้าซื้อหุ้นในครั้งนี้ ทำให้ PTT INTER เป็นผู้ถือหุ้นบริษัท EMG ในสัดส่วน 25%
และ PTT INTER ได้สิทธิในการเป็นกรรมการในบริษัท EMG จำนวน 3 คน

(2) การบริหาร

บริษัท PTT INTER ปัจจุบันมีกรรมการ 4 คนซึ่งเป็นตัวแทนจาก ปตท. ทั้งหมด

3.1.6.10 บริษัท ผลิตไฟฟ้าและพลังงานร่วม จำกัด

ที่ประชุมคณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 10/2549 เมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2549
ได้มีมติอนุมัติให้ดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็นโดยระบบพลังงานร่วม (Combined Heat
and Power) สำหรับศูนย์ราชการกรุงเทพมหานคร ถนนแจ้งวัฒนะ และต่อมาที่ประชุมคณะกรรมการ
ปตท. ครั้งที่ 6/2550 เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2550 ได้มีมติอนุมัติให้จัดตั้ง บริษัท
ผลิตไฟฟ้าและพลังงานร่วม จำกัด (Combined Heat and Power Producing Company
Limitedหรือชื่อย่อ CHPP) เพื่อดำเนินโครงการดังกล่าว โดยในระยะแรก ปตท. ถือหุ้นร้อยละ
100 จดทะเบียนบริษัทแล้วเสร็จเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 มีทุนจดทะเบียน 500 ล้านบาท

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 บริษัท CHPP มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว 270 ล้านบาท
เมื่อโครงการแล้วเสร็จจะมีขนาดกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า 9.6 เมกกะวัตต์ และน้ำเย็น 12,000
ตันความเย็น (RT) โดยมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนกรกฎาคม 2551

(1) ความก้าวหน้าโครงการ

- เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2549 ปตท. ได้ลงนามสัญญาซื้อขายน้ำเย็นจำนวน 7,500 RT กับบริษัท
ธนารักษ์พัฒนาสินทรัพย์ จำกัด หรือชื่อย่อ ธพส. (ศูนย์ราชการ) อายุสัญญา 30 ปี
(ขณะนี้กำลังดำเนินการโอนสิทธิ์ตามสัญญาให้บริษัท CHPP
โดยสัญญาโอนสิทธิ์อยู่ระหว่างการพิจารณาของอัยการสูงสุด)

  - เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2550 ได้จัดหาผู้รับเหมาแล้ว

  - เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2550 บริษัท CHPP ได้ทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ 1.5
  ล้านลูกบาศก์
  ฟุต ต่อวัน อายุสัญญา10 ปี กับ ปตท.

-   ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 มีความก้าวหน้างานก่อสร้างโดยรวมร้อยละ 51.27

(2) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท CHPP ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่บริษัท CHPP ทั้งหมด มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ 1.5
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน อายุสัญญา 10 ปี

(3) การจัดจำหน่าย

CHPP จะเริ่มจ่ายน้ำเย็นให้แก่อาคารศูนย์ราชการและจ่ายไฟฟ้าเพื่อขายเข้าระบบของ กฟน.
ประมาณเดือนกรกฎาคม 2551 โดยมีสัญญาซื้อขายน้ำเย็นจำนวน 7,500 RT อายุ 30 ปีกับ ธพส.
(ศูนย์ราชการ) และจะทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจำนวนประมาณ 6.5 เมกกะวัตต์กับ กฟน.
ตามโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)

(4) การบริหาร

บริษัท CHPP ปัจจุบันมีกรรมการ 2 คนซึ่งเป็นตัวแทนจาก ปตท. ทั้งหมด

3.2 กลุ่มธุรกิจน้ำมัน

ลักษณะการดำเนินธุรกิจของกลุ่มธุรกิจน้ำมัน ของ ปตท. แบ่งเป็น 2 กิจกรรมหลักได้แก่

(1) การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)
    ดำเนินธุรกิจการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

(2) การค้าระหว่างประเทศ (International Trading) ดำเนินธุรกิจนำเข้า ส่งออกน้ำมันดิบ
    ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม วัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

กลุ่มธุรกิจน้ำมันมีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด
ได้แก่หน่วยบริหารและปฎิบัติการคลัง การบริหารการจัดหาและจัดส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
และการขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวในตลาดขายส่งให้แก่ผู้ค้าตามมาตรา 7
แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543

นอกจากธุรกิจหลักและสายงานสนับสนุนแล้ว ปตท.
ยังมีการลงทุนและการร่วมทุนในบริษัทย่อยและบริษัทร่วมที่เกี่ยวเนื่องกับการดำเนินธุรกิจน้ำมันทั้งภายในและภายนอกประเทศจำนวน
18 บริษัท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อส่งเสริมให้ ปตท.
สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจรและสามารถให้บริการลูกค้าได้ดีที่สุด

แผนภาพแสดงโครงสร้างธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)
ดำเนินธุรกิจการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น
โดยแบ่งการจัดจำหน่ายออกเป็น 2 ส่วนหลักๆ ได้แก่

  (1) การจัดจำหน่ายผ่านตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)
  เป็นการจัดจำหน่ายผ่านสถานีบริการน้ำมันของบริษัท สถานีบริการน้ำมันผู้แทนจำหน่ายทั่วประเทศ
  รวมถึงการดำเนินธุรกิจเสริมในสถานีบริการ และตลาดขายส่งน้ำมันให้กับผู้ค้าตามมาตรา 7

  (2) การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing)
  เป็นการจัดจำหน่ายให้กับลูกค้าที่เป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ ลูกค้าอุตสาหกรรมและพาณิชย์
  ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว และการตลาดต่างประเทศ

นอกเหนือจากการจัดจำหน่ายใน 2 ส่วนหลักๆ แล้ว ยังมีการจัดจำหน่ายน้ำมันประมงในเขตต่อเนื่อง
12 - 24 ไมล์ทะเล และการจัดจำหน่ายน้ำมันในทะเลนอกราชอาณาจักร

3.2.1.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

สินค้าและผลิตภัณฑ์ของการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing) แบ่งได้เป็น 2
ประเภท ดังนี้

  3.2.1.1.1 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  3.2.1.1.2 ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

3.2.1.1.1 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  (1) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas : LPG)

ก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือที่เรียกว่าก๊าซหุงต้ม หรือแอลพีจี
เป็นสารประกอบไฮโดรคาร์บอนจำพวกก๊าซโพรเพนและก๊าซบิวเทน
ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซหรือการกลั่นน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมัน
จะมีสภาพเป็นของเหลวภายใต้แรงดัน ส่วนมากนำไปใช้ในการหุงต้มในครัวเรือน
และใช้เป็นเชื้อเพลิงในงานอุตสาหกรรมต่างๆ เนื่องจากมีคุณสมบัติพิเศษคือให้ความร้อนสูง สะอาด
เผาไหม้ได้ง่ายและสะดวกในการใช้งาน นอกจากนี้ยังใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
และสามารถใช้แทนน้ำมันเบนซินในรถยนต์เพราะมีค่าออกเทนสูง
ปตท.จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวโดยตรง
และจำหน่ายให้กับผู้ค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543
เพื่อจำหน่ายต่อให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวอีกทอดหนึ่ง

  (2) น้ำมันเบนซิน (Gasoline)

น้ำมันเบนซินเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทระเหยง่ายมีปริมาณกำมะถันต่ำ
เหมาะสำหรับใช้งานกับเครื่องยนต์เบนซินทุกชนิด
น้ำมันเบนซินได้มาจากการผสมน้ำมันเบาที่มีช่วงจุดเดือดเหมาะสมหลายชนิดในอัตราที่เหมาะสม
และมีส่วนผสมของสารกันน็อคและอื่นๆ เพื่อให้ได้คุณภาพตามข้อกำหนด ปัจจุบันในประเทศไทยนั้น
น้ำมันเบนซินแบ่งออกได้เป็น 4 ประเภทหลัก คือ น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วออกเทน 91 ออกเทน
95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล์ออกเทน 91 ออกเทน 95

  (3) น้ำมันก๊าด (Kerosene)

น้ำมันก๊าดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในอุตสาหกรรมเป็นส่วนใหญ่
นอกจากนี้ยังใช้ในการจุดตะเกียงให้ความสว่างตามชนบท
ใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องยนต์ที่ออกแบบเป็นพิเศษ ใช้ให้ความร้อนในเตาอบ
นำไปเป็นส่วนผสมในยาฆ่าแมลง น้ำมันชักเงา และสีน้ำมัน เป็นต้น

(4) น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน (Aviation Fuel)

น้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้สำหรับเครื่องบินไอพ่นของสายการบินพาณิชย์ทั่วไป
เครื่องบินของกองทัพและเครื่องบินฝึกนักบินเป็นน้ำมันที่มีคุณสมบัติตามข้อกำหนดคุณภาพของเชื้อเพลิงที่เป็นมาตรฐานสากลสำหรับใช้ทั่วโลก
สามารถแบ่งออกเป็น 3 ประเภท คือ

-   น้ำมันเครื่องบินไอพ่นพาณิชย์ (Jet A-1)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินพาณิชย์ของสายการบินทั่วไป

-   น้ำมันเครื่องบินไอพ่นทหาร (JP-5, JP-8) สำหรับใช้งานกับเครื่องบิน เช่นเครื่องบินขับไล่

-   น้ำมันเบนซินเครื่องบินอากาศยาน (Aviation Gasoline)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินเครื่องยนต์ลูกสูบ เช่น เครื่องบินฝึกนักบิน เครื่องบินเล็กส่วนตัว

  (5) น้ำมันดีเซล (Diesel)

เป็นน้ำมันที่มีจุดเดือดสูงกว่าน้ำมันก๊าดเหมาะสำหรับรถเครื่องยนต์ดีเซล เช่น รถยนต์กระบะ
รถบรรทุก รถโดยสาร เครื่องยนต์ทางการเกษตร นอกจากนี้ยังใช้กับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและเรือ
ปัจจุบันน้ำมันดีเซลเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีปริมาณการใช้สูงที่สุดในประเทศ แบ่งออกเป็น 4 ประเภท
คือ

-   น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (High Speed Diesel) หรือเรียกอีกชื่อหนึ่งว่าน้ำมันโซล่า
    มีคุณสมบัติเหมาะสำหรับ เครื่องยนต์ที่มีรอบหมุนเร็ว ได้แก่ รถยนต์ รถกระบะ รถบรรทุก
    รถโดยสาร เรือประมง เป็นต้น

-   น้ำมันดีเซลหมุนช้า (Low Speed Diesel) หรือเรียกอีกชื่อหนึ่งว่าน้ำมันขี้โล้ หรือ
    Industry Diesel Oil (IDO)
    เหมาะสำหรับใช้กับเครื่องยนต์ที่มีรอบหมุนปานกลางหรือหมุนช้า
    ใช้สำหรับงานหนักต่อเนื่องโดยมีรอบคงที่ ได้แก่เรือประมงบางประเภท
    หรือเครื่องยนต์ที่ติดตั้งตามโรงงานต่างๆ เครื่องผลิตไฟฟ้า เป็นต้น

-   น้ำมันดีเซลปาล์ม(บริสุทธิ์) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วผสมน้ำมันปาล์มบริสุทธิ์
    ซึ่งมีคุณภาพเทียบเท่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่า

-   น้ำมันไบโอดีเซล เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วผสมเมธิลแอสเตอร์
    ซึ่งมีคุณภาพเทียบเท่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่า

  (6) น้ำมันเตา (Fuel Oil)

เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันที่ได้จากส่วนที่มีจุดเดือดสูงสุดของน้ำมันดิบ
เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่หนักและมีจุดเดือดสูงที่สุด
น้ำมันเตาจัดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่สำคัญที่สุดในอุตสาหกรรม เพราะราคาถูก ใช้งานง่าย
ให้ความร้อนสูง สามารถแบ่งออกได้เป็นหลายชนิดขึ้นอยู่กับความหนืด
และประเภทของเตาเผาและหัวฉีดในการเผา
โดยทั่วไปน้ำมันเตาใช้สำหรับเป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า และเรือเดินสมุทร
สำหรับประเทศไทย จัดแบ่งตามความหนืด และจุดไหลเท (Pour Point)

3.2.1.1.2 ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

-   ปตท.ผลิตและจัดจำหน่ายน้ำมันหล่อลื่นที่ใช้กับยานพาหนะ งานอุตสาหกรรม และเรือเดินสมุทร
    นอกจากนี้ยังมีการพัฒนาผลิตภัณฑ์ใหม่สำหรับทุกกล่มลูกค้าทุกปีอย่างต่อเนื่อง

-   น้ำมันเกียร์

-   น้ำมันไฮโดรลิค

-   น้ำมันเบรค และ

-   จารบี

3.2.1.2 การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)

  ปตท. จัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมผ่านช่องทางการจัดจำหน่าย 2 ช่องทางหลัก ได้แก่

  3.2.1.2.1 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)

  3.2.1.2.2 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing)

  ปี 2550 ปตท. จัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปจำนวนรวมทั้งสิ้น 21,551 ล้านลิตร
  คิดเฉพาะการจำหน่ายในประเทศ ปตท. มีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 32.5
  หากไม่รวมน้ำมันเตาที่จำหน่ายให้ กฟผ. แล้ว ปตท. จะมีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 31.0

การจัดจำหน่ายน้ำมันในประเทศของ ปตท. ในช่วงปี 2548 - 2550

ที่มา : ปตท. ยกเว้นข้อมูลส่วนแบ่งการตลาดจากกระทรวงพลังงาน

  /1 รวมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล น้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด
  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ผลิตภัณฑ์น้ำมันเครื่อง ยางมะตอย
  แต่ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

  /2 ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
  น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน และยางมะตอย

  /3 ของ ปตท.และผู้แทนจำหน่าย (ไม่รวมสถานีบริการก๊าซ)

  /4 ของผู้แทนจำหน่าย

ปตท. มีเป้าหมายในการรักษาส่วนแบ่งตลาดค้าปลีก ตลาดอุตสาหกรรม ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง และมุ่งเน้นขยายส่วนแบ่งตลาดน้ำมันหล่อลื่น
โดยเน้นการสร้างความมั่นใจเรื่องคุณภาพ และเพิ่มชนิดของน้ำมันหล่อลื่น
เพื่อขยายตลาดน้ำมันหล่อลื่นในกลุ่มอุตสาหกรรมและเรือเดินสมุทร รวมถึงเน้นตลาดค้าปลีกน้ำมัน
จึงมีการปรับปรุงภาพลักษณ์สถานีบริการน้ำมันให้ทันสมัยและสะดวกสบาย
ให้การบริการที่สร้างความพึงพอใจต่อลูกค้ามากขึ้น
โดยขยายรูปแบบการบริการเสริมในสถานีบริการเพื่อดึงดูดลูกค้า ทั้งนี้
การลงทุนในสถานีบริการจะเน้นเฉพาะที่อยู่ในพื้นที่ที่มีศักยภาพทางการค้าเท่านั้น

สำหรับนโยบายการตั้งราคา ปตท.กำหนดราคาขายให้กับลูกค้าในกลุ่มต่างๆ โดยคำนึงถึงการแข่งขัน
ระดับราคาน้ำมันในภูมิภาค และระดับราคาจำหน่ายในตลาดเป็นสำคัญ
เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้บริโภค

ตารางแสดงส่วนแบ่งตลาดของ ปตท. แยกตามผลิตภัณฑ์ของธุรกิจน้ำมันในประเทศ

เปรียบเทียบ ปี 2549 และปี 2550

  ------------------------- --------------- --------------- ---------------
  ผลิตภัณฑ์                    ส่วนแบ่งตลาด      ส่วนแบ่งตลาด      เพิ่ม/(ลด)
                            (ร้อยละ)ม.ค. 50  (ร้อยละ)ม.ค. 49  
                            – ธ.ค. 50       – ธ.ค. 49       

                                                            

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)     35.9            37.5            (1.4)

  น้ำมันเบนซิน                 27.6            29.9            (1.8)

  น้ำมันก๊าด                   23.2            27.6            (5.1)

  น้ำมันเครี่องบินพาณิชย์ (Jet     28.5            25.6            0.6
  A-1)                                                      

  น้ำมันเครี่องบินทหาร (JP-5,    100.0           100.0           0.0
  JP-8)                                                     

  น้ำมันเครี่องบินไอพ่นแบบใบพัด    100.0           100.0           0.0
  (Avgas)                                                   

  น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว            28.2            31.6            (3.9)

  น้ำมันดีเซลหมุนช้า             13.9            68.7            (46.4)

  น้ำมันเตา (ไม่รวมที่จำหน่ายให้   48.5            43.7            4.3
  กฟผ.)                                                     

  ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น ^(/2)     26.4            23.8            2.8

  ส่วนแบ่งตลาดโดยรวม                                           

  - ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.       31.0            32.8            (2.0)

  - รวมน้ำมันเตา กฟผ.         32.5            37.5            (5.4)
  ------------------------- --------------- --------------- ---------------

ที่มา : กระทรวงพลังงาน

/1 ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

/2 ไม่รวมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

3.2.1.2.1 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)

ดำเนินการโดยสายงานการตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)
ซึ่งเป็นผู้รับผิดชอบในการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันหล่อลื่นในตลาดค้าปลีกให้กับลูกค้าทั่วไปผ่านเครือข่ายสถานีบริการทั่วประเทศรวมทั้งรับผิดชอบการกำหนดกลยุทธ์ตลาดค้าปลีก
การพัฒนาตลาดค้าปลีกและการขยายเครือข่ายสถานีบริการ การปฏิบัติการ การลงทุน
และการบริหารสถานีบริการตัวแทน การพัฒนาตลาดหล่อลื่น และการพัฒนาธุรกิจเสริม
การประกอบธุรกิจค้าปลีกน้ำมันจะเน้นการดำเนินการขายผ่านสถานีบริการเป็นหลัก
ซึ่งเป็นตลาดที่มีการแข่งขันสูง แม้ว่าการแข่งขันเพื่อเพิ่มส่วนแบ่งตลาดโดยคู่แข่งจะทวีความรุนแรงขึ้น
ปตท. ก็ยังคงมีส่วนแบ่งตลาดในระดับสูงที่สุดอย่างต่อเนื่องติดต่อกันนานกว่า 10 ปี ทั้งนี้
การจัดจำหน่ายผ่านช่องทางสถานีบริการ ปตท. ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2550 รวม 1,198 แห่ง
ซึ่งสูงที่สุดในบรรดาบริษัทผู้ค้าน้ำมัน คู่แข่งที่สำคัญในด้านเครือข่ายสถานีบริการน้ำมันของ ปตท.ได้แก่
บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด และบริษัท
เชฟรอน (ไทย) จำกัด

ตารางจำแนกสถานีบริการแบ่งตามประเ ภทผู้ประกอบการ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550

  --------------------------------- ------------------ ------------------
  ชื่อผู้ประกอบการ                      จำนวนสถานีบริการ     ร้อยละ

  1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)         1,198              6.6

  2. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด       1,067              5.9
  (มหาชน)                                              

  3. บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด    564                3.1
  (มหาชน)                                              

  4. บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด     559                3.1

  5. บริษัท เชฟรอน (ไทย) จำกัด         392                2.2

  6. บริษัท ภาคใต้เชื้อเพลิง จำกัด (มหาชน) 206                1.1

  7. บริษัท สยามสหบริการ จำกัด (มหาชน)  174                1.0

  8. บริษัท ปตท.บริหารธุรกิจค้าปลีก จำกัด   146                0.8

  9. บริษัท ปิโตรนาส รีเทล (ประเทศไทย)  112                0.6
  จำกัด                                                 

  10. บริษัท ระยองเพียวริฟายเออร์ จำกัด   76                 0.4
  (มหาชน)                                              

  11. บริษัท พี.ซี.สยามปิโตรเลียม จำกัด    17                 0.1

  12. บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน)     14                 0.1

  13. บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)     3                  0.0

  14. อื่นๆ และผู้ค้าน้ำมันอิสระ ^(/1)      13,609             75.0

  รวมทั้งหมด                          18,137             100.0
  --------------------------------- ------------------ ------------------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน :
ข้อมูลจำนวนสถานีบริการของผู้ประกอบการรายอื่นที่มิใช่ ปตท.

/1
ส่วนใหญ่เป็นสถานีบริการในส่วนภูมิภาคที่จดทะเบียนกับกระทรวงพาณิชย์แต่มีปริมาณและมูลค่าการจำหน่ายต่อสถานีน้อย

สถานีบริการของ ปตท. สามารถแบ่งตามลักษณะได้ 5 ประเภทดังนี้

  (1) สถานีบริการประเภท Company Own Company Operate (COCO)

  ปตท.เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่ดำเนินกิจการและบริหารงานภายในสถานีบริการเองทั้งหมด
  โดยการพิจารณาลงทุนเปิดสถานีบริการ COCO จะขึ้นอยู่กับสถานที่ตั้ง และยอดขายเป็นหลัก ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท. มีสถานีบริการ COCO อยู่ทั้งสิ้น 64 สถานี

(2) สถานีบริการประเภท Company Own Dealer Operate (CODO)

  ปตท.
  เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่เปิดให้ผู้ประกอบการที่มีประสบการณ์และสนใจบริหารงานภายในสถานีบริการประเภทนี้เข้ามาเช่าดำเนินงาน
  โดยจะมีสัญญาซื้อขายน้ำมันขั้นต่ำตามที่กำหนดโดย ปตท.
  และให้ส่วนลดราคาแก่ผู้ประกอบการสำหรับการซื้อน้ำมันในปริมาณที่เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำที่กำหนด
  และมีสัญญาเช่าทรัพย์สินจาก ปตท. เพื่อการดำเนินงาน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท.
  มีสถานีบริการ CODO อยู่ทั้งสิ้น 167 สถานี

  (3) สถานีบริการประเภท ร่วมลงทุน (Joint Venture)

  สถานีบริการเหล่านี้เป็นการร่วมลงทุนระหว่าง ปตท. และผู้ประกอบการภาคเอกชน
  โดยสัดส่วนในการร่วมลงทุนจะแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับการเจรจา
  โดยผู้ประกอบการเป็นผู้ดำเนินการบริหารและจัดการทั้งหมด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท.
  มีสถานีบริการ Joint Venture อยู่ทั้งสิ้น 260 สถานี

  (4) สถานีบริการประเภท สหกรณ์ และสวัสดิการราชการและรัฐวิสาหกิจ (Co-operative)

  ปตท.เป็นผู้สนับสนุนในส่วนสิ่งปลูกสร้างและอุปกรณ์ในส่วนที่สหกรณ์หรือส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจขอมา
  แต่จะมอบหมายให้หน่วยงานนั้นๆ เป็นผู้บริหารเอง
  โดยวัตถุประสงค์หลักในการดำเนินการสถานีบริการคือ เพื่อรองรับผู้บริโภคในส่วนของสหกรณ์
  และเป็นสวัสดิการให้แก่พนักงานของหน่วยงานราชการหรือรัฐวิสาหกิจต่างๆ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
  2550 ปตท. มีสถานีบริการ Co-operative อยู่ทั้งสิ้น 71 สถานี

  (5) สถานีบริการประเภท Dealer Own Dealer Operate (DODO)

  ผู้ประกอบการเอกชนเป็นเจ้าของสถานีบริการเหล่านี้
  โดยทำหน้าที่เป็นตัวแทนการบริหารสถานีบริการและการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันภายใต้เครื่องหมายการค้าของ
  ปตท. โดยมีข้อตกลงว่าจะต้องซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงเช่น น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล เป็นต้น
  ในปริมาณขั้นต่ำต่อเดือน และจะต้องบริหารจัดการสถานีบริการตามมาตรฐานของ ปตท. โดยที่
  ปตท. มีภาระที่จะให้การสนับสนุนการลงทุนและการบริหารงานสถานีบริการประเภทนี้น้อยมาก
  โดยทั่วไปแล้ว ปตท.มีสิทธิที่จะเลิกสัญญากับผู้ประกอบการสถานีบริการประเภทนี้
  หากผู้ประกอบการผิดสัญญา และในบางครั้ง ปตท.
  อาจพิจารณาซื้อกิจการจากผู้ประกอบการถ้าเห็นว่าสถานีบริการนั้นๆ อยู่ในทำเลที่เหมาะสม ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท. มีสถานีบริการ DODO อยู่ทั้งสิ้น 636 สถานี

ตารางจำแนกสถานีบริการของ ปตท.

  ---------------- -------- --------- --------- --------- --------- ---------
  รูปแบบสถานีบริการ   ปี 2548             ปี 2549              ปี 2550    

                   จำนวน    ร้อยละ     จำนวน     ร้อยละ     จำนวน     ร้อยละ

  1. COCO          51       4.0       56        4.6       64        5.3

  2. CODO          177      13.9      174       14.3      167       13.9

  3. Joint-Venture 279      21.8      262       21.5      260       21.7

  4. Co-Operative  78       6.1       75        6.2       71        5.9

  5. DODO          692      54.2      649       53.4      636       53.1

  รวม              1,277    100.0     1,216     100.0     1,198     100.0
  ---------------- -------- --------- --------- --------- --------- ---------

ที่มา: ปตท.

นอกเหนือจากการพัฒนาสถานีบริการให้เป็นสถานีบริการแบบครบวงจรแล้ว ปตท.
มีแผนพัฒนาสถานีบริการให้เกิดภาพลักษณ์ใหม่และพัฒนาผลิตภัณฑ์อย่างต่อเนื่อง
ในส่วนของการพัฒนาและขยายแนวธุรกิจไปสู่ธุรกิจค้าปลีกเสริมอื่นๆ
ที่สนับสนุนธุรกิจการตลาดค้าปลีกน้ำมัน
เพื่อสร้างความพึงพอใจให้แก่ผู้ใช้บริการและดึงดูดผู้ใช้บริการเข้าสู่สถานีบริการน้ำมันเพิ่มขึ้น
โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มผลกำไรของบริษัท โดยใช้กลยุทธ์ในการลงทุนในธุรกิจเสริมต่างๆ เช่น
ร้านค้าสะดวกซื้อภายในสถานีบริการ (Convenience-Store) ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2550 มีร้าน
7-Eleven ในสถานีบริการกว่า 600 แห่ง ร้านอาหาร ศูนย์บริการน้ำมันหล่อลื่น
บริการล้างรถอัตโนมัติ ร้านกาแฟ (Cafe’ Amazon) และธนาคาร เป็นต้น

3.2.1.2.2 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing) 

ดำเนินงานโดยสายงานธุรกิจการตลาดพาณิชย์
ซึ่งรับผิดชอบการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันหล่อลื่นให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม
บริษัทสายการบิน การเดินเรือขนส่ง หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ กลุ่มลูกค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว
และการจัดจำหน่ายไปยังตลาดต่างประเทศ ปี 2550 ปตท. จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว
น้ำมันเบนซิน น้ำมันเตา น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน น้ำมันดีเซล ผ่านตลาดพาณิชย์
รวมทั้งสิ้นประมาณ 8,870 ล้านลิตร คิดเป็นประมาณร้อยละ 41.2
ของปริมาณการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปทั้งหมดของ ปตท.
ทั้งนี้สามารถแบ่งตลาดในการจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ ออกเป็น 4 กลุ่มหลัก ได้แก่

(1) กลุ่มตลาดรัฐและอุตสาหกรรม

-   ตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยงานราชการ

  จากการที่ ปตท.ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ ทำให้ ปตท.
  สามารถจำหน่ายผลิตภัณท์น้ำมันส่วนใหญ่ให้แก่หน่วยงานของรัฐบาล
  และรัฐวิสาหกิจและสามารถเสริมสร้างฐานส่วนแบ่งลูกค้าในตลาดนี้ได้เป็นอย่างดี
  ปี 2550 ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปรวมทั้งสิ้นประมาณ 1,529 ล้านลิตร
  ให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้ โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท.มีลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวนมากกว่า
  1,400 ราย อาทิเช่น กฟผ. กองทัพบก กองทัพเรือ กองทัพอากาศ กองบัญชาการทหารสูงสุด
  การรถไฟแห่งประเทศไทย (รฟท.) องค์การรับส่งสินค้าและพัสดุภัณฑ์ (รสพ.)
  และองค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) เป็นต้น ทั้งนี้
  ในขณะที่ยังคงความเป็นรัฐวิสาหกิจอยู่นั้น ได้มีมติคณะรัฐมนตรีลงวันที่ 15 มิถุนายน 2542
  ให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่นที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่นในจำนวนตั้งแต่
  10,000 ลิตรขึ้นไป จะต้องซื้อจาก ปตท. หรือ คลังน้ำมัน
  หรือสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ ปตท. เท่านั้น โดย ปตท.
  จะขายผลิตภัณฑ์อ้างอิงตามราคาขายปลีกในประเทศ แต่อาจมีส่วนลดในกรณีที่ซื้อในปริมาณมาก
  ต่อมาในวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 ได้มีมติคณะรัฐมนตรีให้ บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด
  (มหาชน) ได้รับสิทธิขายน้ำมันให้หน่วยงานรัฐได้เช่นเดียวกันกับ ปตท. ทั้งนี้
  กลุ่มตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยราชการ
  จัดว่าเป็นกลุ่มลูกค้าที่มีปริมาณการจำหน่ายค่อนข้างสูงในธุรกิจการจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์
  แต่ลูกค้าในกลุ่มนี้จะมีระยะเวลาการเรียกเก็บเงินนานกว่าลูกค้ากลุ่มอื่น

-   ตลาดอุตสาหกรรม

  ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ น้ำมันเตา ก๊าซหุงต้ม
  น้ำมันดีเซล ยางมะตอย และผลิตภัณฑ์หล่อลื่นโดยตรงกับโรงงานอุตสาหกรรม
  และผู้บริโภครายใหญ่ เช่น ผู้ประกอบกิจการโรงงานผลิตเหล็ก โรงงานผลิตกระดาษ
  โรงงานผลิตถุงมือยาง ผู้ประกอบการเดินรถโดยสารและขนส่ง
  และผู้ประกอบการในภาคเกษตรกรรม เป็นต้น โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท.
  มีลูกค้าในกลุ่มนี้รวมทั้งประเทศจำนวนมากกว่า 1,400 ราย
  ผลิตภัณฑ์น้ำมันที่จำหน่ายให้กับลูกค้ากลุ่มนี้โดยมากเป็นน้ำมันเตา และ น้ำมันดีเซล
  และก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปี 2550 ปตท. ขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้แก่ลูกค้ากลุ่มนี้จำนวน 1,963
  ล้านลิตร แต่เนื่องจากภาวะการแข่งขันที่สูง การขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้กับลูกค้าโดยทั่วไป ปตท.
  จะลงทุนสร้างอุปกรณ์ในการเก็บสำรองเชื้อเพลิงหรือสิ่งอำนวยความสะดวกอื่นๆ
  เพื่อให้บริการแก่ลูกค้ารายนั้นๆ
  รวมทั้งให้การบริการแนะนำการประหยัดพลังงานและความปลอดภัย
  สำหรับราคาขายจะใช้ราคาที่อ้างอิงจากราคาขายปลีกในประเทศ
  ซึ่งลูกค้าในกลุ่มนี้ยังมีโอกาสในการทำตลาดอีกมาก จึงต้องเพิ่มหน่วยงานที่รับผิดชอบ
  เพื่อรองรับการขยายตลาดในผลิตภัณฑ์อื่นๆ เช่น ยางมะตอย น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน (Base Oil)
  และเคมีภัณฑ์ เป็นต้น

(2) กลุ่มตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง

ปตท. เป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันสำหรับเครื่องบินต่างๆ เช่น Jet A-1 JP-5 JP-8 และ Avgas
ที่เป็นที่ยอมรับจากสายการบินระหว่างประเทศและหน่วยงานราชการเกือบ 200 ราย
ทั้งในและต่างประเทศ นอกเหนือจากการจำหน่ายน้ำมันที่
ท่าอากาศยานดอนเมืองและท่าอากาศยานสุวรรณภูมิแล้ว ปตท.
ยังเป็นผู้ประกอบการจำหน่ายและให้บริการเติมน้ำมันอากาศยานผู้เดียวในท่าอากาศยานภูมิภาคทั่วประเทศไทย
ปตท. มีส่วนแบ่งตลาดในการจำหน่ายน้ำมันอากาศยานประมาณร้อยละ 29.9 โดยปี 2550 ปตท.
ได้ขายน้ำมันอากาศยานรวมผลิตภัณฑ์อื่นๆ ให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวน 3,086 ล้านลิตร นอกจากนี้
ปตท. ยังได้ขยายการให้บริการจำหน่ายน้ำมันให้กับท่าอากาศยานนานาชาติในประเทศ ฮ่องกง
และในกัมพูชา และยังเป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันอื่นๆ เช่น น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา
สำหรับเรือขนส่งสินค้าระหว่างประเทศและเรือรบต่างๆ ที่เป็นลูกค้าอยู่ประมาณ 130 ราย ด้วย

(3) ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือก๊าซหุงต้ม

ปตท. ดำเนินธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้มทั่วประเทศ
โดยเป็นผู้นำในตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลวและมีส่วนแบ่งตลาดสูงสุดอย่างต่อเนื่อง
โดยมีปริมาณจำหน่ายทั้งสิ้น ปี 2550 จำนวน 1,555 ล้านลิตร หรือ 840 พันเมตริกตัน ปตท.
มีคลังเก็บก๊าซปิโตรเลียมเหลว 8 แห่ง โดยในจำนวนนี้มีโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว 4 แห่ง
กระจายอยู่ทั่วทุกภูมิภาคของประเทศ ณ 31 ธันวาคม 2550 มีความจุรวมประมาณ 98,800
เมตริกตัน และมีร้านค้าที่เป็นตัวแทนจำหน่ายก๊าซหุงต้ม 1,272แห่ง
และโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลวเอกชน 144 แห่ง

(4) ตลาดต่างประเทศ (International Marketing)

เป็นการขายส่งออกผลิตภัณฑ์ของ ปตท.ไปยังตลาดต่างประเทศ เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับ ปตท.
โดยการขายผ่านบริษัทที่ ปตท. ไปลงทุน บริษัทร่วมทุนของ ปตท. รวมทั้งบริษัทน้ำมันอื่นๆ
ในต่างประเทศ เป็นการดำเนินการเพื่อขยายตลาดผลิตภัณฑ์ของ ปตท. ในต่างประเทศ
เนื่องจากต้องการเพิ่มช่องทางการจำหน่าย อีกทั้งประเทศไทยอยู่ในสภาวะอุปทานมากกว่าอุปสงค์
ทำให้ ปตท.มีนโยบายขยายการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป
และก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปสู่ตลาดต่างประเทศ ได้แก่ประเทศฮ่องกง ฟิลิปปินส์
สาธารณรัฐสังคมนิยมเวียดนาม กัมพูชา มาเลเซีย สหภาพเมียนมาร์ ลาว และจีน
ในลักษณะของการขายผ่านบริษัทที่ ปตท. ไปลงทุน หรือร่วมทุนในต่างประเทศ
รวมทั้งลูกค้าที่เป็นบริษัทน้ำมันในท้องถิ่น อย่างไรก็ตามในสภาวะที่เศรษฐกิจโลก
และสถานการณ์ทางเศรษฐกิจและการเมืองของประเทศที่เข้าไปลงทุนมีการเปลี่ยนแปลงตลอดเวลามีผลให้
ปตท.
พิจารณาปรับเปลี่ยนกลยุทธ์และนโยบายการลงทุนในบางประเทศเพื่อให้เหมาะสมกับเสถียรภาพทางเศรษฐกิจและการเมืองของประเทศที่เข้าไปลงทุนอยู่เสมอ

3.2.1.3 สายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน 

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน ดังต่อไปนี้

3.2.1.3.1 การบริหารและปฎิบัติการคลัง

3.2.1.3.2 การจัดหาและจัดส่งปิโตรเลียม

3.2.1.3.1 การบริหารและปฏิบัติการคลัง (Terminal Operations)

ดำเนินการบริหาร ควบคุมดูแลการเก็บสำรอง รับจ่าย บรรจุผลิตภัณฑ์น้ำมัน
ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม (LPG) ของคลังทั่วประเทศ โดยปฎิบัติการเก็บสำรองรับจ่าย
และบรรจุผลิตภัณฑ์ เพื่อการจ่ายโอนระหว่างคลังและจำหน่ายให้ลูกค้าทั้งทางรถยนต์ รถไฟ
และทางเรือ ทั้งนี้ ปตท. มีสถานีเติมน้ำมันอากาศยานจำนวน 13 แห่ง คลังปิโตรเลียม คลังน้ำมัน
และ คลังก๊าซ รวม 20 แห่ง
กระจายอยู่ทั่วประเทศเพื่อให้บริการลูกค้าและสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
และได้มีการพัฒนาคลังปิโตรเลียมศรีราชาให้เป็นคลังปลอดอากร
เพื่อการกักเก็บและส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม และได้เริ่มพัฒนาคลังปิโตรเลียม
ศรีราชาให้เป็นคลังสรรพสามิตและคลังสินค้าปลอดอากร
เพื่อส่งเสริมธุรกิจการนำเข้าและส่งออกและเพิ่มมูลค่าของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมโดยให้เช่าคลังเก็บน้ำมันเพื่อการค้าแก่ลูกค้าทั้งในและต่างประเทศ
นอกจากนี้คลังปิโตรเลียมศรีราชายังเป็นแหล่งสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเติมเรือเดินสมุทร
เพื่อรองรับการขยายตัวของท่าเรือแหลมฉบัง
และผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการเติมน้ำมันเชื้อเพลิงเรือเดินสมุทรอีกแห่งหนึ่งของภูมิภาคเอเซีย

คลังปิโตรเลียมศรีราชา ประกอบด้วยพื้นที่ 2 ส่วน ได้แก่
คลังน้ำมันศรีราชาและคลังก๊าซเขาบ่อยามีปริมาณความจุรวม 890 ล้านลิตร มีท่าเทียบเรือจำนวน 7
ท่า สามารถรับเรือเดินสมุทรได้ตั้งแต่ขนาด 500-100,000 ตัน

3.2.1.3.2 การจัดหาและจัดส่งปิโตรเลียม (Supply and Logistic) 

ดำเนินการจัดหาและจัดส่งผลิตภัณฑ์น้ำมัน รวมทั้งการขายน้ำมันในตลาดขายส่ง ให้แก่
บริษัทในเครือในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมันและลูกค้า นอกจากนี้ยังได้ขยายไปสู่ฐานลูกค้าที่อยู่ในทะเล ได้แก่
บริษัท ไทยออยล์ มารีน จำกัด และ ปตท.สผ.

ปตท.ขายผลิตภัณฑ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากอุปทานส่วนเกินที่เหลือจากการขายผ่านช่องทางต่างๆ
แล้ว ให้แก่ตลาดผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543
(Reseller) เช่น บริษัท ยูนิคแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) บริษัท เวิลด์แก๊ส
(ประเทศไทย) จำกัด บริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด(มหาชน) บริษัท ปิคนิค
คอร์ปอเรชั่น จำกัด (มหาชน) เป็นต้น ปี 2550 ปตท.
ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้แก่ผู้ค้ามาตรา 7 คิดเป็นมูลค่า 102,542 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ
25.9 ของรายได้จากการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมทั้งหมด

3.2.1.4 โครงสร้างรายได้ของการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing) 

ในปี 2550 มีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ รวมมูลค่าทั้งสิ้น 396,467 ล้านบาท
ดังรายละเอียดตามตารางต่อไปนี้

ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของการจัดจำหน่ายแยกตามผลิตภัณฑ์ ^(/1)

  ที่มา : ปตท.
  (ปริมาณและมูลค่าของการจัดจำหน่ายไม่รวมการขายระหว่างกันให้ธุรกิจการค้าระหว่างประเทศและรายการซื้อ-ขายคืนโรงกลั่นเพื่อสำรองตามกฎหมาย)

/1 รวมการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ยางมะตอย คอนเดนเสท ก๊าซโซลีนธรรมชาติ สารเติมแต่ง
และสินค้าใช้เพื่อการส่งเสริมการขาย ฯลฯ

ตารางแสดงมูลค่าการจัดจำหน่ายแยกตามลักษณะตลาดและประเภทลูกค้า

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------------------- ------------ ------------ ------------
  การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม          ปี 2548       ปี 2549       ปี 2550

  - ตลาดค้าปลีก                        124,852      164,982      157,489

  - ตลาดพาณิชย์                                                   

  - ตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยราชการ        43,706       46,238       28,356

  - ตลาดอุตสาหกรรม                    24,211       28,083       29,050

  - ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง           40,169       51,524       55,838

  - ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว              9,083        10,445       11,131

  - ตลาดต่างประเทศ                    8,305        11,480       12,061

  - ตลาดผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7               76,887       89,462       102,542

  รวมการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม       327,213      402,214      396,467
  ---------------------------------- ------------ ------------ ------------

  ที่มา : ปตท.
  (ปริมาณและมูลค่าของการจัดจำหน่ายไม่รวมการขายระหว่างกันให้ธุรกิจการค้าระหว่างประเทศและรายการซื้อ-ขายคืนโรงกลั่นเพื่อสำรองตามกฎหมาย)

/1 รวมมูลค่าที่ใช้ในการบริหารความเสี่ยงสำหรับน้ำมัน JET A-1 และการขายที่ HKIA

1.  การค้าระหว่างประเทศ (International Trading)

ดำเนินการเกี่ยวกับธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International Trading)
ซึ่งแบ่งออกเป็นธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและ คอนเดนเสท ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน
และการจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ กิจกรรมในธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ
ครอบคลุมการจัดหาและการค้าระหว่างประเทศสำหรับผลิตภัณท์ปิโตรเลียม และผลิตภัณฑ์อื่นๆ
ที่เกี่ยวข้องเพื่อสนับสนุนการดำเนินธุรกิจของ ปตท.
และบริษัทในเครือให้มีศักยภาพในการแข่งขันและทำกำไร
และเพื่อพัฒนาความสามารถในการทำกำไรจากการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและผลิตภัณฑ์อื่นๆ
เนื่องจากในอดีตประเทศไทยเป็นประเทศที่นำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปมาโดยตลอด ปตท.
จึงมีความคุ้นเคยกับธุรกรรมประเภทนำเข้า (OUT-IN Trading)
แต่หลังจากการเปิดดำเนินการของ โรงกลั่นน้ำมันระยอง และ สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง
ทำให้รูปแบบธุรกรรมเปลี่ยนไปเป็นแบบส่งออก (IN-OUT Trading) กล่าวคือ
การส่งน้ำมันสำเร็จรูปส่วนเกินจากความต้องการในประเทศออกไปจำหน่ายยังต่างประเทศ
ส่วนธุรกรรมแบบการค้าในต่างประเทศ (OUT-OUT Trading) หรือ Proprietary Trading
นั้น เป็นรูปแบบธุรกรรมหนึ่งที่ดำเนินการโดย ปตท.
ซึ่งจะสามารถทำกำไรได้จากส่วนต่างของราคาซื้อกับราคาขายซึ่งเป็นไปตามกลไกตลาด

การดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ สามารถจำแนกออกเป็น 3 ส่วนหลัก ๆ ได้แก่

  (1) ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท

  (2) ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  (3) ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

3.2.2.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

สินค้าและผลิตภัณฑ์ของการค้าระหว่างประเทศ แบ่งได้เป็น 4 ประเภท ดังนี้

3.2.2.1.1 น้ำมันดิบ (Crude oil)

น้ำมันดิบเป็นสารประกอบประเภทไฮโดรคาร์บอน
คุณภาพของน้ำมันดิบอาจแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับชนิดของอินทรีย์สารที่เป็นต้นกำเนิดและสารประกอบอื่นๆ
รวมทั้งสภาพแวดล้อม เช่นความดัน และอุณหภูมิใต้พื้นผิวโลก
ในประเทศไทยมีแหล่งน้ำมันดิบหลายแหล่ง
แต่เนื่องจากปริมาณน้ำมันดิบที่ขุดพบและนำขึ้นมาใช้ในประเทศมีเพียงประมาณร้อยละ 10
ของความต้องการน้ำมันดิบทั้งหมดของโรงกลั่นน้ำมันในประเทศไทย ดังนั้น จึงต้องนำเข้าน้ำมันดิบ
ซึ่งส่วนใหญ่นำเข้าจากกลุ่มประเทศในตะวันออกกลาง เช่น สหรัฐอาหรับอิมิเรตส์ โอมาน อิรัก
คูเวต ซาอุดีอารเบีย เยเมน และกาตาร์ เป็นต้น และน้ำมันดิบจากกลุ่มประเทศในตะวันออกไกล
เช่น มาเลเซีย อินโดนีเซีย และบรูไน

3.2.2.1.2 คอนเดนเสท (Condensate)

ในการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจะได้ส่วนที่เป็นของเหลว ณ
อุณหภูมิและความดันบรรยากาศที่เรียกว่า
คอนเดนเสท ซึ่งจะถูกแยกออกและขนส่งโดยทางเรือ การจัดหาคอนเดนเสทของปตท. ในปี 2550
มีปริมาณรวมทั้งสิ้น 4,445 ล้านลิตร (รวมการจัดหาในประเทศ การนำเข้า
และการค้าระหว่างประเทศ) หรือคิดเป็น 12.2 ล้านลิตรต่อวัน ( 27,959 พันบาร์เรล หรือ
76.6 พันบาร์เรลต่อวัน) เพิ่มขึ้นจากปี 2549 ร้อยละ 2

3.2.2.1.3 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง (Oil Refined Product)

  (1) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas : LPG)

  (2) น้ำมันเบนซิน (Gasoline)

  (3) น้ำมันก๊าด (Kerosene)

  (4) น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน (Aviation Fuel)

  (5) น้ำมันดีเซล (Diesel)

  (6) น้ำมันเตา (Fuel Oil)

3.2.2.1.4 ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ได้แก่ เบนซีน เอททีลีน มิกซ์ไซลีน ออโทไซลีน พาราไซลีน
โพรเพลีน โซโครเฮกเซน และผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่นๆ เป็นต้น
เพื่อเป็นวัตถุดิบสำหรับการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลายต่อไป

3.2.2.2 การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International Trading)

  ปตท. ดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ จำแนกออกเป็น 3 ส่วนหลัก ๆ ได้แก่

  3.2.2.2.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท

  3.2.2.2.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  3.2.2.2.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

3.2.2.2.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท (Crude Oil and Condensate)

ดำเนินธุรกิจการจัดหาและการค้าระหว่างประเทศที่เกี่ยวกับน้ำมันดิบและคอนเดนเสท โดยการจัดซื้อ
การขาย
การค้าและการขนส่งน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศให้กับโรงกลั่น
รวมถึงการวิเคราะห์หาโอกาสทางการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap) การจ้างกลั่น
(Processing) น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเพื่อผลกำไรและความสมดุลในระบบ
รวมทั้งการดูแลให้มีการใช้น้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ผลิตได้ในประเทศอย่างคุ้มค่า

(1) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบ (Crude Oil) จากแหล่งในประเทศ

จากการที่ประเทศไทยมีปริมาณน้ำมันดิบในประเทศค่อนข้างจำกัดและมีสถานะเป็นผู้นำเข้าน้ำมันดิบ
ดังนั้น น้ำมันดิบในประเทศจึงเป็นทรัพยากรที่ต้องใช้อย่างคุ้มค่าที่สุด
โดยปัจจุบันประเทศไทยมีแหล่งน้ำมันดิบ 9 แหล่ง ได้แก่
สิริกิตติ์ (เพชร) กำแพงแสนและอู่ทอง (บีพี) บึงหญ้าและบึงม่วง (นอร์ทเซ็นทรัล)
วิเชียรบุรีและศรีเทพ (วิเชียรบุรี) ทานตะวัน เบญจมาศ ปัตตานี Jasmine และ นางนวล โดย
ปตท. จะซื้อน้ำมันดิบในประเทศบางส่วนจากผู้ได้รับสัมปทานต่างๆ
และจำหน่ายน้ำมันดิบดังกล่าวให้กับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศโดยได้กำไรจากส่วนต่างราคา
(Margin) ซึ่งปี 2550 ปตท. มีการจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศประมาณ 81.4
พันบาร์เรลต่อวัน

(2) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ

ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้โรงกลั่นในประเทศที่ ปตท.ถือหุ้น
และรวมถึงการดำเนินการขนส่งให้บางส่วน โดยโรงกลั่นที่ ปตท.
จัดหาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทให้ทั้งหมดได้แก่ บริษัท อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด(มหาชน)
(PTTAR) (เป็นบริษัทที่ควบรวมกันระหว่างบริษัทโรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) และบริษัท
อะโรเมิติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)) และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)
(BCP) ส่วนโรงกลั่นที่ ปตท. จัดหาให้ตามสัดส่วนการถือหุ้น ได้แก่ บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม
รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) ซึ่ง ปตท.จัดหาให้ประมาณร้อยละ 36 และจัดหาให้บริษัท ไทยออยล์
จำกัด (มหาชน) (TOP) ประมาณร้อยละ 55 รวมทั้งบริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC)
ประมาณร้อยละ 48 ซึ่งทั้งนี้ ปตท. อาจสามารถขายได้มากกว่าสัดส่วนการถือหุ้น
และอาจขายน้ำมันดิบและขนส่งให้กับโรงกลั่นอื่นที่ ปตท. มิได้ถือหุ้น ขึ้นอยู่กับการเสนอราคา
การประมูล และเงื่อนไขทางการค้าต่างๆ

สำหรับปี 2550 ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้แก่โรงกลั่นน้ำมันทั้ง 5 แห่ง ที่ ปตท.
ถือหุ้นอยู่คิดเป็นปริมาณทั้งสิ้นเฉลี่ยประมาณร้อยละ 60
ของปริมาณความต้องการน้ำมันดิบเพื่อการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 5 แห่ง อีกทั้ง
ปตท.ยังทำหน้าที่เป็น Marketing Arm ให้กับ บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด
(มหาชน) (ปตท.สผ.) สำหรับน้ำมันดิบในต่างประเทศที่ ปตท.สผ.เข้าร่วมลงทุน

สำหรับราคาขายให้โรงกลั่นในประเทศจะเป็นราคาต้นทุนที่ ปตท. จัดหามาบวกกำไร (Margin)
ซึ่งจะเป็นไปตามกลไกตลาด

  (3) การจัดหาและการค้าคอนเดนเสท

ปตท.เป็นผู้จัดหาและขนส่งรายเดียวที่จัดหาคอนเดนเสทให้โรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นภายในประเทศ
โดยมีบริษัท อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด(มหาชน) (PTTAR)
(เป็นบริษัทที่ควบรวมกันระหว่างโรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) และบริษัท
อะโรเมติกส์(ประเทศไทย) ) ซึ่งเป็นบริษัทร่วมของ ปตท.ที่ประกอบธุรกิจปิโตรเคมีขั้นต้น
ใช้คอนเดนเสทเป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิต โดย
ปตท.เป็นผู้รับซื้อคอนเดนเสทจากผู้ได้รับสัมปทานในประเทศ ซึ่งส่วนใหญ่มาจากแหล่งเชฟรอน
(ยูโนแคลเดิม) ไพลิน และบงกช
และขายคอนเดนเสทที่ราคาตลาดโดยอิงกับราคาต้นทุนบวกอัตราส่วนกำไร อย่างไรก็ตาม
หากปริมาณคอนเดนเสทที่บริษัทอะโรเมติกส์ ต้องการมีปริมาณลดลง
ปริมาณคอนเดนเสทที่เหลือสามารถส่งออกขายต่างประเทศได้หรือขายให้แก่โรงกลั่นน้ำมันในประเทศ
โดยปัจจุบัน ปตท. ได้ขายคอนเดนเสทส่วนหนึ่งให้กับโรงกลั่นไทยออยล์ และโรงกลั่นบางจาก
หรือหากคอนเดนเสทในประเทศไม่เพียงพอ จะมีการนำเข้ามาจากต่างประเทศ เช่น ประเทศพม่า
ประเทศฟิลิปปินส์ เป็นต้น

ปริมาณการจัดหาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทของ ปตท.

  หน่วย : ล้านบาร์เรล

  ------------------------- ------- -------- -------- -------- --------- --------
                            ปี 2548           ปี 2549            ปี 2550    

                            ปริมาณ   ร้อยละ    ปริมาณ    ร้อยละ    ปริมาณ     ร้อยละ

  น้ำมันดิบในประเทศ            16.1    9.3      21.2     11.6     29.7      12.0

  คอนเดนเสทในประเทศ         22.1    12.7     23.6     13.0     24.4      10.0

  นำเข้าน้ำมันดิบ               125.3   72.1     127.5    70.0     164.6     67.2

  นำเข้าคอนเดนเสท            -       -        2.5      1.4      3.1       1.3

  การค้าน้ำมันดิบระหว่างประเทศ   10.3    5.9      7.2      4.0      23.2      9.5

  รวมทั้งสิ้น                   173.8   100.0    182.0    100.0    245.0     100
  ------------------------- ------- -------- -------- -------- --------- --------

ที่มา : ปตท.

3.2.2.2.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์น้ำมันเชื้อเพลิง (Oil Refined Product)

ดำเนินการจัดหา นำเข้า ส่งออก และทำการค้าระหว่างประเทศสำหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
และผลิตภัณฑ์อื่นๆ ให้กับกลุ่มธุรกิจ บริษัท / โรงกลั่นในเครือ และลูกค้า ของ ปตท.
ตลอดจนการวิเคราะห์หาโอกาสในการทำการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap)
น้ำมันเชื้อเพลิงทุกชนิดและก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้ ปตท.
จัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจากโรงกลั่นในประเทศ ทั้งในส่วนที่ ปตท. ถือหุ้นอยู่ ได้แก่ โรงกลั่นไทยออยล์
โรงกลั่น PTTAR โรงกลั่นสตาร์ และโรงกลั่น IRPC
โดยการเจรจาขอซื้อตรงจากโรงกลั่นหรือการเข้าประมูลซื้อ และในส่วนที่ ปตท. ไม่ได้ถือหุ้น
ได้แก่โรงกลั่นเอสโซ่และบริษัท Rayong Purifier เพื่อนำไปส่งออกในตลาด
รวมถึงการทำธุรกรรมอื่นๆ เช่น การทำ Location Swap และการทำ blending เป็นต้น
นอกจากนี้ดำเนินการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL)
จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

ปัจจุบัน ปตท.มีช่องทางการส่งออก 2 ช่องทาง คือ ตลาดภูมิภาคเอเซีย
และตลาดกลางค้าน้ำมันโลก (Open Market) โดยราคาซื้อขายจะเป็นไปตามราคาตลาดโลก
และได้รับกำไรจากส่วนต่างตามกลไกตลาดและการแข่งขัน

ปี 2550 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงรวมทั้งสิ้น 36.3 ล้านบาร์เรลหรือ 5,762.4
ล้านลิตร

3.2.2.2.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

ดำเนินการจัดหาวัตถุดิบสำหรับโรงงานปิโตรเคมีของบริษัทในกลุ่ม ปตท. และดำเนินการค้า
(Trading) และการตลาดผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีหลัก (Main Petrochemical Products)
และผลิตภัณฑ์พลอยได้ (By-Products) จากโรงงานปิโตรเคมี
โดยครอบคลุมตลาดในประเทศและต่างประเทศ เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมสี ปิโตรเคมี
และอุตสาหกรรมน้ำมัน

ปตท. เป็นผู้ทำการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์หลักของ PTTAR ได้แก่ เบนซีน โทลูอีน มิกส์ไซลีน
ออโทไซลีน และพาราไซลีน โดย ปตท. เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดของ PTTAR และให้
PTTAR เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้แก่ลูกค้า ดังนั้น ปตท.
จึงเปรียบเสมือนคนกลางในการซื้อขาย ซึ่งมีกำไรจากการดำเนินงาน
ขึ้นกับประเภทของผลิตภัณฑ์และผู้ซื้อ และนอกเหนือจาก PTTAR
ปตท.ยังเป็นตัวกลางในการส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีให้กับบริษัท ปตท.เคมีคอล จำกัด
(มหาชน)บริษัท อัลลายแอนซ์ รีไฟน์นิ่ง จำกัด และบริษัทอื่นๆ โดยวิธีการเข้าไปประมูลเสนอราคา

ปี 2550 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี รวมทั้งสิ้นประมาณ 2.66 ล้านตัน

3.2.2.3 สายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ ดังต่อไปนี้

3.2.2.3.1 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน

3.2.2.3.2 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ

3.2.2.3.1 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน (Marketing Analysis and Risk Management) 

ปตท. จัดตั้งหน่วยงานบริหารความเสี่ยง
เพื่อรับผิดชอบการวิเคราะห์และบริหารความเสี่ยงราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในการซื้อขายน้ำมันดิบ
ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
ทั้งในประเทศและการค้าระหว่างประเทศให้กับ ปตท. รวมทั้งบริษัทในเครือฯ
โดยทำการซื้อขายตราสารอนุพันธ์ในตลาดการค้าอนุพันธ์
เพื่อป้องกันความเสี่ยงจากการผันผวนของราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมด้วยวิธีการทำ Paper Swap
หรือ Option เพื่อ Lock กำไรคงที่แน่นอน เพื่อประโยชน์สูงสุดของ ปตท.

นอกจากนี้
หน่วยงานบริหารความเสี่ยงยังเป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางข้อมูลปิโตรเลียมในตลาดโลกของ
ปตท. โดยศึกษา วิเคราะห์แนวโน้มราคา สถานการณ์ตลาดน้ำมันทั่วโลก ทั้งปัจจัยพื้นฐาน
ปัจจัยทางความรู้สึก และปัจจัยทางเทคนิค
สนับสนุนหน่วยงานซื้อขายน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
รวมทั้งหน่วยงานขายตลาดในประเทศเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและประโยชน์สูงสุดในการดำเนินธุรกิจของ
ปตท.

3.2.2.3.2 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ (International Marine Transportation)

ปตท. จัดตั้งหน่วยจัดหาการขนส่งต่างประเทศ
เป็นหน่วยเสริมและสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ และการนำเข้าส่งออกน้ำมันดิบ
น้ำมันเชื้อเพลิง ผลิตภัณฑ์พิเศษ และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี โดยการจัดหาเรือให้หน่วยงานภายใน
และบริษัทในกลุ่ม ปตท. เพื่อเป็นการเพิ่มศักยภาพในการแข่งขันและการดำเนินธุรกิจแบบครบวงจร

3.2.2.4 โครงสร้างรายได้ของการค้าระหว่างประเทศ (International Trading) 

ปี 2550 สายการค้าระหว่างประเทศมีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ รวมมูลค่าทั้งสิ้น 780,014
ล้านบาท ดังรายละเอียดตามตารางต่อไปนี้

 ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของธุรกิจการค้าระหว่างประเทศแยกตามผลิตภัณฑ์

  ที่มา: ปตท.

  /1 รวมแนฟทาและก๊าซโซลีนธรรมชาติ

  /2 ไม่รวมการขายระหว่างกลุ่มธุรกิจและการจ้างกลั่นกับโรงกลั่นไทยออยล์

3.2.3 การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจน้ำมัน 

นอกเหนือจากสายงานภายใน ปตท. ที่ทำหน้าที่สนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักแล้ว ปตท.
ยังมีการลงทุนในบริษัทร่วมทุนที่ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับน้ำมันทั้งในและต่างประเทศอีกจำนวน 18 บริษัท
โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อส่งเสริมให้ ปตท.
สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจร และสามารถให้บริการลูกค้าได้ดีที่สุด

สายงานการบริหารธุรกิจในเครือมีหน้าที่ดูแลบริษัทร่วมทุนที่อยู่ในกลุ่มธุรกิจน้ำมันให้บริหารงานอย่างมีประสิทธิภาพ
เอื้อประโยชน์ต่อธุรกิจในกลุ่มน้ำมันและธุรกิจอื่นๆ ของ ปตท.
โดยจะมุ่งเน้นการปรับโครงสร้างทางธุรกิจและบริหารการลงทุนเชิงพาณิชย์

3.3 กลุ่มธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่น

ปตท.ได้ลงทุนในธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่นผ่านบริษัทในเครือซึ่ง
ปตท.มีการทำธุรกิจในลักษณะปกติทั่วไป (Arm's Length Basis) โดยบริษัทที่
ปตท.เข้าร่วมลงทุน มีดังนี้

+---------------------------------+------------------------------------+
| ธุรกิจปิโตรเคมี                     | ธุรกิจการกลั่น                         |
+---------------------------------+------------------------------------+
| 1. บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด        | 1. บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)       |
| (มหาชน)                         |                                    |
| 2. บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง    | 2. บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น    |
| จำกัด                            | จำกัด (มหาชน)                       |
|                                 |                                    |
| 3. บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด           | 3. บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด  |
|                                 |                                    |
| 4. บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน)    | 4. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด        |
|                                 | (มหาชน)                            |
| 5. บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด    |                                    |
|                                 |                                    |
| 6. บริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด   |                                    |
|                                 |                                    |
| 7. บริษัท พีทีที โพลีเมอร์โลจิสติกส์ จำกัด |                                    |
|                                 |                                    |
| 8. บริษัท เอ็นพีทีซี เมนเทนแนนซ์ แอนด์  |                                    |
| เอนจิเนียริง                       |                                    |
| เซอร์วิสเซส จำกัด                  |                                    |
+---------------------------------+------------------------------------+

3.3.1 ธุรกิจปิโตรเคมี 

3.3.1.1 บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH)

บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH)
เป็นบริษัทที่เกิดขึ้นจากการควบบริษัทตามพระราชบัญญัติบริษัทมหาชน จำกัดพ.ศ. 2535
ระหว่างบริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน)
ซึ่งจดทะเบียนควบบริษัทในวันที่ 7 ธันวาคม 2548 เพื่อบรรลุวัตถุประสงค์ตามแนวนโยบายของ
ปตท. ที่จะให้ PTTCH เป็นแกนนำในธุรกิจปิโตรเคมีสายโอเลฟินส์ที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติ
(Gas-based value chain)
และเป็นผู้ดำเนินการธุรกิจปิโตรเคมีต่อเนื่องโดยมุ่งเน้นสายเอทิลีนเป็นหลัก
ซึ่งจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตและลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานในระยะยาว
ลดความเสี่ยงในการดำเนินธุรกิจ และมีฐานะทางการเงินที่เข้มแข็งขึ้น โดย PTTCH
ได้รับมาซึ่งทรัพย์สิน หนี้สิน สิทธิ หน้าที่
และความรับผิดชอบทั้งหมดของทั้งสองบริษัทดังกล่าวโดยผลของกฎหมาย

PTTCH เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ผลิตภัณฑ์ต่อเนื่องและบริการเสริมต่างๆ
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.31 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่นคือ บริษัท
ปูนซิเมนต์ไทย จำกัด (มหาชน) บริษัท เอชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด และ OMAN OIL COMPANY
S.A.O.C.

โรงงานของ PTTCH ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง โดยมีโรงงานแยกเป็น
2 โรงงาน ซึ่งได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2533 และ ปี 2538 ตามลำดับ
ปัจจุบันมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์หลักโอเลฟินส์รวม 1,713,000 ตันต่อปี จำแนกเป็น เอทิลีน
1,276,000 ตันต่อปี และโพรพิลีน 437,000 ตันต่อปี และมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์ต่อเนื่อง
เม็ดพลาสติกโพลีเอทิลีนชนิดหนาแน่นสูง (HDPE) 250,000 ตันต่อปี สำหรับผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่นๆ
ได้แก่ ไพโรไลซิส
ก๊าซโซลีน มิกซ์ซี 4 แครกเกอร์บอททอม (Cracker Bottom) เทลก๊าซ (Tailgas)
และไฮโดรเจน นอกจากนั้นยังผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ไอน้ำ และน้ำปรับสภาพ
รวมถึงธุรกิจให้บริการท่าเทียบเรือและขนถ่ายเคมีภัณฑ์ โดยมีท่าเทียบเรือ 2 ท่า

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบที่ใช้ในการผลิตโอเลฟินส์ได้แก่ ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน แอลพีจี เอ็นจีแอล แนฟทาชนิดเบา
และราฟฟิเนท ทั้งนี้วัตถุดิบส่วนใหญ่จะจัดหาจากแหล่งในประเทศ โดย
ปตท.เป็นผู้จัดหาวัตถุดิบก๊าซจากโรงแยกก๊าซของ ปตท. ภายใต้สัญญาซื้อขายวัตถุดิบระยะยาว
ในส่วนของแนฟทาชนิดเบาและราฟฟิเนท
เป็นผลิตภัณฑ์จากโรงกลั่นน้ำมันและผลิตภัณฑ์พลอยได้จากโรงงานอะโรเมติกส์ซึ่งจัดหาจากภายในประเทศภายใต้สัญญาระยะยาวเช่นกัน

(2) การจัดจำหน่าย

PTTCH มีสัญญาซื้อขายโอเลฟินส์ระยะยาวกับกลุ่มโรงงานผลิตปิโตรเคมีขั้นต่อเนื่อง ซึ่งส่วนใหญ่
เป็นผู้ถือหุ้นหรือเป็นบริษัทร่วมของผู้ถือหุ้นของบริษัท ทั้งนี้ PTTCH ได้สวมสิทธิมาจากสัญญาเดิมของ
บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน)

สำหรับผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก HDPE PTTCH ได้ทำสัญญากับตัวแทนจำหน่ายในประเทศ (Domestic
Agent) และทำสัญญากับคู่ค้าสากล (International Trader) เพื่อจำหน่ายเม็ดพลาสติก HDPE
ภายใต้เครื่องหมายทางการค้า “NPCX” โดย PTTCH ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ทั้งหมดผ่านบริษัท
พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด ซึ่ง เป็นบริษัทที่เกิดจากการร่วมทุนระหว่าง PTTCH และ ปตท.
ซึ่งจัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินธุรกิจทางการตลาดทั้งในและต่างประเทศของผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ที่ผลิตโดยบริษัทในกลุ่ม
ปตท.

(3) การบริหาร

คณะกรรมการของ PTTCH ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน
8 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้ ปตท.ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ PTTCH ซึ่งรวมถึงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PTTCH ในช่วงปี 2548- 2550 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| งบรวม                     | ปี 2548^(/1) | ปี 2549      | ปี           |
|                           |             |             | 2550^(/3-4) |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| รายได้รวม                  | 59,829      | 72,747      | 76,902      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)       | (46,668)    | (55,152)    | (57,541)    |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน)              | 70          | 1,073       | 210         |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน           |             |             |             |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ ^(/2)    | 12,925      | 18,282      | 19,167      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
|                           | ปี 2548^(/1) | ปี 2549      | ปี           |
|                           |             |             | 2550^(/3-4) |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| สินทรัพย์รวม                 | 86,518      | 111,531     | 133,513     |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| หนี้สินรวม                   | 29,032      | 29,712      | 39,116      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น               | 57,485      | 81,819      | 94,397      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| อัตราการใช้กำลังการผลิต       |             |             |             |
| (ร้อยละ)                   |             |             |             |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| -   โอเลฟินส์               | 95          | 104         | 87          |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| -   HDPE                  | 80          | 96          | 93          |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+

  /1 งบการเงินเสมือนรวมบริษัท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2548

  /2 กำไร(ขาดทุน)สุทธิหลังหักกำไรสุทธิส่วนที่เป็นของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย
  (ปี 2548 = 306 ล้านบาท / ปี 2549 = 361 ล้านบาท/ ปี 2550 = 403 ล้านบาท)

  /3 ปิดโรงโอเลฟินส์ I4-1 เพื่อขยายกำลังการผลิตและบำรุงรักษาเป็นเวลา 67 วัน (30
  ม.ค.-6 เม.ย.2550) และโรงโอเลฟินส์ I4-2
  เพื่อตรวจสอบอุปกรณ์และบำรุงรักษาในช่วงรับประกัน เป็นเวลา 40 วัน (1 ก.พ.-12
  มี.ค.2550) ตามแผนงาน

  /4 หยุดโรงโอเลฟินส์ I1 ชั่วคราว เพื่อซ่อมบำรุงเครื่องจักรเป็นเวลา 46 วัน (28 พ.ค.-
  12 ก.ค. 50)

การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ 

-   บริษัท ทีโอซีไกลคอล จำกัด : PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100 เพื่อดำเนินโครงการผลิตผลิตภัณฑ์
    Mono Ethylene Glycol (MEG) และสารEthylene Oxide (EO) จำนวน 300,000
    ตันต่อปี เงินลงทุนโครงการประมาณ 210 ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยใช้วัตถุดิบ เอทีลีน
    200,000 ตันต่อปี ได้ดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์แล้วตั้งแต่เดือนกรกฎาคม ปี 2549 โดยสาร
    EO ดังกล่าวนี้จะใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับโครงการ EO Derivatives ของบริษัท นอกจากนั้น
    บริษัทยังมีแผนการลงทุนเพื่อขยายกำลังการผลิต MEG เพิ่มขึ้น 95,000 ตันต่อปี
    เพื่อสนองความต้องการภายในประเทศที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยประมาณการเงินลงทุน 58
    ล้านเหรียญสหรัฐ ซึ่งคาดว่าจะเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2551

-   การลงทุนในโครงการ EO Derivatives ซึ่งเป็นอุตสาหกรรมต่อเนื่องของบริษัท
    ทีโอซีไกลคอล จำกัด จำนวน 3 โครงการ ได้แก่ Ethoxylates, Ethanolamines และ
    Choline Chloride มีประมาณการเงินลงทุนรวม 2,550 ล้านบาท
    ซึ่งโครงการดังกล่าวนี้จะช่วยสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับบริษัท

    -   บริษัท ไทยอีทอกซีเลท จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง PTTCH กับบริษัท Cognis
        Thai Ltd. ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ Cognis Deutschland GmbH & Co.KG โดย
        PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 50 และมีทุนจดทะเบียน 420 ล้านบาท เพื่อผลิต Ethoxylates
        50,000 ตันต่อปี ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิตแชมพู น้ำยาล้างจาน น้ำยาซักแห้งต่างๆ
        โดยมีความต้องการ EO ประมาณ 18,000 – 20,000 ตันต่อปี
        ทั้งนี้ได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์แล้วตั้งแต่ในไตรมาส 4 ปี 2549

    -   บริษัท ไทยโคลีนคลอไรด์ จำกัด โดย PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100
        เพื่อดำเนินโครงการผลิตสาร Choline Chloride มีกำลังการผลิต 20,000 ตันต่อปี
        ซึ่งเป็นสารอาหารที่จำเป็นใช้ผสมกับอาหารเลี้ยงสัตว์ปีกและสุกร โดยความต้องการ EO
        ประมาณ 7,000 ตันต่อปี และคาดว่าจะเปิดดำเนินการได้ในไตรมาส 2 ปี 2552

    -   บริษัท ไทยเอทานอลเอมีน จำกัด โดย PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100
        เพื่อดำเนินโครงการผลิตสาร Ethanolamines มีกำลังการผลิต 50,000 ตันต่อปี
        ใช้เป็นส่วนผสมในการผลิตครีมนวดผม น้ำยาปรับผ้านุ่ม เครื่องสำอางค์
        และอุตสาหกรรมยา โดยมีความต้องการ EO ประมาณ 40,000 ตันต่อปี
        และคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2551

-   บริษัท ไทยโอลีโอเคมี จำกัด : เพื่อดำเนินโครงการ Methyl Ester / Fatty Alcohol
    PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100 ทั้งนี้ Fatty Alcohol เป็นวัตถุดิบสำคัญอีกตัวหนึ่งของโครงการ
    Ethoxylates นอกเหนือไปจาก Ethylene Oxide และยังคงต้องมีการนำเข้าอยู่
    จึงเป็นการทำ Backward integration โครงการฯ ผลิตผลิตภัณฑ์หลัก 2 ชนิดคือ Methyl
    Ester เป็นสารเพิ่มประสิทธิภาพในน้ำมันดีเซล และ Fatty Alcohol
    เป็นสารตั้งต้นสำหรับอุตสาหกรรม Oleochemicals ใช้ผลิตผลิตภัณฑ์เพื่อสุขอนามัยส่วนบุคคล
    เงินลงทุนรวม 165 ล้านเหรียญสหรัฐ มีกำลังการผลิต 331,000 ตันต่อปี
    เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในไตรมาส 4 ปี 2550 โดยเมื่อวันที่ 3 มิถุนายน 2548 บริษัท
    ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) ได้ร่วมกับ ปตท. ลงนามในบันทึกความเข้าใจ
    ในการซื้อขายสาร Methyl Ester ในปริมาณ 80,000 ตันต่อปี ทั้งนี้ ปตท. จะนำสาร
    Methyl Ester ไปผสมกับน้ำมันดีเซลเพื่อผลิตไบโอดีเซล (Bio Diesel)
    คุณภาพสูงเป็นรายแรกของประเทศไทย เพื่อจำหน่ายผ่านเครือข่ายน้ำมันดีเซลทั่วประเทศของ
    ปตท.

-   บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด : PTTCH ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 100
    จัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินโครงการ
    อีเทนแครกเกอร์ ขนาดกำลังการผลิตเอทิลีน 1,000,000
    ตันต่อปีและโรงผลิตเม็ดพลาสติกโพลิเอทิลีนความหนาแน่นต่ำ (Low Density
    Polyethylene - LDPE) ขนาดกำลังการผลิต 300,000 ตันต่อปี และโรงผลิตเม็ดพลาสติก
    โพลิเอทิลีนความหนาแน่นต่ำเชิงเส้น (Linear Low Density Polyethylene - LLDPE)
    ขนาด 400,000 ตันต่อปี คิดเป็นมูลค่าเงินลงทุนทั้งโครงการประมาณ 1,300
    ล้านเหรียญสหรัฐ โดยคาดว่าจะสามารถดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2552

-   การลงทุนในโครงการผลิตและจำหน่ายสาร Ethylene Vinyl Acetate (EVA)
    ขนาดกำลังการผลิต 100,000 ตันต่อปี
    โดยโครงการจะใช้เอทิลีนจากโครงการอีเทนแครกเกอร์ของบริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน
    เป็นวัตถุดิบ เงินลงทุนทั้งโครงการ 118 ล้านเหรียญสหรัฐ ทั้งนี้เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2550
    ที่ประชุมคณะกรรมการบริษัทฯ มีมติให้ชะลอการลงทุนออกไป

-   โครงการ HDPE ในประเทศอิหร่าน : PTTCH ร่วมกับ บริษัท Itochu Corporation
    บริษัท เคมีภัณฑ์ซีเมนต์ไทย จำกัด และ National Petrochemical Company
    แห่งประเทศอิหร่าน (NPC Iran). ร่วมลงทุนในสัดส่วน ร้อยละ 10, 12, 38 และ 40
    ตามลำดับ เพื่อร่วมทุนในโครงการ HDPE ขนาดกำลังการผลิต 300,000 ตันต่อปี
    ที่ประเทศอิหร่าน วงเงินลงทุนของ PTTCH คิดเป็นจำนวน 22.5 ล้านเหรียญสหรัฐ
    โดยคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตได้ในไตรมาส 1 ปี 2552

-   โครงการขยายกำลังการผลิตโรงโอเลฟินส์ 1 (Plant I Debottleneck) :
    เพื่อขยายกำลังการผลิตเอทิลีนและ
    โพรพิลีนเพิ่มขึ้น 130,000 ตันต่อปี และ 120,000 ตันต่อปี ตามลำดับ ใช้เงินลงทุนประมาณ
    140 ล้านเหรียญสหรัฐ ซึ่งโครงการขยายกำลังการผลิตโพรพิลีนส่วนแรกจำนวน 60,000
    ตันต่อปีได้เริ่มผลิตและดำเนินการเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2549
    และส่วนที่เหลือได้เริ่มผลิตและดำเนินการเชิงพาณิชย์ในไตรมาสที่ 2 ปี 2550

-   โครงการขยายกำลังการผลิตโรงโอเลฟินส์ 2 (Plant II Debottleneck) :
    เพื่อขยายกำลังการผลิตเอทิลีนและโพรพิลีนเพิ่มขึ้น 100,000 ตันต่อปี และ 50,000 ตันต่อปี
    ตามลำดับ ใช้เงินลงทุนประมาณ 75 ล้านเหรียญสหรัฐ
    กำหนดการก่อสร้างโรงงานจะแล้วเสร็จเริ่มผลิตได้ในไตรมาส 4 ปี 2551 ทั้งนี้
    ผลิตภัณฑ์เอทีลีนที่เพิ่มขึ้นจะจำหน่ายให้กับ บริษัท ทีโอซีไกลคอล
    เพื่อเป็นวัตถุดิบในโครงการต่อเนื่อง
    ส่วนผลิตภัณฑ์โพรพิลีนจะจำหน่ายให้กับลูกค้าภายในประเทศเป็นส่วนใหญ่
    เนื่องจากความต้องการภายในประเทศและภูมิภาคเอเชียอยู่ในระดับสูงในขณะที่กำลังการผลิตมีอยู่อย่างจำกัด

-   โครงการขยายกำลังการเม็ดพลาสติกโพลีเอททีลีนชนิดความหนาแน่นสูง (High Density
    Polyethylene : HDPE) ของ PTTCH จากปัจจุบันมีกำลังการผลิตอยู่ที่ 250,000
    ตันต่อปีเป็น 300,000 ตันต่อปี กำหนดการแล้วเสร็จในไตรมาสที่ 1 ปี 2552

-   การเข้าลงทุนในบริษัท วีนิไทย จำกัด (มหาชน) : เพื่อกระจายความเสี่ยงไปในธุรกิจพีวีซี
    (PVC) ซึ่งเป็นธุรกิจที่มีแนวโน้มขยายตัวต่อเนื่อง มีวงจรราคาในทิศทางขาขึ้น
    และมีวงจรราคาแตกต่างไปจากผลิตภัณฑ์อื่นๆ ที่บริษัทดำเนินการอยู่ นอกจากนั้นบริษัท วีนิไทย
    ได้ขยายกำลังการผลิต VCM ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิต PVC ขึ้นอีก 200,000 ตันต่อปี
    รวมเป็น 400,000 ตันต่อปีแล้วเสร็จไตรมาส 1 ปี 2550
    ซึ่งทำให้ความสามารถในการแข่งขันของบริษัท วีนิไทยดีขึ้น
    และช่วยรองรับเอทิลีนจากการขยายกำลังการผลิตของ PTTCH อีกด้วย
    การที่จะเข้าไปร่วมถือหุ้นใน บริษัท วีนิไทย จึงก่อให้เกิด Synergy
    และเป็นวิธีที่เร็วที่สุดในการขยายธุรกิจสู่อุตสาหกรรม PVC โดยบริษัทฯถือหุ้นสามัญในบริษัท
    วีนิไทยคิดเป็นสัดส่วน 24.98 %

-   บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด : PTTCH ได้ร่วมทุน กับ ปตท. และบริษัท อะโรเมติกส์ จำกัด
    (มหาชน) ในสัดส่วน 30 : 40 : 30 ตามลำดับ จัดตั้งบริษัท พีทีที ฟีนอล เพื่อผลิตสารฟีนอล
    (Phenol) ขนาดกำลังผลิต 200,000 ตันต่อปี และ อะซีโตน 125,000 ตันต่อปี
    ซึ่งเป็นวัตถุดิบขั้นต้นในการผลิตโพลีคาร์บอเนต ที่ใช้เป็นพลาสติกวิศวกรรม เช่น แผ่นซีดี
    ชิ้นส่วนรถยนต์ และคอมพิวเตอร์ เงินลงทุนในส่วนของ PTTCH 42.5 ล้านเหรียญสหรัฐ
    คาดว่าโรงงานจะแล้วเสร็จและเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 3 ปี 2551

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด : เป็นบริษัทฯ ร่วมทุนระหว่าง ปตท. PTTCH และ ATC
    ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 40 : 20 ตามลำดับ
    เพื่อลงทุนก่อสร้างโรงงานผลิตสาธารณูปโภคได้แก่ ไฟฟ้า ไอน้ำ และน้ำ
    เพื่อใช้ในกระบวนการผลิตของโรงงานในกลุ่ม ปตท. เป็นหลัก โดยแบ่งออกเป็น 2 โครงการ
    คือ Central Utility Plant 1 (CUP1) เริ่มดำเนินการระยะที่ 1 และ 2 ในไตรมาส
    2 ปี 2549 และระยะที่ 3 ในไตรมาส 4 ปี 2550 และ Central Utility Plant 2
    (CUP2) เริ่มดำเนินการในไตรมาส 3 ปี 2551

-   บริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด : PTTCH ได้ร่วมทุน กับ ปตท. และ บริษัท
    บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด (มหาชน) (BPE) จัดตั้งบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง
    เพื่อดำเนินธุรกิจด้านการตลาดเกี่ยวกับผลิตภัณฑ์โพลิเมอร์ทั้งในและต่างประเทศ
    เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2548 ต่อมาเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549
    ปตท.ได้ซื้อหุ้นสามัญของบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด จาก BPE ทั้งหมด ทำให้
    ปตท.และ PTTCH ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 75 และ 25 ตามลำดับ

-   บริษัท เอ็นพีทีซี เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริง เซอร์วิสเซส จำกัด : PTTCH และ PTT
    ได้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 60 : 40 จัดตั้งบริษัทเพื่อดำเนินธุรกิจบริการงานบำรุงรักษา
    งานออกแบบและวิศวกรรม
    ให้กับบริษัทในกลุ่มปิโตรเลียมและปิโตรเคมีภายในนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุดและกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นๆ
    ในประเทศและภูมิภาคเอเซีย

-   บริษัท เอ็นพีซี เซฟตี้ แอนด์ เอ็นไวรอนเมนทอล เซอร์วิส จำกัด : PTTCH ถือหุ้นร้อยละ
    100 เพื่อดำเนินธุรกิจงานบริการด้านเทคโนโลยีการป้องกันอัคคีภัยแก่ลูกค้าในกลุ่มบริษัท ปตท.
    และลูกค้าทั่วไป เช่น หน่วยงานราชการและเอกชนต่างๆ
    เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการป้องกันแลระงับเหตุฉุกเฉิน
    และยังเป็นศูนย์กลางในการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมของกลุ่มบริษัทที่ได้ระดับมาตรฐานสากล

-   บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด(มหาชน) (BPE) : PTTCH ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 100
    ตั้งแต่วันที่ 2 ตุลาคม 2549
    เพื่อประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายเม็ดพลาสติกโพลีเอททีลีนชนิดความหนาแน่นสูง
    (High Density Polyethylene : HDPE) ปัจจุบันมีกำลังการผลิต 250,000 ตันต่อปี
    โรงงานตั้งอยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง ทั้งนี้ ทางบริษัทฯ
    ได้มีโครงการขยายกำลังการผลิต HDPE จากกำลังการผลิตในปัจจุบันเป็น 500,000 ตันต่อปี
    ใช้เงินลงทุนประมาณ 168 ล้านเหรียญสหรัฐ เริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2552

-   บริษัท พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด (PTT ICT) : เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.
    ปตท.สผ. PTTCH ATC และ TOP ในสัดส่วนร้อยละ 20 เท่ากันทุกบริษัท
    เพื่อให้บริการด้านเทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสารแก่บริษัทในกลุ่ม ปตท. โดยกลุ่ม ปตท.
    จะได้รับผลประโยชน์ด้านการบริหารจัดการสินทรัพย์ การบริการและการสร้างศักยภาพทางด้าน
    ICT และเพิ่มประสิทธิภาพการลงทุนด้าน ICT รวมถึงเป็นพื้นฐานในการสนับสนุน Synergy
    ด้านอื่นๆ ร่วมกันภายในกลุ่ม ปตท.โดยเริ่มดำเนินการในวันที่ 1 กรกฎาคม 2549

(6) การออกหุ้นสามัญเพิ่มทุนจดทะเบียน 

เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2549 PTTCH ได้ดำเนินการเพิ่มทุนจำนวน 358,974,300 หุ้น
ในราคาหุ้นละ 78 บาท ส่งผลให้ PTTCH มีทุนจดทะเบียนจากเดิม 11,311,410,000 บาท
(หุ้นสามัญจำนวน 1,131,141,000 หุ้น) เป็น 14,901,153,000 บาท (หุ้น-สามัญจำนวน
1,490,115,300 หุ้น) จากนั้นในวันที่ 28 กันยายน และ 28 ธันวาคม 2550
ได้ดำเนินการเพิ่มทุนภายใต้โครงการเสนอขายใบสำคัญแสดงสิทธิและหุ้นสามัญที่ออกใหม่เพื่อรองรับใบสำคัญแสดงสิทธิให้แก่กรรมการ
ผู้บริหาร ที่ปรึกษาและพนักงานของบริษัทฯ พนักงานของ ปตท. และบริษัทในเครือของ ปตท.
ที่ส่งมาปฏิบัติหน้าที่ในบริษัทฯ เต็มเวลา
("Secondment") และผู้รับช่วงซื้อหลักทรัพย์ (ESOP) จำนวน 5,756,300 หุ้น และ 700,
000หุ้น ตามลำดับ ในราคาหุ้นละ 66.5บาท ทำให้ PTTCH มีทุนจดทะเบียนสิ้นปี 2550 เป็น
14,965,716,000 บาท

3.3.1.2 บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด (PTTPM)

ก่อตั้งเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2548
เพื่อประกอบธุรกิจด้านการตลาดและจำหน่ายผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ทั้งในและต่าง ประเทศ
ให้กับบริษัทในกลุ่ม ปตท. ด้วยทุนจดทะเบียน 40 ล้านบาท ผู้ถือหุ้นประกอบด้วย ปตท., บริษัท
ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) และบริษัท บางกอกโพลีเอททิลีน จำกัด ในสัดส่วนร้อยละ 75 :
25 : 25 ตามลำดับ โดยมีที่ตั้งสำนักงานที่ อาคารสำนักงาน ปตท. คลังน้ำมันพระโขนง กรุงเทพฯ
เริ่มดำเนินกิจการในเชิงพาณิชย์ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2548
โดยจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกของบริษัทในกลุ่ม ปตท.

เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2549 คณะกรรมการ ปตท. มีมติอนุมัติให้ ปตท.ซื้อหุ้นสามัญของ PTTPM
ที่บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด (มหาชน) ถืออยู่ในสัดส่วนร้อยละ 25
ตามนโยบายการปรับโครงสร้างธุรกิจปิโตรเคมีสายโอเลฟินส์ โดย ปตท.
ได้รายงานการชำระเงินค่าหุ้นต่อตลาดหลักทรัพย์ฯ เมื่อ 7 กันยายน 2549
ทำให้สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. เป็นร้อยละ 75 และบริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน)
ถือหุ้นร้อยละ 25

(1) การจัดหาผลิตภัณฑ์

PTTPM รับผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก PE และผลิตภัณฑ์พลอยได้จากโรงงานผลิตเม็ดพลาสติกของ PTTCH
BPE และ PP จากโรงงานบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC) รวมถึงบริษัทฯ
มีแผนรับผลิตภัณฑ์จากโรงงานผลิตโพลิเมอร์อื่นๆของกลุ่มปตท. ที่กำลังดำเนินการก่อสร้าง ได้แก่
บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด (PTTPE) นอกจากนี้ บริษัทฯยังจัดหาผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกวิศวกรรม
เช่น Nylon 6, POM, PBT และอื่นๆ
จากการนำเข้ามาจัดจำหน่ายเพื่อสนองความต้องการของลูกค้า

(2) การจัดจำหน่าย

PTTPM จัดจำหน่ายเม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ ทั้งในประเทศและต่างประเทศ ผ่านระบบตัวแทนจำหน่าย
(Agents) และขายโดยตรง

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ PTTPM ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 7 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 5 คน
นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการของบริษัท

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ PTTPM ในช่วงปี 2548 (1 กันยายน – 31 ธันวาคม 2548) – 2550
  เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  -------------------------- --------------------- ---------- ------------
  งบเดี่ยว                     1 กันยายน – 31 ธันวาคม  ปี 2549     ปี 2550
                             2548                             

  รายได้รวม                   6,948                 21,758     24,593

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)        (6,946)               (21,704)   (24,526)

  กำไร (ขาดทุน)               8                     (42)       21
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                             

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ           10                    12         88

                             1 กันยายน – 31 ธันวาคม  ปี 2549     ปี 2550
                             2548                             

  สินทรัพย์รวม                  1,983                 1,873      2,779

  หนี้สินรวม                    1,933                 1,811      2,629

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                50                    62         150
  -------------------------- --------------------- ---------- ------------

3.3.1.3 บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2547 ได้มีมติอนุมัติให้
ปตท.ร่วมทุนกับบริษัท
อะโรเมติกส์ จำกัด (มหาชน) (ATC) บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) (NPC)
และบริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) (TOC) ลงทุนในโครงการฟีนอล ในสัดส่วนร้อยละ 40
: 20 : 20 : 20 ตามลำดับ เพื่อผลิตสารฟีนอล ขนาดกำลังการผลิต 200,000 ตันต่อปี
และอะซีโตน 125,000 ตันต่อปี วงเงินลงทุนทั้งหมด 200 ล้านเหรียญสหรัฐ
โดยได้ดำเนินการจัดตั้งบริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2547 ทั้งนี้
จากการควบบริษัทระหว่าง NPC กับ TOC เป็น บริษัท ปตท.เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH)
เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548 ทำให้สัดส่วนการถือหุ้นในบริษัทฯ เปลี่ยนเป็น ปตท. PTTCH และ ATC
ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 40 : 20 ตามลำดับ

ปัจจุบันประเทศไทยต้องนำเข้า Phenol ปีละประมาณ 150,000 ตัน ซึ่งนำมาใช้ในการผลิต
Bis-phenol A (BPA) และ Polycarbonate (PC) ตามลำดับ
ปตท.ได้เล็งเห็นโอกาสในการผลิต Phenol เพื่อทดแทนการนำเข้า รวมทั้งการผลิต Phenol
ต้องใช้เบนซินและโพรพิลีนเป็นวัตถุดิบในการผลิต ซึ่งในกลุ่มปิโตรเคมีของ
ปตท.เองมีการผลิตทั้งเบนซินและโพรพิลีนอยู่แล้ว การลงทุนผลิตสาร Phenol
จึงนับเป็นการเพิ่มมูลค่าให้กับผลิตภัณฑ์ในกลุ่มปิโตรเคมีของ ปตท.อีกด้วย

เมื่อวันที่ 26 มกราคม 2549 คณะกรรมการ ปตท. มีมติอนุมัติการเพิ่มวงเงินลงทุนเป็นประมาณ
283.4 ล้านเหรียญสหรัฐ เพื่อให้สอดคล้องกับราคาวัสดุและค่าก่อสร้างที่สูงขึ้น
และต่อมาได้มีการควบรวมกิจการระหว่างบริษัท ATC และโรงกลั่น RRC ภายใต้ชื่อบริษัทใหม่ว่า
บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) หรือ PTTAR
ดังนั้นจึงทำให้โครงสร้างผู้ถือหุ้นเปลี่ยนแปลงเป็น ปตท. : PTTCH : PTTAR ในอัตราร้อยละ 40
: 30 : 30 ตามลำดับ

การลงทุนในโครงการผลิตสารฟีนอล ถือเป็นการดำเนินการตามกลยุทธ์ ปตท.
ในการขยายการลงทุนไปสู่ธุรกิจปลายน้ำที่มีกำไรและสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับผลิตภัณฑ์จากกลุ่มบริษัทปิโตรเคมีของ
ปตท. โดยการใช้วัตถุดิบโพรพิลีนจาก PTTCH ปริมาณ 95,000 ตันต่อปี และเบนซีนจาก PTTAR
ปริมาณ 180,000 ตันต่อปี เพื่อผลิตสารฟีนอลทดแทนการนำเข้า
ซึ่งปัจจุบันประเทศไทยมีการนำเข้าประมาณ 150,000 ตันต่อปี โดยบริษัทฯ
มีแผนการขายฟีนอลภายในประเทศไม่น้อยกว่า 100,000 ตันต่อปี และส่งออกส่วนที่เหลือ
โดยมุ่งเน้นตลาดแถบเอเชียตะวันออกและเอเชียตะวันออกเฉียงใต้เป็นหลัก ทั้งนี้ โรงงานฯ
จะตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมตะวันออก ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง
และคาดว่าจะเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในปี 2551

3.3.1.4 บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC)

บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC) เดิมชื่อ บริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทย จำกัด
(มหาชน) (TPI) เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจอุตสาหกรรมปิโตรเคมีครบวงจร โดยเริ่มผลิตเม็ดพลาสติกในปี 2525
และได้ขยายการดำเนินธุรกิจเพิ่มขึ้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต่างๆ
จนสามารถผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีครบวงจรในปี 2543
จากสภาวะวิกฤตเศรษฐกิจของประเทศและการประกาศเปลี่ยนแปลงระบบอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศในเดือนกรกฏาคม
2540 ส่งผลกระทบต่อฐานะการเงินของบริษัทฯ
อย่างรุนแรงจนบริษัทต้องเข้าอยู่ภายใต้การฟื้นฟูกิจการเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2543
หลังจากนั้นบริษัทฯได้มีการดำเนินการตามแผนฟื้นฟูกิจการจนเป็นผลสำเร็จ โดย ปตท.
และกลุ่มผู้ร่วมลงทุนชำระเงินค่าหุ้นเพิ่มทุน เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2548 ทำให้ ปตท.
ถือหุ้นในบริษัทฯ เป็นสัดส่วนร้อยละ 31.5 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่น ได้แก่ ธนาคารออมสิน
กองทุนรวมวายุภักษ์หนึ่ง และกองทุนบำเหน็จบำนาญข้าราชการ และเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2549
ศาลล้มละลายกลางได้มีคำสั่งยกเลิกการฟื้นฟูกิจการของบริษัทฯ

โรงงานของบริษัทฯ ตั้งอยู่ที่ตำบลเชิงเนิน อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง
ประกอบด้วยโรงกลั่นน้ำมันและโรงงาน ปิโตรเคมีครบวงจร โดยโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
สามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ รวมถึงผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่น คือ น้ำมันหล่อลื่น
ยางมะตอย ผลิตภัณฑ์น้ำมันส่วนหนึ่งนำมาใช้เป็นวัตถุดิบของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ได้แก่ โอเลฟินส์
อะโรเมติกส์ ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิตเม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ ได้แก่ เม็ดพลาสติกชนิด High
Density Polyethylene (HDPE), Polypropylene (PP), Acrylonitrile Butadiene
Styrene (ABS), Styrene Acrylonitril (SAN), Expanded Polystyrene (EPS)
และ Polystyrene (PS)
เพื่อจำหน่ายให้ผู้ประกอบการในอุตสาหกรรมพลาสติกขั้นต่อเนื่องนำไปเป็นวัตถุดิบเพื่อผลิตเป็นผลิตภัณฑ์พลาสติกสำเร็จรูปชนิดต่างๆ
บริษัทฯ มีสาธารณูปโภคที่ใช้ในการสนับสนุนการดำเนินงานของบริษัทฯ เช่น ท่าเรือน้ำลึก คลังน้ำมัน
โรงไฟฟ้า ทำให้บริษัทฯได้เปรียบด้านการบริหารจัดการและสามารถประหยัดต้นทุนโดยขนาด
(Economy of Scale) เช่น ค่าขนส่งวัตถุดิบ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบหลักของบริษัทมากกว่าร้อยละ 90 คือ น้ำมันดิบ (Crude)
โดยน้ำมันดิบส่วนใหญ่นำเข้าจากกลุ่มประเทศในตะวันออกกลาง บริษัทฯ
มีนโยบายจัดหาวัตถุดิบจากแหล่งต่างๆ ที่นำมาผลิตแล้วให้ผลตอบแทนสูงสุด ปัจจุบัน IRPC
ซื้อน้ำมันดิบบางส่วนผ่านบริษัทในกลุ่มปตท. เพื่อลดค่าใช้จ่ายต่างๆ เช่น ค่า L/C, ค่าขนส่ง เป็นต้น

(2) การจัดจำหน่าย

-   ผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก

บริษัทฯ มีนโยบายเน้นการขายในประเทศ โดยเป็นการขายผ่านตัวแทนจำหน่าย และการขายตรง
ส่วนการขายต่างประเทศจะขายผ่านตัวแทนการค้าในต่างประเทศ และในอนาคตอันใกล้ บริษัทฯ
มีนโยบายจะขายผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกผ่านบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด
ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ ปตท. เพิ่มเป็นทางเลือกนอกเหนือจากขายผ่านตัวแทนจำหน่าย
และการขายตรงที่ผ่านมา

-   ผลิตภัณฑ์น้ำมัน

ผลิตภัณฑ์น้ำมัน มีลักษณะช่องทางการจำหน่าย ได้แก่ การจำหน่ายผ่านสถานีบริการ (Retail),
การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง , การจำหน่ายให้ลูกค้าขายส่ง (Wholesales),
การจำหน่ายให้ลูกค้ามาตรา 7, การส่งออก (Export) ให้กับผู้ค้าน้ำมันในต่างประเทศ ,
การจำหน่ายน้ำมันดีเซล หรือ Automotive Diesel Oil (ADO) และ น้ำมันเตา (Fuel Oil)
ให้กับเรือที่มาใช้บริการท่าเทียบเรือของ IRPC และการจำหน่ายน้ำมันให้กับสมาคมประมงในน่านน้ำ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ IRPC ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 17 คน (ณ วันที่ 20 เมษายน 2550)
เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ IRPC ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการใหญ่

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ IRPC ในปี 2548 - 2550 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| งบรวม                          | ปี 2548    | ปี 2549    | ปี 2550    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   รายได้รวม                     | 206,292   | 207,001   | 231,042   |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   ค่าใช้จ่ายรวม                   | (177,938) | (202,618) | (219,307) |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน | 28,353    | 2,451     | 1,265     |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   กำไร (ขาดทุน) สุทธิ             | 60,770    | 6,823     | 12,986    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|                                | ปี 2548    | ปี 2549    | ปี 2550    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   สินทรัพย์รวม                    | 152,677   | 127,828   | 130,814   |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   หนี้สินรวม                      | 51,966    | 44,875    | 40,399    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   ส่วนของผู้ถือหุ้น                  | 100,710   | 82,953    | 90,415    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+

(5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

หลังจากบริษัทฯ ได้ออกจากแผนฟื้นฟูกิจการเมื่อเมษายน 2549 IRPC มีโครงการลงทุนต่างๆ
เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตและลดค่าใช้จ่ายลง ได้แก่
โครงการปรับปรุงโรงกลั่นน้ำมันเพื่อให้ได้ตามมาตรฐานยูโร 4 ซึ่งจะประกาศใช้ปี 2555,
โครงการขยายกำลังการผลิตของโรงกลั่น (debottleneck),
โครงการสร้างโรงไฟฟ้าแห่งใหม่เพื่อใช้ภายใน, โครงการขุดลอกท่าเรือน้ำลึก เป็นต้น

  (6) การจัดหาเงินกู้ใหม่

ที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้นบริษัทฯ ครั้งที่ 1/2549 เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2549
มีมติอนุมัติให้ออกหุ้นกู้ไม่มีหลักประกัน ไม่ด้อยสิทธิในวงเงินไม่เกิน 600 ล้านเหรียญสหรัฐ หรือ
เทียบเท่าในเงินสกุลต่างประเทศ และ/ หรือ สกุลบาท ภายในระยะเวลา 4 ปี (2549-2552)

คณะกรรมการบริษัทฯ ได้มีมติในการประชุมครั้งที่ 5/2550 เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2550
อนุมัติให้บริษัทฯ เสนอขายหุ้นกู้ไม่มีหลักประกัน และไม่ด้อยสิทธิ โดยเสนอขายต่อผู้ลงทุนสถาบัน
ตามรายละเอียด ดังนี้

1. หุ้นกู้สกุลเหรียญสหรัฐ จำนวน 200-250 ล้านเหรียญสหรัฐ อายุ 10 ปี โดยมี Barclays
Capital และ Citigroup Global Markets เป็นผู้จัดการ การจัดจำหน่าย
และได้รับการจัดอันดับความน่าเชื่อถือจาก Moody’s และ S&P ที่ระดับ Baa3 และ BBB-
ตามลำดับ

2. หุ้นกู้สกุลบาท จำนวน 10,000 ล้านบาท อายุ 7-10 ปี

ทั้งนี้ เงินที่ได้รับจากการจำหน่ายหุ้นกู้จะนำไปชำระคืนเงินกู้ระยะสั้น (Bridge Loan)
ซึ่งจะครบกำหนดชำระในวันที่ 29 กันยายน 2550

3.3.1.5 บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC)

บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC) จัดตั้งเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2526
โดยนักลงทุนฝ่ายไทยและต่างประเทศ ในสัดส่วน ร้อยละ 51 : 49 ตามลำดับ
เพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP)
ซึ่งปัจจุบันมีกำลังการผลิต 450,000 ตัน/ปี โดยโรงงานตั้งอยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จ.
ระยอง

เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2549 คณะกรรมการ ปตท. มีมติเห็นชอบในการเข้าลงทุนในบริษัท เอ็ชเอ็มซี
โปลีเมอส์ ในสัดส่วนร้อยละ 40 คิดเป็นจำนวนเงินประมาณ 250 ล้านเหรียญสหรัฐ
พร้อมทั้งได้ลงนามในสัญญาการซื้อหุ้น (Share Acquisition Agreement) และสัญญาผู้ถือหุ้น
(Shareholders Agreement) และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ทั้งนี้การดำเนินการดังกล่าวแล้วเสร็จ
และ ปตท. ได้ชำระเงินค่าซื้อหุ้นเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2549 ทั้งนี้สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท.
กลุ่มนักลงทุนไทย และ Basell Thailand Holdings B.V. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550
คือร้อยละ 41.44 : 30.00 : 28.56 ตามลำดับ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

 วัตถุดิบหลักของบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ คือ โพรพิลีน (Propylene) ซึ่งจัดหามาจากภายในประเทศภายใต้สัญญาซื้อขายระยะยาว

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัทฯ จำหน่ายเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP) ในประเทศและส่งออกต่างประเทศ บริษัทฯ
ได้จำหน่ายเม็ดพลาสติกในประเทศคิดเป็นมูลค่าประมาณร้อยละ 80 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 20
เป็นการส่งออกไปยังประเทศต่างๆ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอร์ ทั้งหมด 10 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน
และ ปตท. ได้ส่งตัวแทนเข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัทฯ ตามข้อตกลงที่มีระหว่างผู้ถือหุ้น

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ ในช่วงปี 2548 –2550 เป็นดังนี้
หน่วย: ล้านบาท

+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| งบรวม                          | ปี 2548    | ปี 2549    | ปี 2550    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| รายได้รวม                       | 19,144    | 22,193    | 19,569    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)            | (16,156)  | (19,269)  | (17,139)  |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน   | 30        | (46)      | (87)      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ               | 3,018     | 2,878     | 2,321     |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------------- ------------ ------------- ------------
                                    ปี 2548       ปี 2549        ปี 2550

  สินทรัพย์รวม                         10,226       18,932        21,209

  หนี้สินรวม                           3,145        4,268         3,092

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                       7,081        14,664^(/1)   18,117

  อัตราการใช้กำลังการผลิต (ร้อยละ)       85           95            86
  --------------------------------- ------------ ------------- ------------

/1 Equities + Net Surplus on Investment Revaluation

 (5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

โครงการ Propane Dehydrogenation and Polypropylene (PDH/PP): บริษัท เอ็ชเอ็มซี
โปลีเมอส์ อยู่ระหว่างดำเนินการโครงการซึ่งประกอบด้วย 2 ส่วน คือ โรงงาน PDH ขนาด
310,000 ตัน/ปี และโรงงาน PP ขนาด 300,000 ตัน/ปี
โดยจะรับวัตถุดิบเป็นก๊าซโพรเพนประมาณ 388,000 ตัน/ปี จากโรงแยกก๊าซฯ ปตท.
เพื่อผลิตเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP) ประมาณ 300,000 ตัน/ปี
โดยจะมุ่งเน้นการผลิตเม็ดพลาสติก PP Specialty Grade ซึ่งมีราคาสูงกว่าเม็ดพลาสติก PP
Commodity Grade ทั่วไป คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จและเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ในไตรมาส 3 ปี
2552

3.3.1.6 บริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด (PTTAC)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2549 มีมติให้ ปตท. จัดตั้ง บริษัท พีทีที
อาซาฮี เคมิคอล จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท., Asahi Kasei Chemicals
Corporation (Asahi) และ Marubeni Corporation (Marubeni) ในสัดส่วน ปตท. :
Asahi : Marubeni เท่ากับ 47.5 : 47.5 : 5 และได้จดทะเบียนจัดตั้งบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 1
สิงหาคม 2549 ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว 200 ล้านบาท

วัตถุประสงค์ของ PTTAC เพื่อก่อสร้างโรงงานผลิตสาร Acrylonitrile (AN :
อะคริโลไนไตรล์) ขนาด 200,000 ตันต่อปี ซึ่งนำไปใช้ในการผลิตเสื้อผ้า พรม
และส่วนประกอบของอุปกรณ์ไฟฟ้าและดำเนินการในเบื้องต้นเพื่อเตรียมพร้อมสำหรับการร่วมทุนก่อสร้างโรงงาน
และผลิตสาร Methyl Methacrylate (MMA) ที่กำลังการผลิต 70,000 ตัน/ปี
ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิตเม็ดพลาสติก PMMA เป็นหลัก โดยจะใช้เทคโนโลยีใหม่ล่าสุดของ AKCC
และเป็นครั้งแรกของโลกที่สามารถใช้ก๊าซโพรเพนจากโรงแยกก๊าซฯ ของ
ปตท.เป็นวัตถุดิบแทนโพรพิลีน โดยคาดว่าจะเริ่มผลิตปี 2553 นอกจากนี้ ปตท. และ Asahi
อยู่ในระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ของการลงทุนการผลิตเม็ดพลาสติก Poly
MethylMethacrylate ( PMMA : โพลีเมททิลเมตาคริวเลต) ขนาด 25,000 ตันต่อปี
ซึ่งนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตเป็นสิ่งของพลาสติกที่โปร่งใสและทนทาน เช่น
กระจกไฟท้ายรถยนต์ เลนส์แว่นตา หลังคาแบบโปร่งใส จอโทรศัพท์มือถือ จอโทรทัศน์แบบจอแบน
จอคอมพิวเตอร์ เป็นต้น

ที่ตั้งของโครงการอยู่ในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมตะวันออก จ. ระยอง
เพื่อรองรับความต้องการของสาร AN, MMA และเม็ดพลาสติก PMMA เพื่อจำหน่ายภายในประเทศ
และส่งออกบางส่วน โดยใช้ก๊าซโพรเพนจากโรงแยกก๊าซฯ ปตท. หน่วยที่ 6 และ Acetone จาก
บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL) เป็นวัตถุดิบหลักในการผลิต

7.  บริษัท พีทีที โพลีเมอร์โลจิสติกส์ จำกัด (PTTPL)

บริษัท พีทีที โพลิเมอร์ โลจิสติกส์ จำกัด ก่อตั้งเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2549 โดย ปตท.
ถือหุ้นทั้งหมดแต่ผู้เดียว เพื่อดำเนินธุรกิจด้านโลจิสติกส์แบบครบวงจรประกอบด้วย การบรรจุ
การจัดเก็บ การบริหารคลังสินค้า และการขนส่งให้แก่บริษัทผู้ผลิตเม็ดพลาสติกของกลุ่มบริษัท ปตท.
ให้บริการงานโลจิสติกส์สำหรับเม็ดพลาสติกประมาณ 1.65 ล้านตันต่อปี
และจะขยายงานเพิ่มขึ้นตามการขยายตัวของธุรกิจปิโตรเคมีของกลุ่ม ปตท. โดยมีทุนจดทะเบียน
1,200 ล้านบาท เรียกชำระแล้ว 600 ล้านบาท (50% ของทุนจดทะเบียน)

วัตถุประสงค์หลักของการจัดตั้งบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ โลจิสติกส์ ขึ้นนั้น
เพื่อให้เป็นหน่วยงานที่ให้บริการด้าน
โลจิสติกส์ครบวงจรแก่บริษัทปิโตรเคมีกลุ่ม ปตท. ในราคาที่แข่งขันได้ในตลาด
และมุ่งเน้นการให้บริการที่มีประสิทธิภาพ และทันสมัย ซึ่งจะสอดคล้องกับกลยุทธ์ในด้าน Achieve
Cost Competitiveness และสร้างความแข็งแกร่งให้กับธุรกิจปิโตรเคมีของ กลุ่ม ปตท.

บริษัทได้มีการลงทุนในโครงการก่อสร้างศูนย์โลจิสติกส์ ซึ่งจะก่อสร้างบนพื้นที่ 87.67 ไร่ ณ
ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาดจัดเก็บสินค้า 1, 200,000 ตัน
โดยคาดว่าจะดำเนินการก่อสร้างศูนย์โลจิสติกส์แล้วเสร็จและเริ่มดำเนินการให้บริการเต็มรูปแบบได้ภายในไตรมาส
3 ปี 2552

(1) การบรรจุ การจัดเก็บ และการบริหารคลังสินค้า

ปัจจุบัน PTTPL ให้บริการบรรจุสินค้า เลือกจัดเก็บ/ ส่งออกสินค้า
รวมทั้งจัดเก็บข้อมูลของเม็ดพลาสติกให้แก่ คลังสินค้าโรงงาน PTTCH และ BPE

(2) การขนส่งสินค้า

PTTPL ให้บริการขนส่งเม็ดพลาสติกทั้งในประเทศและต่างประเทศ โดยให้บริการขนส่งแบบ Multi
Modal ทั้งทางรถไฟ ขนส่งหลายรูปแบบ (รถ-รถไฟ) รวมถึงการขนส่งทางเรือด้วย

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ PTTPL ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 3 คน
นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ PTTPL
ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการ

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ PTTPL ในช่วง ปี 2549 (11 กันยายน – 31 ธันวาคม 2549) –
  2550 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------ ------------------------ ---------------
  งบเดี่ยว                         11 ก.ย. – 31 ธ.ค. 2549   ปี 2550

  รายได้รวม                       23                       202

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)            (24.5)                   (192)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน   -                        -

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ               (1.5)                    9

                                 11 ก.ย. – 31 ธ.ค. 2549   ปี 2550

  สินทรัพย์รวม                      322                      656

  หนี้สินรวม                        24                       48

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                    298                      608
  ------------------------------ ------------------------ ---------------

(5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

บริษัทฯ อยู่ในระหว่างการดำเนินโครงการก่อสร้างศูนย์โลจิสติกส์ของกลุ่ม ปตท. บนพื้นที่
140,249.32 ตารางเมตร (จำนวน 87.67 ไร่) ณ ตำบลมาบตาพุด
จังหวัดระยองโดยมีขนาดจัดเก็บสินค้า 1.2 ล้านตัน คาดว่าจะเริ่มเปิดให้บริการใน ไตรมาส 3 ปี
2552

8.  บริษัท เอ็นพีทีซี เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริง เซอร์วิสเซส จำกัด (NPTC)

ก่อตั้งเมื่อเดือน กรกฎาคม 2547 โดยการร่วมทุนระหว่าง บริษัท Toyo-Thai Corporation
Ltd. และ บริษัท ปิโตรเคมี แห่งชาติ จำกัด (มหาชน) ซึ่งปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น บริษัท ปตท.
เคมิคอล จำกัด (มหาชน)ในอัตราส่วน 40 : 60 เพื่อประกอบธุรกิจด้านวิศวกรรม
การออกแบบก่อสร้าง และงานก่อสร้างโครงการต่างๆ รวมทั้งให้บริการงานซ่อมบำรุงต่างๆ
ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและโรงงานอุตสาหกรรมทุกประเภท โดยสำนักงานของบริษัทตั้งอยู่ที่ 14
ถนนไอ-หนึ่ง ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมือง ระยอง

เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2550 คณะกรรมการ ปตท.
มีมติเห็นชอบต่อนโยบายการจัดตั้งหน่วยงานกลางด้านซ่อมบำรุง และวิศวกรรม (Maintenance &
Engineering: M&E) สำหรับให้บริการบริษัทในกลุ่ม ปตท. โดยให้ซื้อหุ้นในบริษัทเอ็นพีทีซี
เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริ่ง เซอร์วิสเซส จำกัด (NPTC) จำนวน 168,490 หุ้น
หรือร้อยละ 40 ในราคาหุ้นละ 166.1820 บาท จากบริษัท Toyo Thai Corporation โดย
ปตท. ได้ชำระค่าหุ้นเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2551
ทำให้โครงสร้างการถือหุ้นของบริษัทในปัจจุบันเป็น สัดส่วนของ บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด
(มหาชน) ร้อยละ 60 และ ปตท. ร้อยละ 40

(1) การให้บริการ

บริษัท NPTC ให้บริการด้านซ่อมบำรุง และวิศวกรรม (Maintenance & Engineering: M&E)
การออกแบบ

ก่อสร้าง และงานก่อสร้างโครงการต่างๆ สำหรับ บริษัทในกลุ่ม ปตท. และลูกค้าทั่วไป

(2) การบริหาร

  คณะกรรมการ NPTC ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 2 คน

(3) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ NPTC ในช่วงปี 2547 (4 สิงหาคม – 31 ธ.ค. 2547) – ปี 2550
  เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------- ------------- ----------- ----------- -----------
  งบรวม                  4 ส.ค. -31    ปี 2548      ปี 2549      ปี 2550
                         ธ.ค. 2547                             

  รายได้รวม               16.5          183.7       488.2       201.0

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)    (15.7)        (187.6)     (446.1)     (536.6)

  กำไร (ขาดทุน)           -             -           -           -
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                              

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ       0.8           (3.9)       41.1        21.9

                         4 ส.ค. -31    ปี 2548      ปี 2549      ปี 2550
                         ธ.ค. 2547                             

  สินทรัพย์รวม              23.6          90.0        209.8       201.7

  หนี้สินรวม                7.8           63.1        129.7       99.7

  ส่วนของผู้ถือหุ้น            15.8          26.9        80.1        102.0
  ---------------------- ------------- ----------- ----------- -----------

3.3.2 ธุรกิจการกลั่น

ปตท.ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันผ่านบริษัทในเครือรวมทั้งสิ้น 4 บริษัทได้แก่บริษัท ไทยออยล์
จำกัด (มหาชน) (ไทยออยล์) บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (PTTAR)
บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด
(มหาชน) (บางจาก)

ปตท.ดำเนินธุรกิจขายน้ำมันดิบที่ ปตท.จัดหามาจากแหล่งน้ำมันในประเทศและต่างประเทศให้กับ 4
บริษัทข้างต้น โดยน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศทั้งหมดจะขายให้กับ ไทยออยล์ และ บางจาก

นอกจากการขายน้ำมันดิบให้กับโรงกลั่นแล้ว ปตท.ยังรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากทั้ง 4
บริษัทเพื่อจำหน่ายต่อให้แก่ลูกค้าของกลุ่มธุรกิจน้ำมัน ซึ่งโดยทั่วไปแล้ว
ปริมาณผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ ปตท.รับซื้อจะอ้างอิงจากสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท.ในบริษัทนั้นๆ

ในช่วงระยะเวลาสามปีที่ผ่านมา โรงกลั่นน้ำมันของแต่ละบริษัทในเครือ ปตท.
มีกำลังการกลั่นและอัตราการใช้กำลังการกลั่นที่เกิดจากการนำน้ำมันดิบและวัตถุดิบเข้ากลั่น ดังนี้

  หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

+---------+--------+--------+-------+--------+-------+-------+-------+
| โรงกลั่น  | กำลัง   | ปี 2548 |       | ปี 2549 |       | ปี     |       |
|         |        |        |       |        |       | 2550  |       |
|         | การกลั่น |        |       |        |       |       |       |
+---------+--------+--------+-------+--------+-------+-------+-------+
|         |        | ปริมาณ  | อัต    | ปริมาณ  | อัต    | ปริมาณ | อัต    |
|         |        |        | ราการ |        | ราการ | น     | ราการ |
|         |        | น      |       | น      |       | ้ำมันดิบ |       |
|         |        | ้ำมันดิบ/ | ใ     | ้ำมันดิบ/ | ใ     |       | ใ     |
|         |        |        | ช้กำลัง |        | ช้กำลัง | /     | ช้กำลัง |
|         |        | วัตถุดิบ  |       | วัตถุดิบ  |       | วัตถุดิบ |       |
|         |        |        | ก     |        | ก     |       | ก     |
|         |        | ที่ใช้กลั่น | ารกลั่น | ที่ใช้กลั่น | ารกลั่น | ท     | ารกลั่น |
|         |        |        |       |        |       | ี่ใช้กลั่น |       |
|         |        |        | (ร    |        | (ร    |       | (ร    |
|         |        |        | ้อยละ) |        | ้อยละ) |       | ้อยละ) |
+---------+--------+--------+-------+--------+-------+-------+-------+
| ไทยออยล์ | 275    | 226    | 102.9 | 229    | 101.9 | 209   | 91.2  |
| ^(/1)   |        |        |       |        |       |       |       |
+---------+--------+--------+-------+--------+-------+-------+-------+
| PTT     | 145    | 139    | 95.7  | 154    | 106.0 | 146   | 100.7 |
| AR^(/2) |        |        |       |        |       |       |       |
+---------+--------+--------+-------+--------+-------+-------+-------+
| SP      | 150    | 139    | 92.5  | 154    | 102.5 | 148   | 98.5  |
| RC^(/3) |        |        |       |        |       |       |       |
+---------+--------+--------+-------+--------+-------+-------+-------+
| บางจ    | 120    | 63     | 52.3  | 57     | 47.6  | 66    | 54.9  |
| าก^(/4) |        |        |       |        |       |       |       |
+---------+--------+--------+-------+--------+-------+-------+-------+

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

  /1 ในปี 2548 ไทยออยล์ หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU -3 ตามกำหนดเวลา
  ในเดือนกุมภาพันธ์ เป็นเวลา 17 วันต่อเนื่อง

  ในปี 2549 ไทยออยล์ หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU-1ตามกำหนดเวลา ในเดือนตุลาคม
  เป็นเวลา 24 วันต่อเนื่อง

  โครงการ Hot Oil แล้วเสร็จ ทำให้กำลังการผลิตเพิ่มขึ้น 5 พันบาร์เรลต่อวัน เป็น 225
  พันบาร์เรลต่อวัน

  ในปี 2550 ไทยออยล์ หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU-3 ตามกำหนดเวลา ในวันที่ 6 ต.ค. – 5
  ธ.ค. 50 เป็นเวลา 60 วันต่อเนื่อง

  โครงการขยายกำลังการผลิตหน่วยกลั่น CDU- 3 แล้วเสร็จ ทำให้กำลังการผลิตเพิ่มขึ้น 50
  พันบาร์เรลต่อวัน เป็น 275 พันบาร์เรลต่อวัน

  /2 ในปี 2548 PTTAR หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในเดือนตุลาคม - พฤศจิกายน
  เป็นเวลา 33 วันต่อเนื่อง
  ในปี 2550 PTTAR หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในวันที่ 20 – 30 ก.ย.
  เป็นเวลา 10 วันต่อเนื่อง
  กำลังการกลั่นเฉพาะหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ 145 พันบาร์เรลต่อวัน ไม่รวมหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสท
  70 พันบาร์เรลต่อวัน /3 ในปี 2550 SPRC หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในวันที่ 6
  มี.ค. – 10 เม.ย. เป็นเวลา 35 วันต่อเนื่อง

  /4 ในปี 2548 บางจาก หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นที่ 3 ตามกำหนดเวลา ในเดือนมกราคม –
  กุมภาพันธ์ เป็นเวลา 25 วันต่อเนื่อง
  ในปี 2550 บางจาก หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในวันที่ 25 มิ.ย. – 8 ก.ค.
  เป็นเวลา 10 วันต่อเนื่อง

  บางจาก หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในวันที่ 27 ส.ค. – 9 ก.ย. เป็นเวลา 13
  วันต่อเนื่อง

โดยทั้ง 4 โรงกลั่นมีการผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปออกมา ในปี 2548 – 2550 ดังนี้

หน่วย : ล้านบาร์เรล

  ------------------------------- ------------ ------------- -------------
  ผลิตภัณฑ์                          ปี 2548       ปี 2549        ปี 2550

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)           11           12            11

  น้ำมันเบนซิน                       36           35            31

  น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน/น้ำมันก๊าด     26           31            29

  น้ำมันดีเซล                        81           84            83

  น้ำมันเตา                         29           30            33

  ยางมะตอย                        1            2             1

  อื่นๆ                             19           15            24

  รวม                             203          209           212
  ------------------------------- ------------ ------------- -------------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

/1 LPG 1 ตัน เท่ากับ 11.64 บาร์เรล ( หรือ 1 บาร์เรล เท่ากับ 0.0859 ตัน)

  ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ผลิตได้จากแต่ละโรงกลั่นได้มีการจัดจำหน่ายทั้งในประเทศและส่งออกไปจำหน่ายยังตลาดต่างประเทศ
  ดังนี้

หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

[TABLE]

ที่มา : ปตท.

/1 PTTAR เป็นปริมาณการจำหน่ายเฉพาะจากโรงกลั่น

/2 บางจาก มีการจัดหา/แลกเปลี่ยนผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นอื่นในประเทศ
ในส่วนที่ผลิตได้ไม่เพียงพอมาจำหน่ายใน ตลาดของตนเอง

3.3.2.1 บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (ไทยออยล์)

ไทยออยล์เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปแก่ลูกค้าในประเทศเป็นหลัก
ส่วนที่เหลือจะทำการส่งออก นอกจากนี้
ไทยออยล์ยังได้ขยายการลงทุนในธุรกิจปิโตรเคมีและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน ธุรกิจไฟฟ้า
และธุรกิจขนส่งน้ำมันสำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีต่างๆ
เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อเพิ่มรายได้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.10
ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนรายย่อยในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในสัดส่วนร้อยละ 50.90

ไทยออยล์ตั้งอยู่ที่อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกันยายน
2507 มีกำลังการกลั่น 220,000 บาร์เรลต่อวัน ในเดือน มิถุนายน 2550
ไทยออยล์มีกำลังการกลั่นเพิ่มขึ้นจากความสำเร็จของโครงการ Hot Oil
ซึ่งทำการเชื่อมโยงให้ระบบของ TLB
ส่งความร้อนมาเพิ่มอุณหภูมิของน้ำมันดิบให้สูงขึ้นก่อนเข้าสู่หน่วยกลั่นที่ 1
ทำให้กำลังการกลั่นของไทยออยล์ เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 5,000 บาร์เรลต่อวันเป็น 225,000
บาร์เรลต่อวัน และในเดือน ธันวาคม 2550
การดำเนินการก่อสร้างหน่วยกลั่นส่วนขยายเพื่อเพิ่มกำลังการผลิตของหน่วย CDU-3 แล้วเสร็จ
ทำให้ปัจจุบันไทยออยล์มีกำลังการกลั่นเพิ่มจาก 225,000 บาร์เรลต่อวัน เป็น 275,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 24.2 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ
ทั้งนี้ไทยออยล์จัดว่าเป็นโรงกลั่นหลักซึ่ง
ปตท.จะใช้เป็นฐานการผลิตเชิงพาณิชย์เพื่อสนับสนุนการตลาดของธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

(1) การผลิต

ไทยออยล์จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพทางด้านการผลิตสูง
มีความคล่องตัวในการปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตและการเลือกใช้น้ำมันดิบ
สามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่หลากหลายคือมีหน่วย Hydrocracking (HCU), Thermal Cracking
(TCU) และ Fluid Catalytic Cracking (FCC)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซลและน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น
การผลิตของไทยออยล์จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายนอกและภายในประเทศ
โดยแหล่งภายนอกประเทศจะเป็นการนำเข้าทั้งจากแหล่งตะวันออกกลางและตะวันออกไกล
สำหรับแหล่งภายในประเทศจัดหาจากแหล่งสิริกิติ์ จังหวัดกำแพงเพชร โดยการขนส่งทางรถไฟ
และจากแหล่งปัตตานี

ในการจัดหาน้ำมันดิบ ปตท.จะเป็นผู้จัดหาให้แก่ไทยออยล์
ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป ในสัดส่วนร้อยละ 49.99
ของกำลังการกลั่น อีกทั้ง ปตท.
ยังจัดหาน้ำมันดิบในประเทศให้แก่ไทยออยล์ตามสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบเพชร
โดยทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบระยะยาวตลอดอายุการผลิต มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2528
และสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบในประเทศอื่น ๆ ระยะเวลา 1 ปี โดยจะมีการเจรจาต่ออายุสัญญาปีต่อปี

นอกจากนี้ ไทยออยล์ยังได้ทำสัญญาบริการรับจ้างกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมดิบกับ ปตท.
ซึ่งมีการคิดค่าธรรมเนียมการกลั่นน้ำมัน โดย ปตท.
จะจัดส่งน้ำมันดิบและวัตถุดิบที่ใช้ในการกลั่นน้ำมันให้แก่ไทยออยล์ในกรณีที่
ไทยออยล์ได้มีการแจ้งความต้องการให้แก่ ปตท.

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 6.3
น้ำมันเบนซินร้อยละ 21.5 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 19.0 น้ำมันดีเซลร้อยละ 40.3
น้ำมันเตาร้อยละ 9.9 และอื่นๆร้อยละ 2.9

  (2) การจำหน่าย

ในปี 2550 ไทยออยล์มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 87
และส่งออกประมาณร้อยละ 13 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

 (3) การบริหาร

คณะกรรมการของไทยออยล์ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 13 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน
4 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของไทยออยล์ ในช่วงปี 2548– 2550 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ที่มา : บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)

  /1 ปี 2548 รวมรายการภาษีเงินได้ 3,406 ล้านบาท และปี 2549
  รวมรายการภาษีเงินได้จำนวน 3,203 ล้านบาท
  และปี 2550 รวมรายการภาษีเงินได้จำนวน 5,308 ล้านบาท

  /2 ปี 2548 ประกอบด้วย ขาดทุนจากการเรียกร้องค่าสินไหมทดแทน 232 ล้านบาท

 (5) การปรับโครงสร้างหนี้และการจัดหาเงินกู้ 

 ในปี 2548 ไทยออยล์ได้จ่ายชำระคืนเงินกู้เดิมส่วนที่เหลือทั้งจำนวนก่อนกำหนดตามสัญญาเงินกู้ Refinance Facility (Baht) และ Refinance Falility (Onshare Dollar) ซึ่งจะครบกำหนดในปี 2554 และตามสัญญาเงินกู้ Base Facility (US Dollar) และ Base Facility (Yen) ซึ่งครบกำหนดในปี 2553 โดยยกเลิกสัญญาเงินกู้และยกเลิกภาระผูกพันตามสัญญาดังกล่าว รวมถึงการยกเลิกสัญญาหลักประกันที่เกี่ยวข้อง โดยใช้เงินกู้ใหม่ภายใต้สัญญาเงินกู้ร่วม 65 ล้านเหรีญสหรัฐฯ และ 2,600 ล้านบาท และสัญญาเงินกู้แบบหมุนเวียน 200 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ลงวันที่ 3 มิถุนายน 2548 และออกหุ้นกู้อายุ 10 ปี มูลค่า 350 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งจะครบกำหนดไถ่ถอนในวันที่ 9 มิถุนายน 2558

 ในระหว่างปี 2549 ไทยออยล์ได้ชำระคืนหนี้เงินกู้จำนวนเงิน 100 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตามสัญญาวงเงินกู้แบบหมุนเวียน 200 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (Revolving Credit Facility Agreement) และเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2549 ไทยออยล์ได้ออกหุ้นกู้อายุ 3 ปี และ 7 ปี เสนอขายต่อนักลงทุนสถาบัน เป็นจำนวนเงินรวม 5,500 ล้านบาท ซึ่งจะครบกำหนดไถ่ถอนในวันที่ 31 ตุลาคม 2552 และ 2556 ตามลำดับ เพื่อนำมาใช้ในการดำเนินกิจการของบริษัท

เมื่อวันที่ 10 เมษายน 2550
ที่ประชุมผู้ถือหุ้นมีมติเห็นชอบให้ไทยออยล์ออกและเสนอขายหุ้นกู้ให้แก่นักลงทุนทั้งภายในและต่างประเทศ
ในวงเงิน 500 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเทียบเท่า โดยสกุลเงิน อายุ
อัตราดอกเบี้ยและเงื่อนไขอื่นๆ
ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาดในขณะที่ออกและเสนอขายหุ้นกู้เพื่อใช้ในการดำเนินงาน การขยายธุรกิจ
การชำระหนี้สิน หรือทดแทนเงินกู้เดิมและกิจการอื่นๆของไทยออยล์
โดยการออกหุ้นกู้จะต้องได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการบริษัทฯ

(6) โครงการขยายกำลังการกลั่นและโครงการอื่นๆ

-   โครงการขยายกำลังการกลั่นของหน่วยกลั่นที่ 3 (CDU-3 Debottlenecking) เพิ่มอีก
    50,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งจะทำให้ไทยออยล์มีกำลังการกลั่นเพิ่มขึ้นเป็น 275,000
    บาร์เรลต่อวัน โครงการได้ดำเนินการแล้วเสร็จในเดือน ธันวาคม 2550
    ด้วยงบประมาณการลงทุนทั้งสิ้น 218 ล้านเหรียญสหรัฐฯ

-   โครงการขยายระบบรับน้ำมันดิบชนิดทุ่นเดียว (SBM Expansion)
    เพื่อลดต้นทุนค่าขนส่งน้ำมันดิบ ซึ่งจะทำให้ขีดความสามารถในการแข่งขันของไทยออยล์สูงขึ้น
    ไทยออยล์ได้ลงนามว่าจ้างบริษัทผู้รับเหมาในการออกแบบทางวิศวกรรม จัดหาอุปกรณ์
    และดำเนินการก่อสร้างโครงการเมื่อเดือนพฤศจิกายน 2548 ด้วยงบประมาณการลงทุน 150
    ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยโครงการก่อสร้างมีกำหนดแล้วเสร็จประมาณ ไตรมาส 1 ปี 2551
    ทั้งนี้โครงการดังกล่าวได้รับอนุมัติการส่งเสริมการลงทุนเรียบร้อยแล้วตั้งแต่วันที่ 29 ธันวาคม
    2548 โดยได้รับการยกเว้นอากรขาเข้าสำหรับเครื่องจักรและอุปกรณ์
    สิทธิยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลสำหรับกำไรสุทธิเป็นระยะเวลา 8 ปี
    นับแต่วันที่เริ่มมีรายได้จากการประกอบกิจการและสิทธิประโยชน์อื่นตามเกณฑ์
    คาดว่าโครงการจะแล้วเสร็จในไตรมาสที่ 1 ปี 2551

-   โครงการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันก๊าซ กำลังการผลิตกระแสไฟฟ้า 38 เมกกะวัตต์
    เพื่อเป็นการรองรับปริมาณความต้องการกระแสไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากการขยายกำลังการผลิตของไทยออยล์และบริษัทในเครือ
    โครงการได้ดำเนินการแล้วเสร็จ ด้วยงบประมาณการลงทุนทั้งสิ้น 43 ล้านเหรียญสหรัฐฯ

-   โครงการผลิตเชื้อเพลิงเอทานอล ไทยออยล์ได้ศึกษาการลงทุนในการผลิตเอทานอล 2
    โครงการคือ

    -   โครงการผลิตเอทานอลขนาด 1 แสนลิตรต่อวัน จากน้ำอ้อย
        ไทยออยล์ได้ทำสัญญาร่วมทุนกับบริษัท ผาแดงอินดัสตรี จำกัด (มหาชน) และบริษัท
        เพโทรกรีน จำกัด จัดตั้งบริษัทร่วมทุนภายใต้ชื่อ บริษัทแม่สอดพลังงานสะอาด จำกัด
        เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2549 เพื่อก่อสร้างและประกอบกิจการโรงงานผลิตเอทานอล ณ
        อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก โดยไทยออยล์ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 30

    -   โครงการผลิตเอทานอลขนาด 5 แสนลิตรต่อวัน จากมันสำปะหลัง
        คาดว่าโครงการจะใช้งบประมาณการลงทุนประมาณ 160 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
        และกำหนดเสร็จประมาณปี 2553
        ทั้งนี้โครงการอยู่ระหว่างการทบทวนการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ
        และสถานการณ์อุปสงค์และอุปทานของเอทานอล

3.3.2.2 บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (PTTAR)

บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน)
เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
เกิดจากการควบรวมบริษัทตามพระราชบัญญัติบริษัทมหาชนจำกัด พ.ศ. 2535 ระหว่าง บริษัท
โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (RRC) และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด
(มหาชน) (ATC) เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2550 และได้รับมาซึ่งทรัพย์สิน หนี้ สิทธิ หน้าที่
และความรับผิดชอบทั้งหมดของทั้งสองบริษัทดังกล่าวโดยผลของกฎหมาย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 48.66
ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนรายย่อยในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในสัดส่วนร้อยละ 51.34

PTTAR ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง การดำเนินธุรกิจของ PTTAR
ประกอบด้วย การกลั่นน้ำมันและจัดหาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป
การผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ รวมถึงผลิตภัณฑ์ต่อเนื่องจากสารอะโรเมติกส์
และธุรกิจร่วมทุนต่าง ๆ รายละเอียดดังนี้

1. ธุรกิจการกลั่นน้ำมันและจัดหาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปได้แก่ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว
แนฟทาชนิดเบา รีฟอร์เมท น้ำมันอากาศยาน น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา ณ วันจดทะเบียนควบบริษัท
PTTAR มีกำลังการกลั่นรวม 215,000 บาร์เรลต่อวัน ประกอบด้วยหน่วยกลั่นน้ำมันดิบกำลังการกลั่น
145,000 บาร์เรลต่อวัน และหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสทหน่วยที่ 1 กำลังการกลั่น 70,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 18.9 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

2. ธุรกิจผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ ได้แก่ เบนซีน พาราไซลีน ออร์โธไซลีน โทลูอีน
และมิกซ์ไซลีนส์ ณ วันจดทะเบียนควบบริษัท PTTAR มีกำลังการผลิตอะโรเมติกส์รวม 1,189,000
ตันต่อปี

3. ธุรกิจร่วมทุนได้แก่

บริษัทอัลลายแอนซ์รีไฟน์นิ่ง จำกัด (ARC) : เมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2542 PTTAR ในขณะนั้นคือ
RRC ได้ทำสัญญาการดำเนินงานร่วม (Operating Alliance : OA) กับ SPRC
เพื่อร่วมกันบริหารและจัดการการดำเนินงานของโรงกลั่นของทั้ง 2 บริษัท โดยได้จัดตั้งบริษัท
อัลลายแอนซ์ รีไฟน์นิ่ง จำกัด (ARC) ซึ่งถือหุ้นโดย RRC และ SPRC ในสัดส่วนที่เท่ากัน เพื่อให้
ARC เป็นผู้บริหารการดำเนินการร่วมของโรงกลั่นทั้ง 2 แห่ง

บริษัทพีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL) เพื่อผลิตและจำหน่ายสารฟีนอล และสารอะซีโตน PTTAR
ถือหุ้นร้อยละ 30

บริษัทพีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT) เพื่อผลิตและจำหน่ายสาธารณูปโภค ได้แก่ ไฟฟ้า ไอน้ำ
และน้ำทุกประเภทที่ใช้ในอุตสาหกรรม พาณิชยกรรม และสาธารณูปการอื่น ๆ ให้กับโครงการต่าง ๆ
ของบริษัทในเครือ ปตท. PTTAR ถือหุ้นร้อยละ 20

บริษัทพีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด (PTT ICT)
เพื่อให้บริการด้านเทคโนโลยีสารสนเทศกับบริษัทในเครือ ปตท. ทั้งหมด PTTAR ถือหุ้นร้อยละ 20

 (1) การผลิต

โรงกลั่นของ PTTAR ซึ่งรับมาจาก RRC จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Hydrocracking (HCU) และ Thermal Cracking (TCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซลได้เพิ่มขึ้น นอกจากนี้ยังมีหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสทหน่วยที่
1 ที่รับมาจาก ATC ซึ่งทำการผลิตรีฟอร์เมทเพื่อส่งให้กับหน่วยผลิตอะโรเมติกส์
และหน่วยผลิตอะโรเมติกส์ 1 ที่รับมาจาก ATC มีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์หลักคือ พาราไซลีน
540,000 ตันต่อปี เบนซีน 307,000 ตันต่อปี ออร์โธไซลีน 66,000 ตันต่อปี มิกซ์ไซลีน 76,000
ตันต่อปี และไซโคลเฮกเซน 200,000 ตันต่อปี และยังมีผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่น ๆ ได้แก่
แนฟทาชนิดเบา แรฟฟิเนท ก๊าซปิโตรเลียมเหลว คอนเดนเสท เรซิดิว และสารอะโรเมติกส์หนัก

การผลิตของ PTTAR จะใช้น้ำมันดิบจากภายนอกประเทศ และคอนเดนเสท โดย ปตท.
จะเป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้ PTTAR ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นชั่วคราว (Interim
Crude Supply Agreement) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 9 กุมภาพันธ์ 2549 จนถึงวันที่ Operating
Alliance มีผลสิ้นสุด และสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่น (Feefstock Supply
Agreement) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ Operating Alliance มีผลสิ้นสุดเป็นต้นไป โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นทั้งหมดให้แก่ PTTAR ตามชนิดและปริมาณที่ PTTAR
กำหนดด้วยราคาตลาด สำหรับคอนเดนเสท ปตท.ทำสัญญาซื้อขายคอนเดนเสทระยะยาวกับ PTTAR
โดย ปตท.เป็นผู้จัดหาคอนเดนเสท ให้แก่ ATC โดยอิงกับตะกร้าราคาน้ำมันดิบ (Basket of
Crude Oil Prices)

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิต (เฉพาะจากโรงกลั่น
ไม่รวมหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสท)ประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 5.5 โพรไพลีนร้อยละ
1.1 แนฟธาร้อยละ 6.5 รีฟอร์เมทร้อยละ 7.5 น้ำมันเบนซินร้อยละ 10.1
น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 11.1 น้ำมันดีเซลร้อยละ 39.4 น้ำมันเตาร้อยละ 15.4
และอื่นๆร้อยละ 3.4

(2) การจัดจำหน่าย

PTTAR ดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Product Offtake
Agreement) โดย ปตท. จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจาก PTTAR ไม่น้อยกว่าร้อยละ 70
ของผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ ตามกำลังการผลิตในปัจจุบัน ด้วยราคาตลาดในประเทศ และเมื่อ PTTAR
ขยายการลงทุน ปตท.จะรับซื้อผลิตภัณฑ์ของ PTTAR ร้อยละ 100 ของปริมาณผลิตภัณฑ์ที่ PTTAR
ผลิตได้จาก Reforming Complex และ Upgrading Complex โดย ปตท.
จะรับซื้อผลิตภัณฑ์อย่างน้อยร้อยละ 50 ของจำนวนผลิตภัณฑ์ทั้งหมดในราคาตลาดในประเทศ
นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว PTTAR ยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์
ได้แก่ โพรพิลีน แนฟธาชนิดเบา และรีฟอร์เมท
นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

ในปี 2550 PTTAR มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศประมาณร้อยละ 81
และส่งออกประมาณร้อยละ 19 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

สำหรับผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ ผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดจำหน่ายผ่าน ปตท. ภายใต้สัญญาระยะยาว โดย
ปตท. เป็นผู้รับซื้อและจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดและให้ PTTAR
เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้กับลูกค้า โดยสัญญาดังกล่าวเป็นสัญญาทั้งในลักษณะ Take-or-Pay
และ Take-and-Pay โดย ปตท.จะได้รับค่าดำเนินการในการทำตลาดให้กับ PTTAR

 (3) การบริหาร

คณะกรรมการของ PTTAR ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน
5 คน

 (4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PTTAR ในช่วงปี 2549 – 2550 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------------------- ------------------ ------------------
  งบรวม                              ปี 2549             ปี 2550

  รายได้รวม                           248,952            253,967

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)           (238,636)          (237,347)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน       2,933              1,398

  รายการพิเศษ                         -                  -

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                   13,249             18,018

                                     ปี 2549             ปี 2550

  สินทรัพย์รวม                          114,097            131,218

  หนี้สินรวม                            58,443             62,709

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                        55,654             68,509
  ---------------------------------- ------------------ ------------------

ที่มา : บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน)

งบการเงินเสมือนรวมบริษัท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2549

  /1 รวมรายการภาษีจ่ายปี 2549 จำนวน 1,271 ล้านบาท และ ปี 2550 จำนวน 5,386
  ล้านบาท

  (5) การจัดหาเงินกู้

เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2550 ได้ลงนามในสัญญากู้ยืมเงินจากสถาบันการเงินแบบไม่หมุนเวียน จำนวน
7,000 ล้านบาท เป็นเงินกู้ยืมไม่มีหลักทรัพย์ค้ำประกันจากสถาบันการเงินในประเทศหลายแห่ง
เพื่อชำระคืนเงินกู้เดิมจำนวน 4,000 ล้านบาท และเพื่อลงทุนในโครงการ Reformer Complex,
Upgrading Complex และเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไปจำนวน 3,000 ล้านบาท

(6) โครงการขยายกำลังการกลั่นและโครงการอื่นๆ

-   โครงการก่อสร้างโรงงานอะโรเมติกส์แห่งใหม่ (CPX II) ซึ่งประกอบด้วย 1. Reformer
    Complex 2. Aromatics Complex และ 3. Upgrading Complex
    ซึ่งดำเนินการก่อสร้างตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2548
    โดยมีระยะเวลาดำเนินโครงการทั้งสิ้นประมาณ 3 ปี
    และมีกำหนดก่อสร้างแล้วเสร็จในเดือนสิงหาคม 2551 รายละเอียดดังนี้

    -   โครงการก่อสร้าง Reformer Complex เป็นโครงการขยายการลงทุนโดยการสร้าง
        Reformer Complex โดยใช้คอนเดนเสทเป็นวัตถุดิบเพื่อผลิตรีฟอร์เมทโดยส่งต่อไปยัง
        Aromatics Complex เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
        ส่วนผลิตภัณฑ์น้ำมันกึ่งสำเร็จรูป (คอนเดนเสท เรซิดิว) จะถูกส่งต่อไปยัง Upgrading
        Complex เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตน้ำมันสำเร็จรูป ได้แก่ น้ำมันอากาศยาน Jet
        A-1 น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา เงินลงทุนมีมูลค่ารวมทั้งสิ้นประมาณ 387
        ล้านเหรียญสหรัฐ
        คาดว่าจะแล้วเสร็จและเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ภายในเดือนสิงหาคม 2551
        โดยเมื่อดำเนินโครงการแล้วเสร็จ
        จะทำให้กำลังการผลิตโดยรวมของโรงกลั่นน้ำมันเพิ่มขึ้น 65,000 บาร์เรลต่อวัน เป็น
        280,000 บาร์เรลต่อวัน

    -   โครงการก่อสร้าง Aromatics Complex
        เพื่อรองรับความต้องการอะโรเมติกส์ที่มีแนวโน้มที่จะขาดแคลนมากขึ้นในอนาคต
        โดยเมื่อดำเนินโครงการแล้วเสร็จ จะทำให้กำลังการผลิตผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์เพิ่มขึ้น
        1,039,000 ตันต่อปี เป็น 2,228,000 ตันต่อปี เงินลงทุนมีมูลค่ารวมทั้งสิ้นประมาณ
        551 ล้านเหรียญสหรัฐ คาดว่าจะเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในเดือนสิงหาคม 2551

    -   โครงการก่อสร้าง Upgrading Complex เป็นโครงการต่อเนื่องจากโครงการ
        Reformer Complex เพื่อทำการกลั่นคอนเดนเสท เรซิดิว จากโครงการ Reformer
        Complex ให้เป็นน้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าสูงขึ้น ได้แก่ น้ำมันอากาศยาน Jet A-1
        น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา เงินลงทุนมีมูลค่ารวมทั้งสิ้นประมาณ 200 ล้านเหรียญสหรัฐ
        คาดว่าจะเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในต้นปี 2552

-   โครงการก่อสร้างถังคอนเดนเสท สำหรับ Reformer Complex จำนวน 3 ถัง
    ปริมาณความจุ 80,000 ตันต่อถัง รวมความจุทั้งสิ้น 240,000 ตัน เงินลงทุนมีมูลค่าประมาณ
    30 ล้านเหรียญสหรัฐ คาดว่าจะเริ่มใช้งานได้ในไตรมาสที่ 1 ปี 2551

-   โครงการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตของโรงงานอะโรเมติกส์หน่วยที่ 1
    โดยเปลี่ยนอุปกรณ์แลกเปลี่ยนความร้อน (Packinox) ของหน่วย Reformer
    พร้อมทั้งปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตของหน่วย TAC 9 หน่วย PAREX และหน่วย Feed
    Fractionation เพื่อให้สามารถเพิ่มสัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าสูงได้เพิ่มขึ้นมาก
    และมีความยืดหยุ่นในการใช้คอนเดนเสทได้มากขึ้น โดยเมื่อดำเนินโครงการแล้วเสร็จ
    จะทำให้สามารถผลิตพาราไซลีนได้เพิ่มขึ้น 30,000 ตันต่อปี เป็น 570,000 ตันต่อปี
    เงินลงทุนมีมูลค่าประมาณ 27 ล้านเหรียญสหรัฐ คาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณไตรมาสที่ 1 ปี
    2553

-   โครงการ Mercury Removal Unit
    ซึ่งเป็นกระบวนการกำจัดปรอทจากผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป
    ส่งผลทำให้การเลือกใช้น้ำมันดิบของโรงกลั่นมีความคล่องตัวมากขึ้น เงินลงทุนประมาณ 8.3
    ล้านเหรียญสหรัฐ จะเริ่มลงทุนเดือน มิถุนายน 2551 โดยโครงการจะแล้วเสร็จเดือนสิงหาคม
    2551

(7) การยกเลิกการร่วมดำเนินการกลั่น (Operating Alliance : OA)

ในวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2549 PTTAR และ SPRC ได้ตกลงยกเลิก OA
เพื่อเพิ่มความคล่องตัวในการขยายงานในอนาคตของแต่ละบริษัท โดยให้มีผลบังคับในอีก 3
ปีข้างหน้า หรือวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2552
เว้นแต่ทั้งสองฝ่ายจะตกลงให้การยกเลิกมีผลก่อนวันดังกล่าว

3.3.2.3 บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC)

SPRC ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายในประเทศและส่งออก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 36 ส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 64 ถือโดยบริษัท เชฟรอน เอเชีย แปซิฟิค
โฮลดิ้งส์ จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของบริษัทเชฟรอน คอร์ปอเรชั่น (เชฟรอน)

SPRC ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2539 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 150,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 13.2 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

เมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2542 SPRC ได้ทำสัญญาการดำเนินงานร่วม (Operating Alliance :
OA) กับ PTTAR (ในขณะนั้นคือ RRC)
เพื่อร่วมกันบริหารและจัดการการดำเนินงานของโรงกลั่นของทั้ง 2 บริษัท โดยได้จัดตั้งบริษัท
อัลลายแอนซ์ รีไฟน์นิ่ง จำกัด (ARC) ซึ่งถือหุ้นโดย SPRC และ PTTAR ในสัดส่วนที่เท่ากัน เพื่อให้
ARC เป็นผู้บริหารการดำเนินการร่วมของโรงกลั่นทั้ง 2 แห่ง

(1) การผลิต

SPRC จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Residue Fluid Catalytic Cracking (RFCCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น การผลิตของ SPRC
จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากภายนอกประเทศ โดย ปตท.และบริษัท เชฟรอน สหรัฐอเมริกา
(Chevron USA) ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชฟรอน เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ
(Feedstock Supply Agreement) โดยแบ่งปริมาณการจัดหาตามสัดส่วนการถือหุ้น

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 5.5
โพรไพลีนร้อยละ 1.1 แนฟธาร้อยละ 6.5 รีฟอร์เมทร้อยละ 7.4 น้ำมันเบนซินร้อยละ 10.2
น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 11.0 น้ำมันดีเซลร้อยละ 39.8 น้ำมันเตาร้อยละ 15.2
และอื่นๆร้อยละ 3.4

 (2) การจัดจำหน่าย

SPRC ดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Purchase and Sale
Agreement) โดยผู้ถือหุ้นมีภาระผูกพันที่จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจาก SPRC
เฉลี่ยไม่น้อยกว่า 88,200 บาร์เรลต่อวัน ตามสัดส่วนการถือหุ้น ตามราคาตลาดในประเทศ
นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว SPRC
ยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้แก่ โพรไพลีน
แนฟธาชนิดเบา และรีฟอร์เมท

ในปี 2550 SPRC มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 83
และส่งออกประมาณร้อยละ 17 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ SPRC ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 8 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. 3 คน
และจากบริษัทในเครือของเชฟรอน 5 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ SPRC ในช่วงปี 2548 – 2550 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------------- -------------- -------------- ---------------
  งบเดี่ยว                     ปี 2548         ปี 2549         ปี 2550

  รายได้รวม                   142,518        177,892        178,037

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)   (133,857)      (173,450)      (166,829)

  กำไร (ขาดทุน)               (612)          1,753          1,028
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                          

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ           8,049          6,195          12,236

                             ปี 2548         ปี 2549         ปี 2550

  สินทรัพย์รวม                  56,216         52,636         71,739

  หนี้สินรวม                    21,415         11,640         18,506

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                34,801         40,996         53,233
  -------------------------- -------------- -------------- ---------------

  ที่มา : บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

  /1 เครดิตภาษี ปี 2548 จำนวน 3,399 ล้านบาท ปี 2549 จำนวน 2,452 ล้านบาท และปี
  2550 จำนวน 5,247 ล้านบาท

การปรับโครงสร้างหนี้

เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 SPRC ได้คืนเงินกู้ทั้งจำนวนเป็นเงิน 392 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
แก่เจ้าหนี้สถาบันการเงิน โดยเป็นเงินของ SPRC จำนวน 192 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
และเงินสนับสนุนจาก ปตท. (ตามสัดส่วนการถือหุ้น) ในรูปเงินกู้ระยะสั้นจำนวน 200 ล้านเหรียญ
นอกจากนี้ยังมีเงินกู้ด้อยสิทธิเดิมที่ให้อยู่จำนวน 102 ล้านเหรียญสหรัฐฯอย่างไรก็ดีเนื่องจากในปี
2549 SPRC มีผลประกอบการดีขึ้นทำให้ SPRC
สามารถชำระคืนเงินกู้ก่อนกำหนดทั้งหมดให้แก่ผู้ถือหุ้นของบริษัท

(5) การยกเลิกการร่วมดำเนินการกลั่น (Operating Alliance : OA)

ในวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2549 SPRC และ PTTAR ได้ตกลงยกเลิก OA
เพื่อเพิ่มความคล่องตัวในการขยายงานในอนาคตของแต่ละบริษัท โดยให้มีผลบังคับในอีก 3
ปีข้างหน้า หรือวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2552
เว้นแต่ทั้งสองฝ่ายจะตกลงให้การยกเลิกมีผลก่อนวันดังกล่าว

(7) การแปลงสภาพเป็นบริษัท มหาชน

เมื่อเดือนธันวาคม 2550 คณะกรรมการบริษัท SPRC ได้มีมติเวียนอนุมัติให้บริษัท SPRC
แปลงสภาพเป็นบริษัทมหาชน

3.3.2.4 บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (บางจาก)

บางจากเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ดำเนินธุรกิจหลักในการกลั่นน้ำมันและจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูป รวมทั้งสินค้าอุปโภคบริโภค ณ วันที่
31 ธันวาคม 2550 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 29.75
และกระทรวงการคลังถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 11.17 ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนรายย่อยสัดส่วนร้อยละ
59.08

บางจากตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในนามบริษัท
บางจากปิโตรเลียม จำกัด ตั้งแต่เดือนเมษายน 2528 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 120,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 10.6 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

(1) การผลิต

บางจาก แม้ว่าจะเป็นโรงกลั่นที่มีกระบวนการผลิตแบบ Hydroskimming
ซึ่งมีสัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้เป็นน้ำมันเตาค่อนข้างสูง
แต่บางจากก็ได้มีการพัฒนาหน่วยกลั่นมาโดยตลอด
อีกทั้งยังหาทางเพิ่มผลกำไรโดยการร่วมมือกับโรงกลั่นอื่นในการสร้างมูลค่าเพิ่มและลดค่าใช้จ่ายเช่นการส่งน้ำมันเตาไปกลั่นที่โรงกลั่นอื่นและการร่วมขนส่งน้ำมันดิบ
นอกจากนี้บางจากได้มุ่งเน้นในเรื่องของระบบความปลอดภัยและระบบป้องกันมลภาวะต่อสิ่งแวดล้อมเป็นอย่างมาก
เนื่องจากเป็นโรงกลั่นที่ตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร
การผลิตของบางจากจะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายในและภายนอกประเทศเช่นเดียวกับไทยออยล์
โดย ปตท.จัดหาน้ำมันดิบให้บางจากตามสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบเพชร
โดยทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบระยะยาวตลอดอายุการผลิต มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2528
และสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบในประเทศอื่น ๆ ระยะเวลา 1 ปี โดยจะมีการเจรจาต่ออายุสัญญาปีต่อปี

นอกจากนี้ ปตท. ได้จัดทำสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ (Feedstock Supply Agreement)
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2549 และสิ้นสุดในระยะเวลา 12 ปี นับตั้งแต่วันที่โครงการ
PQI เริ่มดำเนินการทางการค้าได้ (Commercial Operation Date) โดย ปตท.
จะจัดหาน้ำมันดิบทั้งหมดให้กับบางจาก

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 1.7
น้ำมันเบนซินร้อยละ 14.1 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 10.9 น้ำมันดีเซลร้อยละ 33.7
น้ำมันเตาร้อยละ 29.4 และอื่นๆ ร้อยละ 10.3

(2) การจัดจำหน่าย

ปตท. ได้จัดทำสัญญาการรับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป (Product Offtake Agreement)
กับบางจาก มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2549 และสิ้นสุดในระยะเวลา 12 ปี
นับตั้งแต่วันที่โครงการ PQI เริ่มดำเนินการทางการค้าได้ (Commercial Operation Date :
COD) โดยหลัง COD ของโครงการ ปตท. จะรับผลิตภัณฑ์จากบางจากไม่น้อยกว่า 30%
ของกำลังการกลั่นในแต่ละเดือน อย่างไรก็ตาม
บางจากยังคงจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปส่วนใหญ่ผ่านช่องทางการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปของตนเอง
ดังนี้

  1) การจำหน่ายผ่านสถานีบริการและการจำหน่ายโดยตรงให้ผู้ใช้

-   การจำหน่ายผ่านสถานีบริการ

-   การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง

-   การจำหน่ายให้กิจการอุตสาหกรรม

  2) การจำหน่ายให้ผู้ค้าน้ำมันรายอื่น :
  เป็นการจำหน่ายให้กับบริษัทผู้ค้าน้ำมันขนาดใหญ่และปานกลางที่มีคลังน้ำมันเป็นของตนเอง
  เพื่อนำไปจำหน่ายต่อแก่ผู้บริโภคอีกทอดหนึ่ง

  3) การจำหน่ายต่างประเทศ : ในปี 2550
  บางจากมีการส่งออกผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปคิดเป็นประมาณร้อยละ 25
  ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบางจาก ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 14 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. 3 คน

 (4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบางจาก ในช่วงปี 2548 –2550 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------- ------------- ------------- -------------
  งบรวม                           ปี 2548        ปี 2549        ปี 2550

  รายได้รวม                        86,816        95,377        95,456

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)        (83,831)      (94,437)      (91,230)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน    (26)          120           (47)

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                2,959         196           1,764

                                  ปี 2548        ปี 2549        ปี 2550

  สินทรัพย์รวม                       34,298        37,983        44,987

  หนี้สินรวม                         21,405        19,339        23,762

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                     12,893        18,644        21,225
  ------------------------------- ------------- ------------- -------------

บาท

ที่มา : บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

  /1 ปี 2548 เครดิตภาษี จำนวน 298 ล้านบาท และ ปี 2549 เครดิตภาษีจำนวน 107
  ล้านบาท และปี 2550 จ่ายภาษีจำนวน 903 ล้านบาท

(5) การปรับโครงสร้างทางการเงินและการจัดหาเงินกู้ 

บางจากได้ดำเนินการปรับโครงสร้างทางการเงินเสร็จสมบูรณ์ เมื่อต้นปี 2547
ตามรายละเอียดดังนี้

  - จัดหาเงินกู้ระยะยาวเพื่อทดแทนเงินกู้ระยะสั้นจากธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) จำนวน
  12,500 ล้านบาท เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2547 แบ่งเป็นเงินกู้ระยะยาวจำนวน 8,500
  ล้านบาท อายุประมาณ 10 ปี และเป็นวงเงินกู้หมุนเวียนระยะสั้นจำนวนเงิน 4,000 ล้านบาท
  อายุประมาณ 10 ปี

  - จำหน่ายใบแสดงสิทธิในหุ้นสามัญของบริษัท (Depository Receipt : DR) จำนวน 3,003
  ล้านบาท ได้เข้าทำการซื้อในตลาดหลักทรัพย์เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2547

  - ออกหุ้นกู้แปลงสภาพชนิดระบุชื่อ ด้อยสิทธิ
  ไม่มีหลักประกันและสามารถแปลงสภาพเป็นใบหุ้นสามัญของบริษัทได้จำนวน 4,000 ล้านบาท
  เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2547

ต่อมาในเดือนเมษายน 2549 บริษัทได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาเงินกู้ธนาคารกรุงไทย
โดยธนาคาร กรุงไทยได้ขยายวงเงินกู้หมุนเวียนระยะสั้น เพิ่มขึ้นจำนวน 2,000 ล้านบาท
ทำให้วงเงินกู้หมุนเวียนระยะสั้นเพิ่มขึ้นเป็นจำนวน 6,000 ล้านบาท
และวงเงินกู้รวมทั้งสิ้นเพิ่มขึ้นเป็นจำนวน 14,500 ล้านบาท

บริษัทได้ทำสัญญากู้เงินกับสถาบันการเงินอีก 3 แห่งเพื่อใช้ในโครงการปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน (PQI)
วงเงินรวมจำนวน 8,800 ล้านบาท แบ่งเป็นเงินกู้ระยะยาวจำนวน 8,400 ล้านบาท อายุประมาณ
9 ปี และเงินกู้ระยะยาวสำหรับชำระภาษีมูลค่าเพิ่มอีก จำนวนเงิน 400 ล้านบาท อายุประมาณ 6
ปี

จากการดำเนินการดังกล่าวทำให้สามารถลดภาระดอกเบี้ย ยืดระยะเวลาในการชำระหนี้
ส่งผลให้มีฐานะการเงินแข็งแกร่งขึ้น ต้นทุนการเงินต่ำลง
และมีสภาพคล่องเพียงพอในการบริหารงาน

(6) โครงการปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน

เป็นโครงการก่อสร้างหน่วยแตกตัวโมเลกุลน้ำมัน (Cracking Unit) และหน่วยอื่น ๆ ซึ่งจะทำให้โรงกลั่นบางจากเปลี่ยนเป็นโรงกลั่นประเภท Complex Refinery ซึ่งสามารถลดสัดส่วนการผลิตน้ำมันเตาให้อยู่ในระดับใกล้เคียงกับโรงกลั่นอื่น ๆ ขณะนี้โครงการอยู่ระหว่างการก่อสร้าง คาดว่าโครงการจะแล้วเสร็จในไตรมาส 4 ปี 2551 โดยมีมูลค่าการลงทุนประมาณ 378 ล้านเหรียญสหรัฐฯ 

3.4 ภาวะอุตสาหกรรม

ในช่วงปี 2547-2549 เศรษฐกิจไทยขยายตัวอย่างต่อเนื่อง โดยมีอัตราการเติบโตเฉลี่ยร้อยละ
5.3 ต่อปี ส่งผลให้ความต้องการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขยายตัวสูงขึ้นในอัตราเฉลี่ยร้อยละ 4.8
ต่อปี จากระดับ 1,450,114 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี 2547 เป็น 1,546,610
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี 2549
ซึ่งส่วนใหญ่เป็นการใช้น้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซธรรมชาติโดยมีสัดส่วนปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซธรรมชาติต่อปริมาณการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ในปี
2549 ร้อยละ 43.5 และ 37.4 ตามลำดับ
สำหรับปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 2.7 ต่อปี จากระดับ 686,612
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี 2547 เป็น 672,631 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี
2549 และมีปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 5.3 ต่อปี จากระดับ 518,173
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี 2547 เป็น 579,007 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี
2549

สำหรับปี 2550 เศรษฐกิจไทยขยายตัวในอัตราประมาณร้อยละ 4.8
ส่งผลให้มีความต้องการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ 1,601,941 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 3.6 โดยมีปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูป 664,890
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 1.1
เนื่องจากราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันในตลาดโลก
และมีปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ 614,667 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 6.2

รายละเอียดของการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ของประเทศในช่วงปี 2547 - 2550 มีดังนี้

หน่วย : เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน

[TABLE]

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (www.eppo.go.th)
เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2551

3.4.1 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

3.4.1.1 โครงสร้างอุตสาหกรรมในปัจจุบัน

ณ ต้นปี 2550 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย
รวมทั้งส่วนของพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย มีจำนวน 30.66 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ประกอบด้วยปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) 11.70 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ (Probable Reserves) 10.64 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserves) 8.32 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ซึ่งหากคำนวณอัตราส่วนปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยต่อปริมาณการผลิตในปี 2549 ที่
0.86 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุตแล้ว ประเทศไทยจะมีก๊าซธรรมชาติใช้ได้อีกประมาณ 36 ปี และประมาณ
14 ปี เมื่อคำนวณจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติทั้งหมดของประเทศไทย
และปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว ตามลำดับ
สำหรับปริมาณสำรองน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลวทั้งหมดมีปริมาณรวม 1,073.97 ล้านบาร์เรล
ประกอบด้วยปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) 460.65 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ (Probable Reserves) 410.29 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserves) 203.03 ล้านบาร์เรล
โดยมีปริมาณสำรองปิโตรเลียมเป็นดังนี้

+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองปิโตรเลียม | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ       | ก๊าซธรรมชาติเหลว |
|                    | (พันล้านลูกบาศก์ฟุต) |              |                |
|                    |                 | (ล้านบาร์เรล)  | (ล้านบาร์เรล)    |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว | 11,696.63       | 194.54       | 266.11         |
|                    |                 |              |                |
| (Proved Reserves)  |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปร                 | 10,637.92       | 117.06       | 293.23         |
| ิมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ |                 |              |                |
| (Probable          |                 |              |                |
| Reserves)          |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองที่อาจจะพบ | 8,320.70        | 42.10        | 160.93         |
| (Possible          |                 |              |                |
| Reserves)          |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+

ที่มา : รายงานประจำปี 2549 ของ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ

การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีผู้ดำเนินการรายใหญ่ (Operator) 3 ราย ได้แก่
บริษัท เชฟรอน ประเทศไทย สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด บริษัท
ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) และบริษัท เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย)
จำกัด โดยปี 2550 มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศ 2,515 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 6.9 น้ำมันดิบ 134,563 บาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 4.4
และก๊าซธรรมชาติเหลว 78,845 บาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 4.8

ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมของประเทศไทยสำหรับช่วงปี 2547 - 2550 เป็นดังนี้

+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| ปี             | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ           | ก๊าซธรรมชาติเหลว |
|               | (ล              |                  |                |
|               | ้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) | (บาร์เรลต่อวัน)     | (บาร์เรลต่อวัน)   |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2547          | 2,158           | 85,516           | 68,204         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2548          | 2,292           | 113,890          | 69,487         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2549          | 2,353           | 128,950          | 75,250         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2550          | 2,515           | 134,563          | 78,845         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (www.eppo.go.th)
เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2551

ในส่วนของการลงทุนและการดำเนินการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission
Pipeline Network) รวมถึงการจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาตินั้น ปัจจุบัน
ปตท.เป็นผู้รับซื้อและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
เจ้าของและผู้บริหารและพัฒนาโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพียงรายเดียวในประเทศ

สำหรับระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline System) นั้น
ปัจจุบันการลงทุนและการดำเนินการส่วนใหญ่ กระทำโดย ปตท. นอกเหนือจาก ปตท.แล้ว
มีเพียงบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.กับ
Suez-Tractebel S.A. แห่งประเทศเบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อยเพื่อขนส่งและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล

การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานที่กำกับดูแลในส่วนของกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

3.4.1.2 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน และแนวโน้มในอนาคต

การจัดหาก๊าซธรรมชาติมีทั้งจากแหล่งบนบกและในทะเล ภายในประเทศและต่างประเทศ โดยปี
2550 มีปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติรวม 3,421 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ
6.2 สัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศ คิดเป็นร้อยละ 74 : 26
ทั้งนี้ ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้ทั้งหมดถูกใช้ภายในประเทศ
โดยมีสัดส่วนการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าร้อยละ 72
ลูกค้าภาคอุตสาหกรรมและขนส่งร้อยละ 11 และส่งเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติร้อยละ 17

ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยมีปัจจัยหลักคือ
ปริมาณการใช้กระแสไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น
ทำให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้น
โดยปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (รวม กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก) คิดเป็นร้อยละ 66.8 ของปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมด

  ปริมาณการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงระหว่างปี 2547 - 2550

(หน่วย : ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง)

  ------------------------ ----------- ----------- ----------- ------------
                           ปี 2547      ปี 2548      ปี2549       ปี 2550

  1. พลังน้ำ                 5,896       5,671       7,950       7,961

  2. ก๊าซธรรมชาติ            90,289      94,468      94,398      98,148

  3. น้ำมันสำเร็จรูป           5,701       7,817       7,885       2,995

  4. ถ่านหิน                 20,404      20,614      24,468      30,881

  5. กระแสไฟฟ้านำเข้า และอื่นๆ 5,220       6,228       7,217       7,041

  รวม                      127,511     134,798     141,919     147,026

  อัตราการขยายตัว (ร้อยละ)    7.7         5.7         5.3         3.6
  ------------------------ ----------- ----------- ----------- ------------

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (www.eppo.go.th)
เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2551

สำหรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตกระแสไฟฟ้าในระยะยาวจะเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตามความต้องการใช้พลังงานไฟฟ้าที่สูงขึ้น
ซึ่งเป็นไปตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 (PDP2007 :
ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1) ซึ่งกระทรวงพลังงานได้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
(กพช.) รับทราบแล้ว เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2550
โดยผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรายใหม่จะเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติจะสามารถแข่งขันได้และเป็นที่ยอมรับด้านสิ่งแวดล้อมเมื่อเปรียบเทียบกับเชื้อเพลิงชนิดอื่น
โดยประมาณการการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้

  -----------------------------------------------------------------------
  []

  -----------------------------------------------------------------------

นอกจากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่จะยังคงขยายตัวต่อไปแล้ว
ภาครัฐยังมีนโยบายผลักดันการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่งมากขึ้น
เนื่องจากมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ
และช่วยลดผลกระทบต่อผู้บริโภคจากการที่ราคาน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันในตลาดโลก
ประกอบกับความต้องการผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่มีแนวโน้มสูงขึ้น
ไม่ว่าจะเป็นความต้องการใช้ก๊าซหุงต้มภายในประเทศและความต้องการใช้เพื่อเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
ล้วนเป็นปัจจัยหลักที่เสริมสร้างให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต

3.4.1.3 การปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงาน 

รัฐบาลมีนโยบายให้มีการปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม โดยแยกงานนโยบาย
งานกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน และการประกอบกิจการพลังงานออกจากกัน
ให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานครอบคลุมทั้งกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติให้มีประสิทธิภาพ มั่นคง
มีปริมาณเพียงพอ และให้มีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระคือ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เพื่อกำกับดูแลกิจการพลังงานของประเทศ โดยมีหน้าที่ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดโดยมิชอบ
และคุ้มครองผู้ใช้พลังงานและผู้ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน เมื่อวันที่ 19
กันยายน 2550
สภานิติบัญญัติแห่งชาติได้มีมติรับหลักการแห่งร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ.
2550 ซึ่งคณะรัฐมนตรีเป็นผู้เสนอ
และตั้งคณะกรรมาธิการวิสามัญเพื่อพิจารณาร่างพระราชบัญญัติดังกล่าว
พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ)
ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11
ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป

3.4.2 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจน้ำมัน

3.4.2.1 อุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน 

ปัจจุบันประเทศไทยมีโรงกลั่นน้ำมันรวมทั้งสิ้น 7 แห่ง มีกำลังการผลิตรวมกันทั้งสิ้นประมาณ
1,067,000 บาร์เรลต่อวัน (ไม่รวมกำลังการผลิตของหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสทของ PTTAR
จำนวน 70,000 บาร์เรลต่อวัน) เพิ่มขึ้นจากปี 2549 จำนวน 50,000 บาร์เรลต่อวัน
เนื่องจากโครงการขยายกำลังการผลิตหน่วยกลั่น CDU-3 ของโรงกลั่นไทยออยล์แล้วเสร็จ ในปี
2550 โรงกลั่นน้ำมันมีการผลิตจริงรวมกันจำนวน 772,772 บาร์เรลต่อวัน
เมื่อรวมกับการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากโรงแยกก๊าซฯ และโรงงานปิโตรเคมีจำนวน 83,596
บาร์เรลต่อวัน ทำให้มีการผลิตน้ำมันสำเร็จรูปของประเทศรวมทั้งสิ้นจำนวน 856,368
บาร์เรลต่อวัน ในขณะที่ความต้องการใช้น้ำมันในประเทศมีจำนวน 724,056 บาร์เรลต่อวัน
ทำให้ประเทศไทยมีอุปทานส่วนเกิน และมีการส่งออกไปจำหน่ายในตลาดต่างประเทศจำนวน
138,195 บาร์เรลต่อวัน

ในปี 2550 ประเทศไทยผลิตน้ำมันสำเร็จรูปแยกเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปชนิดต่างๆ
ได้ตามตารางดังนี้

  หน่วย : บาร์เรลต่อวัน

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์                ปี 2548         ปี2549          ปี2550

  น้ำมันเบนซิน                   159,089        156,668        149,607

  น้ำมันดีเซล                    341,091        361,220        368,135

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน          83,325         96,524         91,723

  น้ำมันเตา                     106,088        108,706        111,186

  น้ำมันก๊าด                     17,520         1,622          2,127

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว             123,951        124,592        133,592

  รวม                         831,063        849,332        856,368
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศไทยสามารถดำเนินการได้ทั้งทางรถบรรทุก รถไฟ และเรือขนส่ง ทั้งนี้
ขึ้นอยู่กับที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมัน
การขนส่งน้ำมันดิบจากต่างประเทศจะใช้เรือขนส่งตามท่าเทียบเรือต่างๆ
ตลอดแนวชายฝั่งทะเลของประเทศ
ขณะที่การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศส่วนใหญ่จะขนส่งโดยทางรถไฟ
โดยที่น้ำมันดิบจะถูกขนส่งไปยังโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 7
แห่งซึ่งตั้งอยู่ใกล้ชายฝั่งทะเลเพื่อกลั่นเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจะถูกขนส่งโดยทาง รถบรรทุก รถไฟ เรือขนส่ง และท่อส่งน้ำมัน
ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางท่อส่งน้ำมันแม้จะเพิ่มสูงขึ้น
แต่ก็ยังมีปริมาณการใช้ไม่มากนักเมื่อเปรียบเทียบกับการขนส่งโดยรถบรรทุกและรถไฟ
เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันไม่ได้มีการเชื่อมต่อกับโรงกลั่นน้ำมันทุกแห่ง
โรงกลั่นน้ำมันส่วนใหญ่ตั้งอยู่ที่ภาคกลางและภาคตะวันออกของประเทศซึ่งเป็นพื้นที่ที่มีความต้องการใช้น้ำมันสูงกว่าภาคอื่นๆ
ของประเทศ

3.4.2.2 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายน้ำมัน

จากการเปิดเสรีอุตสาหกรรมน้ำมันเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2534
ส่งผลให้ธุรกิจการจัดจำหน่ายน้ำมันมีการแข่งขันที่เพิ่มสูงขึ้น
เนื่องจากมีผู้ค้าน้ำมันอิสระรายใหม่เข้ามาในตลาดจำนวนมาก
การขยายตัวเพิ่มขึ้นของจำนวนสถานีบริการน้ำมัน
ประกอบกับสภาวะที่ประเทศไทยมีอุปทานมากกว่าอุปสงค์
ส่งผลให้กำไรขั้นต้นจากการตลาดเปลี่ยนแปลงตามสภาวะการแข่งขัน

โครงสร้างราคาน้ำมัน

โครงสร้างราคาน้ำมันจะประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น และราคาขายปลีก
ในส่วนของราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น จะประกอบด้วย ราคา ณ โรงกลั่น ภาษีสรรพสามิต
ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และภาษีมูลค่าเพิ่ม
และในส่วนของราคาขายปลีก จะประกอบด้วย ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ค่าการตลาด
และภาษีมูลค่าเพิ่ม^(/1)

จากการที่ประเทศไทยเป็นประเทศผู้นำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศในรูปของน้ำมันดิบ
และน้ำมันสำเร็จรูปบางส่วน ประกอบกับการค้าน้ำมันเป็นไปอย่างเสรี ดังนั้น การกำหนดราคาน้ำมัน
ณ โรงกลั่นจึงขึ้นอยู่กับการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดโลก
(ซึ่งโรงกลั่นในประเทศไทยยึดตลาดสิงคโปร์เป็นเกณฑ์เช่นเดียวกับประเทศอื่นๆ ในภูมิภาคนี้)
และการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา (หรือค่าเงินบาท)
ซึ่งเป็นต้นทุนในการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง

จากการศึกษาของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ระบุว่า
หากราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเปลี่ยนแปลง 1 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล
ต้นทุนราคาน้ำมันในประเทศไทยจะเปลี่ยนแปลง 25-29 สตางค์ต่อลิตร (ณ อัตราแลกเปลี่ยน
40-46 บาทต่อเหรียญสหรัฐ)

การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้า^(/)[5]

(1) ช่วงก่อนยกเลิกควบคุมราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐบาลเป็นผู้กำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
    โดยรัฐบาลกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น
    และอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแต่ละชนิด
    ในช่วงดังกล่าวประเทศไทยมีกำลังการกลั่นต่ำกว่าความต้องการในประเทศและต้องพึ่งพาการนำเข้า
    การกำหนดราคาน้ำมันที่ผลิตในประเทศจึงใช้หลักการของความเสมอภาคกับการนำเข้า
    (Import Parity Basis) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมระหว่างผู้ผลิตและผู้นำเข้า
    โดยหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจะอ้างอิงตามการเปลี่ยนแปลงของราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันในสิงคโปร์
    ซึ่งเป็นตลาดน้ำมันสำเร็จรูปขนาดใหญ่ในภูมิภาคนี้
    ในช่วงดังกล่าวราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยจะเป็นราคา C.I.F. กรุงเทพฯ
    คือราคาสิงคโปร์บวกด้วยค่าขนส่งและค่าใช้จ่ายต่างๆ จนกระทั่งถึงท่าเรือประเทศไทย
    การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นจะอิงกับราคาประกาศของโรงกลั่นในสิงคโปร์
    และสำหรับการกำหนดราคานำเข้าจะอิงตามราคาตลาดจรสิงคโปร์เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนการนำเข้าจริง
    โดยการประกาศราคาจะเปลี่ยนแปลงสัปดาห์ละ 1 ครั้ง

(2) ช่วงหลังการยกเลิกควบคุมราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
    โรงกลั่นน้ำมันมีสัญญาซื้อขายกับผู้ค้าน้ำมันกำหนดราคาเป็น C.I.F. กรุงเทพฯ
    สำหรับผู้ค้าน้ำมันที่นำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปจะเป็นไปตามต้นทุนตามจริง
    เนื่องจากโรงกลั่นต้องแข่งขันกับต้นทุนนำเข้า ดังนั้น
    โรงกลั่นจึงใช้หลักการเสมอภาคกับการนำเข้า หากโรงกลั่นกำหนดราคาสูงกว่าการนำเข้า
    ผู้ค้าน้ำมันจะนำเข้าแทนการสั่งซื้อจากโรงกลั่นในประเทศ
    แต่หากการกำหนดราคาต่ำกว่าราคานำเข้า จะทำให้โรงกลั่นได้รับผลตอบแทนต่ำ
    ย่อมไม่จูงใจให้เกิดการลงทุนของธุรกิจการกลั่นในประเทศไทย
    แต่หลังจากกำลังการกลั่นของประเทศไทยมีเกินความต้องการทำให้ต้องส่งออก
    การส่งออกในปัจจุบันตามภาวะปกติจะไม่ได้ราคาที่ดีเท่าที่ควรจากปัญหากำลังการกลั่นในภูมิภาคที่สูงกว่าความต้องการ
    ดังนั้น โรงกลั่นจึงพยายามที่จำหน่ายน้ำมันในประเทศก่อนส่งออก โดยให้ส่วนลดราคา ณ
    โรงกลั่นในบางช่วง
    ทำให้การกำหนดราคาของไทยได้ลดลงมาอยู่ระหว่างราคาส่งออกและราคานำเข้า

การกำหนดราคาของโรงกลั่นจะกำหนดให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับต้นทุนการนำเข้ามากที่สุด
เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันซื้อน้ำมันจากโรงกลั่น
และเนื่องจากการซื้อขายน้ำมันในภูมิภาคนี้เป็นจำนวนมากจะกระทำกันในตลาดสิงคโปร์
ราคาน้ำมันที่เคลื่อนไหวในตลาดสิงคโปร์จึงเป็นตัวแทนของราคาน้ำมันของทุกประเทศในภูมิภาคนี้
โรงกลั่นจึงใช้เกณฑ์การกำหนดราคาโดยอิงตามราคาตลาดจรสิงคโปร์
และมีการเปลี่ยนแปลงทุกวันเช่นเดียวกับราคาตลาดจรสิงคโปร์

การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดน้ำมันต่างๆ [6]¹

ตลาดซื้อขายน้ำมันระหว่างประเทศ ตลาดที่สำคัญมีอยู่เพียงไม่กี่แห่ง
โดยจะเป็นตัวแทนการซื้อขายหรือตกลงราคาน้ำมันของภูมิภาคนั้นๆ ได้แก่ ตลาดในสหรัฐอเมริกา
ตลาดยุโรป ตลาดตะวันออกกลาง และตลาดสิงคโปร์ สำหรับตลาดอื่นๆ
จะกำหนดราคาโดยพิจารณาและคำนึงถึงตลาดเหล่านี้
โดยโรงกลั่นและผู้ค้าน้ำมันของประเทศในภูมิภาคนั้นๆ
จะคำนึงถึงสภาพความต้องการและปริมาณการผลิตในภูมิภาคอื่นๆ ประกอบด้วย

ราคาน้ำมันสำเร็จรูปที่ซื้อขายในตลาดโดยทั่วไปจะเปลี่ยนแปลงสอดคล้องกับต้นทุน คือ ราคาน้ำมันดิบ
ดังนั้น ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในทุกตลาด จึงปรับตัวเคลื่อนไหวไปในทิศทางและระดับเดียวกัน
นอกจากนั้นแล้ว อุปสงค์และอุปทานในภูมิภาคนั้นๆ ยังมีอิทธิพลต่อราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาด
จึงทำให้การเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมันสำเร็จรูปในบางตลาดอาจปรับตัวแตกต่างจากตลาดอื่น
แต่เป็นเพียงช่วงสั้นๆ
เพราะระดับราคาที่แตกต่างกันจะทำให้เกิดภาวะของการไหลเข้า/ออกของน้ำมันจากตลาดอื่น
จนระดับราคาของตลาดนั้นปรับตัวสู่ภาวะสมดุลกับตลาดอื่น ดังนั้น
ในการกำหนดราคาของผู้ค้าน้ำมันไทย ไม่ว่าจะใช้ฐานราคาน้ำมันสำเร็จรูปของตลาดใด
การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันสำเร็จรูปของไทยจะเป็นเช่นเดียวกัน
เพราะการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันสำเร็จรูปในทุกตลาดจะเปลี่ยนแปลงสอดคล้องในระดับเดียวกัน

ในภูมิภาคเอเชียตะวันออกไกล ตลาดสิงคโปร์เป็นศูนย์กลางซื้อขายน้ำมันในภูมิภาคนี้ที่สำคัญที่สุด
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ มิได้เกิดจากการประกาศราคาของรัฐบาลสิงคโปร์
แต่เป็นราคาที่เกิดจากการตกลงซื้อขายของผู้ซื้อและผู้ขายทั้งภายในและภายนอกประเทศสิงคโปร์
ราคาที่ตกลงจะสะท้อนจากปริมาณน้ำมันที่มีในภูมิภาค (Supply) และความต้องการน้ำมันของภูมิภาค
(Demand) นี้ที่มีเข้ามาในตลาด ดังนั้น ปริมาณการผลิตส่วนเกินและความต้องการน้ำมัน
(การส่งออกและการนำเข้า) ของประเทศต่างๆ ในภูมิภาคนี้
ซึ่งรวมทั้งประเทศไทยจะมีผลต่อการเปลี่ยนแปลงของราคาในตลาดจรสิงคโปร์
การเก็บรวบรวมราคาซื้อขายในตลาดน้ำมันทุกตลาดจะมีบริษัทข้อมูล เช่น Platt’s, Petroleum
Argus, Reuters ทำการรวบรวมราคาซื้อขายในแต่ละวัน
ซึ่งข้อมูลที่ตลาดน้ำมันใช้อ้างอิงในการต่อรองหรือตกลงราคาซื้อขายกันในธุรกิจน้ำมันระหว่างประเทศ
จะเป็นของบริษัท Platt’s เช่น MOP (Mean of Platt’s) หมายถึง
ราคากลางที่ได้จากราคาซื้อขายต่ำสุดและสูงสุดที่ Platt’s สรุปในวันนั้นๆ

ปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปที่ซื้อขายผ่านตลาดสิงคโปร์ จะอยู่ในระดับสูงเช่นเดียวกับตลาดใหญ่ในพื้นที่อื่น
(ยุโรป อเมริกา ตะวันออกกลาง) ทำให้ยากต่อการปั่นราคาโดยผู้ซื้อหรือผู้ขาย
และราคาจะสะท้อนความสามารถในการจัดหาและความต้องการในภูมิภาคเอเชียอย่างแท้จริง
โดยเหตุผลดังกล่าว ทำให้ประเทศผู้ส่งออกน้ำมัน เช่น ไทย เกาหลีใต้ ญี่ปุ่น ซึ่งปัจจุบันมีกำลังการ
กลั่นส่วนเกิน แม้จะเริ่มมีการกำหนดราคาส่งออกเอง
ซึ่งจะขึ้นอยู่กับอุปสงค์/อุปทานของประเทศตนเองส่วนหนึ่ง
แต่โดยทั่วไปราคาตลาดจรสิงคโปร์ยังมีอิทธิพลสูงมากต่อราคาในประเทศต่างๆ ดังกล่าว

ราคาจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของโรงกลั่น และผู้ค้าส่งน้ำมันภายในประเทศในปัจจุบัน[7]¹

ภายหลังการยกเลิกการควบคุมราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ในช่วงแรกการกำหนดราคาน้ำมันสำเร็จรูปของโรงกลั่น
ได้ใช้หลักการของความเสมอภาคกับการนำเข้า (Import parity)
ประกอบด้วยราคาน้ำมันในตลาดจรสิงคโปร์ (F.O.B.) เฉลี่ย 3 วัน
บวกด้วยค่าขนส่งและค่าใช้จ่ายต่างๆ เป็นราคา C.I.F.
และจะมีค่าใช้จ่ายในการปรับคุณภาพด้วยส่วนหนึ่ง ซึ่งในแต่ละโรงกลั่นจะใช้หลักเกณฑ์เดียวกัน
เพียงแต่มีความแตกต่างกันในรายละเอียด เช่น ค่าขนส่ง ค่าปรับคุณภาพ โดยระดับราคา ณ
โรงกลั่นของทุกโรงอยู่ในระดับเดียวกัน มีความแตกต่างกันในระดับ 4–10 สตางค์/ลิตร
แต่หลังจากประเทศไทยมีกำลังการกลั่นที่เพิ่มขึ้นและภาวะเศรษฐกิจตกต่ำ
ทำให้ปริมาณการผลิตน้ำมันมากเกินความต้องการของประเทศ ทำให้ต้องส่งออก
การกำหนดราคาของโรงกลั่น นอกจากจะอิงตามภาวะตลาดภายนอก คือ ราคาตลาดจรสิงคโปร์แล้ว
ยังคำนึงถึงสภาพอุปสงค์/อุปทานของตลาดภายในประเทศด้วย
ในบางช่วงที่น้ำมันในประเทศเหลือมากจะมีการให้ส่วนลด ทำให้ราคา ณ
โรงกลั่นของไทยถูกกว่าราคาปกติมากในบางช่วง

นอกจากนี้ จากสภาพการแข่งขันในตลาดน้ำมันของไทยที่อยู่ในระดับสูง ทำให้ในตลาดค้าส่งของไทย
มีการเปลี่ยนแปลงราคาทุกวันและบางวันอาจหลายครั้ง
ซึ่งเป็นไปตามต้นทุนและสภาพตลาดน้ำมันในช่วงนั้นๆ จากการศึกษาของ สนพ. พบว่า
ราคาขายส่งน้ำมันภายในประเทศมีการเปลี่ยนแปลงที่สอดคล้องกับตลาดสิงคโปร์
เพราะปริมาณน้ำมันในตลาดของไทย จะปรับตัวตามสภาพตลาดน้ำมันภายนอก
และในทางกลับกันตลาดน้ำมันของไทยจะส่งผลกับตลาดในภูมิภาคนี้เช่นกัน
เมื่อน้ำมันในตลาดเอเชียขาด (ซึ่งมีผลให้ราคาสิงคโปร์ปรับตัวขึ้น) น้ำมันไทยจะไหลออก
ปริมาณน้ำมันในประเทศลดลง ราคาขายในประเทศปรับตัวขึ้น ในทางกลับกัน
การที่ปริมาณน้ำมันในตลาดนอกประเทศอยู่ในระดับสูง
ซึ่งราคาตลาดสิงคโปร์ที่สะท้อนราคาซื้อขายในภูมิภาคเอเชียจะลดลง
ความสามารถส่งออกน้ำมันของไทยจะลดลง
ราคาขายส่งในประเทศจะมีการให้ส่วนลดเพื่อระบายน้ำมันออกสู่ตลาดภายใน

ภาวะการแข่งขันของตลาดน้ำมันในประเทศไทย^(/)[8]

ปัจจุบันตลาดน้ำมันของไทยมีการแข่งขันสูงทั้งระดับค้าส่งและค้าปลีก โดยในตลาดค้าส่ง
กำลังการกลั่นภายในประเทศที่มีมากกว่าความต้องการ
ทำให้การกำหนดราคาของโรงกลั่นและผู้ค้าส่งต้องมีการให้ส่วนลดแก่ผู้ค้าน้ำมันในภาวะที่น้ำมันล้นตลาด
นอกจากนี้ การที่โรงกลั่นต้องแข่งขันกับการนำเข้าจากต่างประเทศ
ภาวะกำลังการกลั่นล้นตลาดของภูมิภาค
ก็มีผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของภูมิภาคเอเซียอยู่ในภาวะอ่อนตัวเมื่อเทียบกับราคาน้ำมันดิบ
ซึ่งประเทศไทยก็ได้รับผลกระทบดังกล่าวด้วย

ในตลาดค้าปลีก การแข่งขันอยู่ในระดับสูงเช่นเดียวกัน จากการเพิ่มขึ้นของจำนวนผู้ค้าน้ำมัน
จากเดิมช่วงก่อนการยกเลิกควบคุมราคามีเพียงผู้ค้ารายใหญ่ 4 ราย ได้เพิ่มขึ้นเป็นกว่า 30
รายในปัจจุบัน จำนวนสถานีบริการน้ำมันได้เพิ่มขึ้นจากระดับ 3,400 แห่ง เป็นกว่า 17,000
แห่งในปัจจุบัน ทำให้การแข่งขันในตลาดค้าปลีกของไทยอยู่ในระดับที่สูงมาก
จนทำให้ผู้ค้าไม่สามารถกำหนดราคาขายปลีกในระดับที่แตกต่างกันได้มาก จากการศึกษาของ สนพ.
พบว่าการกำหนดราคาขายปลีกในระดับที่แตกต่างกัน 50 สตางค์ต่อลิตร
จะส่งผลให้ปริมาณการจำหน่ายของผู้ค้าน้ำมันลดลงครึ่งหนึ่ง ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันนับตั้งแต่ปี
2539 เป็นต้นมา ได้ปรับลดลงและอยู่ในระดับทรงตัว ซึ่งเป็นผลจากการแข่งขันที่อยู่ในระดับสูง

รัฐบาลมีบทบาทในการกำกับดูแลการกำหนดราคาน้ำมันและสภาวะการแข่งขัน
โดยจะอาศัยกลไกทางด้านกฎหมายที่มีอยู่แล้ว เช่น พ.ร.ก.
แก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันฯ พ.ศ. 2516 และ พ.ร.บ.
ว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 เป็นต้น
ทั้งนี้รัฐบาลยังมีมาตรการที่มีผลกระทบต่อราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ ได้แก่
มาตรการทางด้านภาษีสรรพสามิตโดยรัฐบาลจะได้ประกาศปรับเปลี่ยนอัตราภาษีสรรพสามิตสำหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันตามความเหมาะสม
มาตรการการปรับเปลี่ยนเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
หรือเงินได้รับชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้
เพื่อลดความผันผวนของราคาน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อประชาชนได้

ตัวอย่างโครงสร้างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานคร ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2551

หน่วย : บาท/ลิตร

+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
|                       | เบ        | คิดเป      | ดีเซล   | คิดเป      |
|                       | นซินออกเทน | ็นร้อยละของ | หมุนเร็ว | ็นร้อยละของ |
|                       | 91        |           |        |           |
|                       |           | ร         |        | ร         |
|                       |           | าคาขายปลีก |        | าคาขายปลีก |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| ราคา ณ โรงกลั่น ^(/1)   | 20.8858   | 65.91     | 2      | 79.44     |
|                       |           |           | 3.1477 |           |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| ภาษีสรรพสามิต ^(/2)     | 3.6850    | 11.63     | 2.3050 | 7.91      |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| ภาษีเทศบาล ^(/2)       | 0.3685    | 1.16      | 0.2305 | 0.79      |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง      | 3.0000    | 9.47      | 0.1000 | 0.34      |
| ^(/2)                 |           |           |        |           |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| กองทุนเพ               | 0.7500    | 2.37      | 0.75   | 2.57      |
| ื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน |           |           |        |           |
| ^(/2)                 |           |           |        |           |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)      | 2.0083    | 6.33      | 1.8573 | 6.38      |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น    | 30.6976   | 96.87     | 2      | 97.43     |
|                       |           |           | 8.3905 |           |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| ค่าการตลาด             | 0.9275    | 2.93      | 0.7005 | 2.40      |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)      | 0.0649    | 0.20      | 0.0490 | 0.17      |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+
| ราคาขายปลีก            | 31.69     | 100.00    | 29.14  | 100.00    |
+-----------------------+-----------+-----------+--------+-----------+

  /1 โรงกลั่นกำหนดจากราคาตลาดโลก

  /2 รัฐบาลกำหนด

สำหรับอัตราภาษีสรรพสามิตปัจจุบันเป็นไปตามประกาศอัตราภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง
โดย ณ วันที่
13 กุมภาพันธ์ 2551 อัตราภาษีสรรพสามิตของผลิตภัณฑ์ต่างๆ เป็นดังนี้

  ------------------------------- ------------------- --------------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์                    ตามมูลค่าร้อยละ        ตามปริมาณ (บาท/ลิตร)

  1. น้ำมันเบนซินชนิดไร้สารตะกั่ว        -                   3.685

  2. น้ำมันแก๊สโซฮอล์                 -                   3.317

  3. น้ำมันก๊าด                      -                   3.055

  4. น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว               -                   2.305

  5. น้ำมันดีเซลหมุนช้า                -                   2.405

  6. น้ำมันเตา                      5                   -

  7. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (บาท/กก.)    -                   2.170
  ------------------------------- ------------------- --------------------

ที่มา : กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง

สำหรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบัน
รัฐบาลกำหนดให้ผู้ผลิตหรือผู้นำเข้าผลิตภัณฑ์น้ำมันส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันตามอัตราที่กำหนดซึ่งขึ้นอยู่กับชนิดน้ำมัน
ยกเว้นก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะได้รับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมัน ทั้งนี้
เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดย ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2551
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน สรุปได้ดังนี้

  ที่มา : สนพ.

3.4.2.3 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว 

รัฐบาลมีนโยบายยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้
ได้ดำเนินการอย่างเป็นขั้นตอนโดยการยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีกแล้ว
และจะให้มีการใช้ระบบลอยตัวเต็มที่โดยสมบูรณ์ในขั้นตอนต่อไป โดยมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่
10 กรกฎาคม 2544 มอบหมายให้ สนพ. กระทรวงพลังงาน กระทรวงการคลัง
และกระทรวงพาณิชย์ รับไปดำเนินการร่วมกันเพื่อยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว

ในระหว่างที่รัฐบาลยังควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยควบคุมราคา ณ
โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า และราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น
โดยใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรับภาระชดเชยราคา
แต่ปัญหาจากโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ไม่สะท้อนตามตลาดและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ทำให้ภาครัฐมีการพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ในวันที่ 12 ตุลาคม
2550 ในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
จึงมีมติเห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ
โรงกลั่น

ทั้งนี้ โครงสร้างราคาจะประกอบด้วย 3 ส่วนคือ

(1) ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า

(2) ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ซึ่งประกอบด้วย

- ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และภาษีมูลค่าเพิ่ม

(3) ราคาขายปลีก ซึ่งประกอบด้วย

- ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ค่าการตลาด และภาษีมูลค่าเพิ่ม

ดังมีรายละเอียด ดังตัวอย่างต่อไปนี้ (โครงสร้างราคา ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2551)

  หน่วย : บาท/กิโลกรัม

  ---------------------------- ------------------- -------------------------
                               ก๊าซปิโตรเลียมเหลว     คิดเป็นร้อยละของราคาขายปลีก

  ราคา ณ                       11.0751             60.81
  โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า ^(/1)                     

  ภาษีสรรพสามิต ^(/2)            2.1700              11.91

  ภาษีเทศบาล ^(/2)              0.2170              1.19

  กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ^(/2)       0.3033              1.67

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)             0.9636              5.29

  ราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม       14.7290             80.87

  ค่าการตลาด                    3.2566              17.88

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)             0.2280              1.25

  ราคาขายปลีก                   18.21               100.00
  ---------------------------- ------------------- -------------------------

  ที่มา : สนพ.

  /1 รัฐบาลกำหนดโดยอ้างอิงราคาตลาดโลก

  /2 รัฐบาลกำหนด

3.4.3 ภาวะอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 

3.4.3.1 โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 

โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีสามารถแบ่งได้เป็น 3 ขั้น ดังนี้

(1) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น : เป็นการนำก๊าซปิโตรเลียม อันได้แก่
    ก๊าซอีเทนและก๊าซโพรเพน หรือผลิตภัณฑ์ในรูปของน้ำมัน อันได้แก่ แนฟทา
    มาแปรสภาพเป็นสารโอเลฟินส์ (ก๊าซเอทิลีนและก๊าซโพรพิลีน)
    และคอนเดนเสทมาแปรสภาพเป็นสารอะโรเมติกส์ (เบนซีน โทลูอีน และไซลีน)
    โดยผ่านกระบวนการกลั่น แยก ทำให้แตกตัว และแปรรูป

(2) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นกลาง :
    เป็นการนำผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้นจากผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นต้นไปผ่านกระบวนการต่างๆจนได้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นกลาง
    เช่น สไตรีนโมโนเมอร์ ไวนิลคลอไรด์โมโนเมอร์ เอ-ทิลีนไกลคอล กรดเทเรฟทาลิกบริสุทธิ์
    ฟีนอล และอะซีโตน เป็นต้น

(3) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลาย :
    เป็นการนำผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้นจากผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นกลางไปผ่านกระบวนการต่างๆ
    จนได้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นปลาย เช่น เม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ หรือวัตถุสังเคราะห์ต่างๆ
    ซึ่งจะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบพื้นฐานในการผลิตของอุตสาหกรรมต่อเนื่องอื่นๆ เช่น
    อุตสาหกรรมบรรจุภัณฑ์ อุตสาหกรรมเครื่องใช้ไฟฟ้า อุตสาหกรรมชิ้นส่วนรถยนต์
    และอุตสาหกรรมสิ่งทอ เป็นต้น

3.4.3.2 สถานการณ์ปิโตรเคมีของประเทศไทย

ราคาปิโตรเคมีจะมีการเปลี่ยนแปลงเป็นวัฏจักร
ในแต่ละรอบจากราคาขึ้นสูงสุดถึงราคาลงต่ำสุดจะใช้ระยะเวลา 8-10 ปี ช่วงปี 2547-2549
ถือว่าเป็นช่วงขาขึ้นของราคาปิโตรเคมี
และมีการคาดการณ์โดยบริษัทที่ปรึกษาชั้นนำว่าราคาจะลดต่ำสุด ในช่วงปี 2553-2554
และจะเข้าสู่ช่วงขาขึ้นอีกครั้งในปี 2555

ความต้องการปิโตรเคมีขั้นต้นของประเทศไทยโดยรวมในปี 2550 เพิ่มขึ้นจากปี 2549 ประมาณ
11% ในขณะที่ความต้องการเม็ดพลาสติก(โพลิเมอร์) เพิ่มขึ้นเล็กน้อยเพียง 3%
แต่มีการส่งออกเพิ่มขึ้น 4% ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นต้นมีความต้องการใช้ภายในประเทศเพิ่มสูงขึ้น
จึงส่งออกได้น้อยลงจากปี 2549 กว่า 50%
ทั้งนี้ปริมาณผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีของประเทศไทยโดยเฉพาะเม็ดพลาสติกยังคงอยู่ในสภาวะที่มีกำลังการผลิตมากกว่าความต้องการ
เนื่องจากอุตสาหกรรมปิโตรเคมีของไทยที่ตั้งต้นจากการผลิตเพื่อทดแทนการนำเข้า
ได้เปลี่ยนแปลงไปสู่การเป็นฐานการผลิตเพื่อส่งออก โดยในปี 2550
มีการส่งออกโดยรวมประมาณ4.2 ล้านตันคิดเป็น 29% ของปริมาณการผลิต
ส่วนใหญ่เป็นการส่งออกผลิตภัณฑ์ขั้นกลาง 1.8 ล้านตันและเม็ดพลาสติก 2 ล้านตัน คิดเป็น 40%
และ 47% ของการผลิตตามลำดับ โดยส่วนใหญ่ส่งออกไปยังภูมิภาคเอเชียเป็นหลัก เช่น จีน
เวียดนามและมาเลเซีย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต กา  |             |             |            |             |
| รนำเข้า การ |             |             |            |             |
| บริโภค และก |             |             |            |             |
| ารส่งออกเอท |             |             |            |             |
| ิลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 1,478.00    | 6.00        | 1,281.00   | 203.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 1,832.00    | 0.00        | 1,444.00   | 388.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 1,798.00    | 0.00        | 1,646.00   | 152.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 1,892.00    | 11.00       | 1,771.00   | 131.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2546       | 2,007.00    | 7.00        | 1,872.00   | 142.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 1,993.00    | 20.00       | 1,889.00   | 123.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 2,216.00    | 42.00       | 2,072.00   | 186.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 2,391.00    | 7.00        | 2,253.00   | 145.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2550       | 2,370.00    | 119.00      | 2,473.00   | 16.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต การ |             |             |            |             |
| นำเข้า การส |             |             |            |             |
| ่งออก และกา |             |             |            |             |
| รบริโภคโพรพ |             |             |            |             |
| ิลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 881.00      | 76.00       | 913.00     | 44.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 1,083.00    | 34.00       | 1,048.00   | 69.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 1,035.00    | 13.00       | 1,018.00   | 30.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 1,134.00    | 53.00       | 1,163.00   | 24.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2546       | 1,192.00    | 52.00       | 1,188.00   | 57.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 1,215.00    | 20.00       | 1,195.00   | 39.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 1,211.00    | 20.00       | 1,151.00   | 79.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 1,246.00    | 0.00        | 1,167.00   | 79.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2550       | 1,232.00    | 0.00        | 1,161.00   | 71.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| กา         |             |             |            |             |
| รผลิต การนำ |             |             |            |             |
| เข้า การส่งอ |             |             |            |             |
| อก และการบ |             |             |            |             |
| ริโภคพาราไซ |             |             |            |             |
| ลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 372.00      | 117.00      | 482.00     | 67.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 639.00      | 85.00       | 512.00     | 212.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 696.00      | 70.00       | 538.00     | 228.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 906.00      | 40.00       | 669.00     | 277.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2546       | 1,057.00    | 81.00       | 841.00     | 297.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 1,041.00    | 140.00      | 945.00     | 236.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 1,132.00    | 155.00      | 1,023.00   | 264.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 1,220.00    | 396.00      | 1,493.00   | 123.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2550       | 1,273.00    | 487.00      | 1,638.00   | 122.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต กา  |             |             |            |             |
| รนำเข้า การ |             |             |            |             |
| ส่งออก และก |             |             |            |             |
| ารบริโภคเบน |             |             |            |             |
| ซิน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 394.00      | 22.00       | 276.00     | 140.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 463.00      | 46.00       | 294.00     | 215.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 509.00      | 2.00        | 321.00     | 190.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 502.00      | 15.00       | 302.00     | 214.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2546       | 580.00      | 0.00        | 361.00     | 219.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 706.00      | 12.00       | 387.00     | 332.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 742.00      | 3.00        | 347.00     | 398.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 709.00      | 0.00        | 394.00     | 315.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2550       | 801.00      | 0.00        | 580.00     | 221.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

3.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม 

3.5.1 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

ตลอดระยะเวลาการดำเนินงานของโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมา ปตท.
ได้ตระหนักถึงผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ความปลอดภัย และอาชีวอนามัย
รวมทั้งสภาพชีวิตความเป็นอยู่ของประชาชนที่อาศัยอยู่ในบริเวณใกล้เคียง ดังนั้น ปตท.
จึงได้ติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่องและเคร่งครัด
โดยในช่วงก่อนการก่อสร้างได้มีการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
(Environmental Impact Assessment : EIA)
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
พร้อมทั้งระบุมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
และมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อเสนอต่อ
สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.)
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ซึ่งจนถึงปัจจุบัน ปตท. ได้ดำเนินการติดตามตรวจวัด
บันทึกผล และจัดทำรายงานฯ เสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
รวมถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมโรงงานอุตสาหกรรม ตามที่กฎหมายกำหนดอย่างเคร่งครัด
ยิ่งไปกว่านั้น เพื่อให้เกิดความมั่นใจในประสิทธิภาพของระบบบำบัดมลพิษทางอากาศ
และเป็นไปตามคำแนะนำของกรมโรงงานอุตสาหกรรม ในปี 2546 และปี 2548
โรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง หน่วยที่ 1 และ 5
ยังได้ติดตั้งเครื่องมือหรือเครื่องอุปกรณ์พิเศษเพื่อตรวจสอบคุณภาพอากาศจากปล่องแบบอัตโนมัติ
(Continuous Emission Monitoring System : CEMS) ตามลำดับ
ซึ่งจากการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมของโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้ง 5
โรงตั้งแต่เปิดดำเนินการ พบว่าคุณภาพอากาศ คุณภาพเสียง คุณภาพน้ำ
และกากของเสียจากกระบวนการผลิต ล้วนอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องทั้งสิ้น
นอกจากนี้แล้ว ปตท. มีแผนที่จะก่อสร้างโรงแยกก๊าซอีเทนและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ หน่วยที่ 6
ที่จังหวัดระยอง ซึ่งขณะนี้ได้จัดทำรายงาน EIA เสนอต่อ สผ. และได้รับการพิจารณาเห็นชอบจาก
คณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ เรียบร้อยแล้ว
และอยู่ในระหว่างการดำเนินการก่อสร้างโดยคาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณต้นปี 2554

นอกจากการปฏิบัติตามกฎหมายข้างต้นแล้ว ปตท. ยังได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก./OHSAS 18001 เข้ามาใช้ โดยปัจจุบัน
โรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้ง 5 หน่วยได้รับการรับรองระบบ ISO 14001 และระบบ มอก./OHSAS
18001 จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.) เรียบร้อยแล้ว

3.5.2 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ถึงแม้ว่าการดำเนินการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ได้เกิดขึ้นก่อนที่โครงการประเภทระบบขนส่งปิโตรเลียมทางท่อ
จะถูกกำหนดให้อยู่ในข่ายที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
(Environmental Impact Assessment) ตามประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี
และสิ่งแวดล้อม พ.ศ. 2539 มากกว่า 10 ปี อย่างไรก็ตาม ปตท.
ได้ตระหนักถึงความสำคัญของสภาพแวดล้อมทั้งก่อนการก่อสร้าง ระหว่างการก่อสร้าง
และภายหลังการก่อสร้างมาโดยตลอด
โดยมีการศึกษาและประเมินผลกระทบที่มีต่อสิ่งแวดล้อมก่อนดำเนินโครงการ
เพื่อกำหนดมาตรการป้องกันแก้ไขและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมระหว่างก่อสร้างและระยะดำเนินการ
รวมทั้งมีการปรับสภาพพื้นที่ให้เข้าสู่สภาพเดิมเมื่อการฝังกลบท่อแล้วเสร็จ
ซึ่งทุกโครงการนับแต่การก่อสร้างท่อส่งก๊าซสายประธานเส้นแรกที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย
และโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติอื่นๆ ก็มีแนวทางปฏิบัติในทิศทางเดียวกัน

สำหรับท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากสหภาพเมียนมาร์มายังชายแดนไทย-ที่บ้านอีต่อง
และต่อมายังโรงไฟฟ้าราชบุรีจังหวัดราชบุรี ที่เริ่มก่อสร้างในปี 2540 นั้น ปตท.
ได้จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อเสนอต่อ สผ.
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เช่นเดียวกับการดำเนินการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งจากการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ล้วนปรากฏว่า
เป็นไปตามมาตรการลดและติดตามผลกระทบที่ได้เสนอไว้ในรายงานฯ

ในช่วงระหว่างปี 2547 จนถึงปัจจุบัน โครงการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซฯ
ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 และโครงการเกี่ยวเนื่อง
ได้มีการศึกษาและจัดทำรายงาน EIA
รวมทั้งมีการนำมาตรการลดผลกระทบและการดำเนินการระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมไปสู่การปฏิบัติทั้งในระยะก่อสร้างและระยะดำเนินการแล้วเสร็จทุกโครงการ
สำหรับโครงการที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างที่จะต้องดำเนินการตามมาตรการลดผลกระทบและการวางระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม
ความปลอดภัย และอาชีวอนามัย ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 3 ในทะเลและบนบก
(ฝั่งตะวันออก) ส่วนที่ติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันในทะเล และโครงการท่อส่งก๊าซ NGV
สุวรรณภูมิ-พญาไท นอกจากนี้
ยังมีโครงการที่อยู่ในระหว่างการศึกษาและจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
เพื่อเสนอต่อ สผ. ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 4
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติศูนย์ราชการแจ้งวัฒนะและศูนย์พลังงานแห่งชาติ (ปทุมธานี-พญาไท)
และโครงการท่อส่งก๊าซย่อยเข้าโรงงานอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า และสถานีบริการก๊าซ NGV

และเพื่อให้การดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อม อาชีวอนามัย
และความปลอดภัยเป็นไปตามมาตรฐานสากล สายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทุกหน่วย
จึงได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก./OHSAS 18001 เข้ามาปฏิบัติ
โดยได้รับการรับรองระบบ ISO 14001 และ มอก./OHSAS 18001
จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.) เรียบร้อยแล้วตั้งแต่ปี 2543 และ 2545 ตามลำดับ

3.5.3 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการท่าเทียบเรือของคลังปิโตรเลียม

ในการก่อสร้างท่าเทียบเรือของ ปตท. เพื่อขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ได้มีการจัดทำรายงาน EIA
ซึ่งระบุมาตรการป้องกัน และแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
ตลอดจนได้ดำเนินการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อคุณภาพสิ่งแวดล้อม (Monitoring)
ตามที่กฎหมายกำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เสนอต่อ สผ. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม อย่างต่อเนื่อง
ซึ่งจากการติดตามตรวจสอบดังกล่าว
ปตท.สามารถปฏิบัติตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบสิ่งแวดล้อมได้อย่างครบถ้วน
โดยผลการติดตามตรวจวัดทั้งหมดอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานตามที่กฎหมายกำหนด
อีกทั้งหน่วยงานของ ปตท.
ที่มีท่าเทียบเรือขนส่งผลิตภัณฑ์ทุกคลังยังได้รับการรับรองระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และ มอก./OHSAS 18001 จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.)
เรียบร้อยแล้วเช่นเดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

3.5.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการร่วมลงทุนในโรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นน้ำมัน

อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและการกลั่นเป็นอุตสาหกรรมอีกประเภทที่ต้องจัดทำรายงาน EIA
ตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ที่ผ่านมา
ปตท. ได้ร่วมลงทุนและเข้าไปมีส่วนร่วมในขั้นตอนของการพัฒนา
รวมทั้งในขั้นตอนการก่อสร้างหรือขยายโรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นน้ำมันต่างๆ
ในสัดส่วนที่มากน้อยต่างกัน โดยในปี 2547 จนถึงปัจจุบัน
มีโครงการก่อสร้างและ/หรือขยายโรงงานในความรับผิดชอบของ ปตท. ที่ได้รับการอนุมัติรายงาน
EIA และขณะนี้อยู่ในระหว่างการก่อสร้าง
ซึ่งจะต้องดำเนินการตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
และมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
เสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม รวมถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
เช่น กรมโรงงานอุตสาหกรรม, การนิคมอุตสาหกรรม เป็นระยะ ได้แก่
โครงการก่อสร้างของบริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด, โครงการก่อสร้างของบริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน
จำกัด, โครงการก่อสร้างโรง PDH/PP, โครงการก่อสร้าง AN/MMA ของบริษัท พีทีที อาซาฮี
เคมิคอล จำกัด รวมถึงโครงการ Clean fuel project ของบริษัท ปตท.
อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) ซึ่งขณะนี้รายงาน EIA ได้รับการพิจารณาเห็นชอบจาก
คณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ เรียบร้อยแล้วเช่นกัน

3.5.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการร่วมลงทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

ปตท. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจขยายและพัฒนาการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง
ไม่ว่าจะเป็นการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ การพัฒนาตลาด LNG
รวมไปถึงการลงทุนในธุรกิจการผลิตไฟฟ้าไอน้ำและน้ำเย็น ซึ่งทั้งหมดล้วนแล้วแต่ต้องจัดทำรายงาน
EIA ตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
โดยในขณะนี้ โครงการสถานีรับจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal)
ของบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ได้รับการพิจารณาเห็นชอบจาก คณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ แล้ว
อยู่ในระหว่างการปฏิบัติการตามมาตรการป้องกันและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม
รวมทั้งติดตามคุณภาพสิ่งแวดล้อมในระยะก่อสร้าง นอกจากนี้ ยังมีโครงการที่ได้จัดทำรายงาน EIA
เสนอต่อ สผ. และคณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ ได้พิจารณารายงานแล้ว อยู่ระหว่างรอการอนุมัติ
ซึ่งต้องเป็นไปตามนโยบายด้านสิ่งแวดล้อมของภาครัฐ ได้แก่ โครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ไอน้ำ
และน้ำเพื่อการอุตสาหกรรมของบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด

[1] ^(/) หมายเหตุ :

/1 แปลงสัมปทานยูโนแคล 2 ประกอบด้วย แหล่งกะพง ปลาทอง ปลาแดง สตูล บรรพต และยะลา
10A ส่วนแปลงสัมปทานยูโนแคล 3 ประกอบด้วย แหล่งฟูนาน จักรวาล โกมิน สุราษฎร์ ปลาหมึก
ตราด และปะการัง

/2 แหล่งทานตะวันและเบญจมาศได้มีการลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 7 เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม
2550 โดยมีปริมาณ Maximum Dairy Quantity (MDQ) เท่ากับ 23.5 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
รวมปริมาณที่ผู้ขายต้องส่งก๊าซฯ ให้ ปตท. เท่ากับ 177 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตั้งแต่วันที่ 1
มกราคม 2551 – 1 ตุลาคม 2554

/3 เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2547 ปตท. และ เปโตรนาส ได้ลงนามใน Settlement
Agreement และ Supplementary Agreement ซึ่งเป็นข้อตกลงประนีประนอมแก้ไขปัญหา
Take-or-Pay อันสืบเนื่องมาจากการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทย-มาเลเซีย ของบริษัททรานส์
ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด ล่าช้า โดยกลุ่มผู้ซื้อซึ่งประกอบด้วย ปตท.และเปโตรนาส
ไม่มีภาระ Take-or-Pay และเลื่อนกำหนดการเริ่มซื้อขายก๊าซฯ จากเดิมปี 2545 มาเป็นต้นปี
2548 โดย เปโตรนาส จะเป็นผู้รับก๊าซฯ ในระยะที่หนึ่งจำนวน 200-390
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันก่อน ส่วน ปตท.จะ รับก๊าซฯ ระยะที่ 2 จำนวน 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ซึ่งจะเริ่มรับก๊าซฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2550-2551

/4 ปัจจุบันยังไม่ได้ดำเนินการผลิต ทั้งนี้คาดว่าแหล่งอาทิตย์จะเริ่มผลิตก๊าซฯ
เข้าสู่ระบบได้ประมาณต้นปี 2551

/5 ปัจจุบันยังไม่ได้ดำเนินการผลิต ทั้งนี้คาดว่าแหล่งเจดีเอ B-17&C-19 และ
B-17-01จะเริ่มผลิตก๊าซฯ เข้าสู่ระบบได้ประมาณปลายปี 2552

/6 แหล่งภูฮ่อมเริ่มจ่ายผลิตก๊าซฯ ให้ ปตท. เข้าสู่ระบบตั้งแต่วันที่ 30 พฤศจิกายน 2549

/7 แหล่งยูโนแคล 123 (ส่วนเพิ่ม) ลงนามสัญญาฯ เมื่อวันที่ 17 ธันวามคม 2550
สามารถส่งก๊าซฯ ให้ ปตท. ได้เพิ่มขึ้นอีก 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตั้งแต่ ปี

2555 – 2565 (10 ปี)

/8 แหล่งอาทิตย์เหนือ ลงนามสัญญาฯ เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2550 สามารถส่งก๊าซฯ ให้ ปตท.
ได้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2551 ในปริมาณ 60 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

และตั้งแต่เดือนตุลาคม 2551 – กรกฎาคม 2554 ในปริมาณ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
โดยไม่มีข้อผูกพันในการรับและส่งก๊าซฯ ของทั้งผู้ซื้อและผู้ขาย
(Shortfall and Take-or-Pay)

/9 แหล่งยาดานาได้มีการลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 1 โดยเพิ่ม DCQ จากเดิมอีก 40
ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือนกันยายน 2549

[2]

[3] ^(/)

[4] ^(/)

[5] ¹/1 จากรายงานของ สนพ. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2544
เรื่องการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย

[6] ^(/)1 จากรายงานของ สนพ. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2544
เรื่องการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย

[7] ^(/)1 จากรายงานของ สนพ. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2544
เรื่องการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย

[8] ¹