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

3.1 ธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

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

กลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ประกอบด้วยหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งเป็นหน่วยงานภายในของ ปตท.
และบริษัทในกลุ่มที่ประกอบกิจการเกี่ยวเนื่องกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
โดยหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติของ ปตท. แบ่งออกเป็น 4 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

ในปี 2548 ปตท. มีรายได้จากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ก๊าซรวม 178,518.61 ล้านบาท
และมีรายได้จากการจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้กับผู้บริโภคผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันอีก
29,387.75 ล้านบาท

นอกเหนือจากหน่วยธุรกิจที่กล่าวข้างต้น ปตท.
มีบริษัทในกลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติที่มีบทบาทสำคัญและช่วยส่งเสริมให้กลุ่ม ปตท.
ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร ดังนี้

(1) บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)
    เป็นผู้ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ
    และเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดยมี ปตท.เป็นผู้ถือหุ้นรายใหญ่
    ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท. ถือหุ้นใน ปตท.สผ. สัดส่วนร้อยละ 66.32
    ของทุนที่ออกและเรียกชำระแล้ว

(2) บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (PTTNGD) เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ
    Suez-Tractebel S.A. แห่งประเทศเบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
    เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อย
    เพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล
    ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท.ถือหุ้นใน PTTNGD สัดส่วนร้อยละ 58
    ของทุนที่เรียกชำระแล้ว

(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 เท่ากัน ในทั้งสองบริษัท 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) เป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่
    โดยเป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)
    เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับลูกค้าบริเวณสนามบินสุวรรณภูมิ ณ วันที่
    31 ธันวาคม 2548 ปตท.ถือหุ้นใน DCAP สัดส่วนร้อยละ 35 ของทุนที่เรียกชำระแล้ว

(5) บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT) เป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่ โดยเป็นการร่วมทุนระหว่าง
    ปตท. กับ บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (บริษัทที่เกิดจากการควบบริษัท
    ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) และบริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 7
    ธันวาคม 2548) และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด
    เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้าและไอน้ำ (Utilities) จำหน่ายให้กับผู้ถือหุ้น
    รวมถึงบริษัทในเครือของผู้ถือหุ้นและโรงงานบริเวณใกล้เคียง ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548
    ปตท. ถือหุ้นใน PTTUT สัดส่วนร้อยละ 40 ของทุนที่เรียกชำระแล้ว

(6) บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด (RPCL)
    เป็นผู้ประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
    ให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท.ถือหุ้นใน
    RPCL สัดส่วนร้อยละ 15 ของทุนที่เรียกชำระแล้ว

(7) บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่
    เพื่อดำเนินธุรกิจให้บริการ/จัดการเกี่ยวกับการปฏิบัติการและบำรุงรักษาท่าเรือรับผลิตภัณฑ์
    LNG, คลังสำรอง LNG และ LNG Re-gasification Plant ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548
    ปตท.ถือหุ้นใน PTTLNG สัดส่วนร้อยละ 100 ของทุนที่เรียกชำระแล้ว

(8) บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (IPT)
    เป็นผู้ประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าเอกชน (IPP) ให้กับ กฟผ. ณ วันที่ 31 ธันวาคม
    2548 ปตท. ถือหุ้นใน IPT สัดส่วนร้อยละ 20 ของทุนที่เรียกชำระแล้ว

(9) บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (TP)
เป็นผู้ดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)
โดยเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบโคเจนเนอเรชั่น ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
(Combined-Cycle Co-generation Power Plant) มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 118 เมกะวัตต์
และผลิตไอน้ำ 168 ตันต่อชั่วโมง คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548
มีมติให้ ปตท. ซื้อหุ้นสามัญของ TP จาก บริษัท ปตท.สผ.อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (ปตท.สผ.อ.)
(บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.) ซึ่งถืออยู่ทั้งหมดในสัดส่วนร้อยละ 26 เป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 2,300
ล้านบาท โดย ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของ TP เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2548 ทั้งนี้ ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2548 TP มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว 2,810 ล้านบาท โดย ปตท. ถือหุ้น สัดส่วนร้อยละ
26

แผนภาพต่อไปนี้แสดงการประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท.

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

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

รายละเอียดการประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท. แบ่งได้เป็น 6 ส่วน ดังต่อไปนี้

1.  การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

2.  ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

3.  โรงแยกก๊าซธรรมชาติ

4.  การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

5.  ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

6.  การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
อยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย ปตท.
เป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งปัจจุบันมีอยู่ทั้งสิ้น 12
ฉบับ แบ่งเป็นสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติในประเทศจำนวน 10 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล 1 (แหล่งเอราวัณ), สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล
2-3[1]¹,สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกช, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งไพลิน,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งทานตะวัน/เบญจมาศ, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งน้ำพอง,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ A-18[2]², สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอาทิตย์
[3]³,สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจาก แหล่งเจดีเอ B-17&C-19 and B-17-01^(/4)
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งภูฮ่อม ^(/5)
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างประเทศอีกจำนวน 2 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเยตากุนในสหภาพเมียนมาร์
ทั้งนี้ การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ส่วนใหญ่จะมาจากแหล่ง/แปลงสัมปทานก๊าซธรรมชาติในประเทศ
โดยมีปริมาณและสัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2546-2548 เป็นดังนี้

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

^(/1) ไม่รวมการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ เนื่องจากยังไม่ได้ดำเนินการผลิต

^(/2) รวมแหล่ง/แปลงสัมปทานภายใต้สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคลและยูโนแคล2-3

เงื่อนไขหลักของสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติ

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท.และผู้ขายก๊าซธรรมชาติ มีอายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี
โดยคู่สัญญาตกลงที่จะซื้อและขายก๊าซธรรมชาติกัน ณ จุดส่งมอบตามสัญญา เช่น ปากหลุม
หรือจุดส่งมอบอื่นๆ แล้วแต่สัญญากำหนดในปริมาณ คุณภาพ และความดัน 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.ชำระค่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนตามเงื่อนไขแบบ 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 –ปี 2548
ปตท.สามารถรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุนได้เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำที่ต้องรับ
(Make-up) มีผลให้เงินจ่ายล่วงหน้าค่าซื้อก๊าซธรรมชาติลดลงเป็นจำนวนสะสมรวม 11,691.13
ล้านบาท ดังนั้น ยอดเงินจ่ายล่วงหน้าค่าซื้อก๊าซธรรมชาติ จึงมียอดสุทธิ 24,574.67 ล้านบาท
ดังปรากฎอยู่ในงบดุลของ ปตท. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548

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
การดำเนินงาน และการบำรุงรักษาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
จะอยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ปัจจุบัน ณ 31 ธันวาคม 2548 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) ของ
ปตท. มีความยาวรวมประมาณ 2,400 กิโลเมตร ซึ่งประกอบด้วยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก
ความยาวประมาณ 1,031 กิโลเมตร และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล ความยาวประมาณ
1,369 กิโลเมตร (ไม่รวมระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ/Distribution Pipeline
อีกประมาณ 660 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

+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ระบ             | คว | ข | ความสา | ป  | รายละเอียด                  |
| บท่อส่งก๊าซธรรมชาติ | าม | น | มารถสูง | ีที่เ |                            |
|                 | ยา | า | สุดในกา | ริ่ม |                            |
|                 | วร | ด | รส่งก๊าซ |    |                            |
|                 | วม | ท | ธรรมชา |    |                            |
|                 |    | ่อ | ติ^(/1) |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
|                 | (  | ( | (ล้าน   | ดำ |                            |
|                 | กิโ | น | ลบ.    | เน |                            |
|                 | ลเ | ิ้ว | ฟุต/วัน) | ินง |                            |
|                 | มต | ) |        | าน |                            |
|                 | ร) |   |        |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ระบบท่อส่งก       |    |   |        |    |                            |
| ๊าซธรรมชาติในทะเล |    |   |        |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| เอราวัณ-โรงแย    | 4  | 3 | 845    | 25 | เป                         |
| กก๊าซธรรมชาติระยอ | 15 | 4 |        | 24 | ็นระบบท่อจากแท่นเอราวัณในอ่าวไท |
| ง (ท่อสายประธาน) |    |   |        |    | ยไปยังโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                 |    |   |        |    | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| แหล่งบงกช-เอราว  | 1  | 3 | 635    | 25 | เป็นระบบท่อจากแหล่งบง         |
| ัณ (ท่อสายประธาน) | 71 | 2 |        | 39 | กชในอ่าวไทยที่เชื่อมกับแท่นเอราวัณ |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| เอราวัณ-โรงแยก   | 4  | 3 | 1,115  | 2  | เป็นระบบท่อคู่ขนานจากแท่นเอราว  |
| ก๊าซธรรมชาติระยอง | 18 | 6 |        | 53 | ัณไปยังโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อคู่ขนาน)       |    |   |        | 9- | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
|                 |    |   |        | 25 |                            |
|                 |    |   |        | 40 |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| เอร             | 1  | 2 | 210    | 25 | เป็นระบบท่อจ                 |
| าวัณ-โรงไฟฟ้าขนอม | 61 | 4 |        | 39 | ากแท่นเอราวัณไปยังโรงไฟฟ้าขนอม |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดนครศรีธรรมราช          |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ระบบท่อส         |    |   |        |    |                            |
| ่งก๊าซธรรมชาติบนบก |    |   |        |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| โรงแยก          | 1  | 2 | 540    | 25 | เป็นระบบ                    |
| ก๊าซธรรมชาติระยอง | 04 | 8 |        | 24 | ท่อจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| -โรงไฟฟ้าบางปะกง |    |   |        |    | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรง                    |
|   (ท่อสายประธาน) |    |   |        |    | ไฟฟ้าบางปะกง จังหวัดฉะเชิงเทรา |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| โรงไฟฟ้าบางปะกง- | 57 | 2 | n.a.   | 25 | เป็นระบบท่อจากโรงไฟฟ้าบางปะกง |
| โรงไฟฟ้าพระนครใต้ |    | 8 | ^(/2)  | 24 | จังหวัดฉะเชิงเทรา             |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครใต้        |
|   (ท่อสายประธาน) |    |   |        |    | จังหวัดสมุทรปราการ            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| บางพลี-สระบุรี     | 99 | 2 | 280    | 25 | เป็นระบบท่อจากอำเภอบางพลี     |
| (ท่อสายประธาน)   |    | 4 |        | 24 | จังหวัดสมุทรปราการ            |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงปูนซิเมนต์ของ บมจ.     |
|                 |    |   |        |    | ปูนซีเมนต์ไทย ที่อำเภอท่าหลวง    |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดสระบุรี                 |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| แหล่งน้ำพ         | 3  | 1 | 140    | 25 | เป็นระบบท่อจากแหล่งน้ำพอง      |
| อง-โรงไฟฟ้าน้ำพอง | .5 | 6 |        | 33 | ไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง           |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดขอนแก่น                |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| โรงแยก          | 1  | 2 | 620    | 25 | เป็นระบบท่อคู่ขน               |
| ก๊าซธรรมชาติระยอง | 05 | 8 |        | 39 | านจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| -โรงไฟฟ้าบางปะกง |    |   |        |    | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง         |
|   (ท่อคู่ขนาน)     |    |   |        |    | จังหวัดฉะเชิงเทรา             |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| บางปะ           | 1  | 3 | 860    | 25 | เป็นระบบท่อคู่ข                |
| กง-โรงไฟฟ้าวังน้อย | 01 | 6 |        | 39 | นานจากสถานีเพิ่มความดันบางปะกง |
| (ท่อคู่ขนาน)       |    |   |        |    | จังหวัดฉะเชิงเทรา ไปยังโรงไฟฟ้า |
|                 |    |   |        |    | วังน้อย จังหวัดพระนครศรีอยุธยา   |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ท่อส่ง            | 2  | 4 | 1,100  | 25 | เ                          |
| ก๊าซธรรมชาติจากชา | 38 | 2 |        | 41 | ป็นระบบท่อจากจุดรับมอบก๊าซธรรมช |
| ยแตนไทยและสหภาพ |    |   |        |    | าติชายแดนไทยและสหภาพเมียนมาร์ |
| เมียนม           |    |   |        |    | ที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี      |
| าร์-โรงไฟฟ้าราชบุรี |    |   |        |    | เพื่อนำก๊าซธรรมชา             |
|                 |    |   |        |    | ติจากโครงการยาดานาและเยตากุน |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงไฟฟ้าราชบุรี           |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดราชบุรี                 |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ราชบุรี-วังน้อย     | 1  | 3 | 330    | 25 | เป็นร                       |
|                 | 54 | 0 |        | 43 | ะบบท่อที่เชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซธรร |
|                 |    |   |        |    | มชาติบริเวณสถานีวัดปริมาณก๊าซธรร |
|                 |    |   |        |    | มชาติราชบุรีเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธ |
|                 |    |   |        |    | รรมชาติบางปะกง-โรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                 |    |   |        |    | (ท่อคู่ขนาน) ที่สถานี            |
|                 |    |   |        |    | วัดปริมาณก๊าซธรรมชาติวังน้อย     |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+

^(/1) ความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นความสามารถเฉพาะของท่อแต่ละเส้นเท่านั้น
และขึ้นอยุ่กับองค์ประกอบของก๊าซธรรมชาติ

^(/2) ไม่สามารถระบุความสามารถสูงสุดในการส่งก๊าซธรรมชาติได้
เนื่องจากมีการส่งก๊าซธรรมชาติทั้งไปและย้อนกลับ (Reverse Flow)

[]

3.1.3 โรงแยกก๊าซธรรมชาติ

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

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

  ก๊าซอีเทน           เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซโพรเพน         เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว   เป็นเชื้อเพลิงในครัวเรือน ยานพาหนะ และโรงงานอุตสาหกรรม
  (ก๊าซหุงต้ม)         และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีขั้นต้น

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

ปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้ประกอบการธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ในประเทศไทย โดย ณ วันที่
31 ธันวาคม 2548ปตท. 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 สำหรับงวดสิ้นสุดวันที่ 31
ธันวาคม 2548 โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 2 3 และ 5
ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ 90 ร้อยละ 106 ร้อยละ 104
และร้อยละ 69 ตามลำดับ ซึ่งเกินกว่าความสามารถสูงสุดที่ได้ออกแบบไว้
สำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ
73
เนื่องจากความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอมในปัจจุบันไม่สามารถรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่
4 เมื่อมีการผลิตเต็มที่ได้ ซึ่งหากความต้องการก๊าซธรรมชาติในอนาคตสูงขึ้น
โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 จะสามารถเพิ่มการผลิตได้ ทั้งนี้
ปตท.ได้ทำการปรับปรุงประสิทธิภาพของโรงแยกก๊าซฯ อย่างต่อเนื่อง โดยปัจจุบันโรงแยกก๊าซฯ ทั้ง
5 หน่วยของ ปตท. มีความสามารถแยกก๊าซฯ สูงสุดที่ระดับ 1,760 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

สัดส่วนของผลิตภัณฑ์ต่างๆ ที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2546 –2548 เป็น
ดังนี้

  ---------------------------- ------------- ------------- --------------
  ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ    ปี 2546        ปี 2547        ปี 2548

  ก๊าซอีเทน (ตัน)                 536,688       555,716       839,288

  ก๊าซโพรเพน (ตัน)               269,408       253,088       292,733

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)    1,469,890     1,522,282     1,865,812
  (ตัน)                                                     

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ ^(/1) (ตัน)    249,305       240,720       313,864
  ---------------------------- ------------- ------------- --------------

  ที่มา : ปตท.

^(/1) ไม่รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
Control Unit)6

สำหรับปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ต่างๆ ที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี
2546-2548 เป็นดังนี้

  ---------------------------- ------------- ------------- --------------
  ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ    ปี 2546        ปี 2547        ปี 2548

  ก๊าซอีเทน (ตัน)                 532,671       546,762       831,893

  ก๊าซโพรเพน (ตัน)               206,382       206,802       221,062

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)    1,738,407     1,777,645     2,130,219
  ^(/1) (ตัน)                                               

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ ^(/2)(ตัน)     418,470       418,477       475,848
  ---------------------------- ------------- ------------- --------------

  ที่มา : ปตท.

^(/1) รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
Control Unit)

  ^(/2) รวมการขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ ปตท. ซื้อมาจากผู้ผลิตปิโตรเคมีประมาณ
  202,659ตันในปี 2546 , 201,046 ตันในปี 2547 และ 197,111 ตันใน
  ปี 2548 เพื่อนำมาขายต่อ

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

3.1.4 การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

ปตท. จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า ได้แก่ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิต
ไฟฟ้ารายเล็กและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
(Transmission Pipeline) และท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
โดย ณ 31 ธันวาคม 2548 จำนวนลูกค้าอุตสาหกรรมมีทั้งสิ้น 209 ราย นอกจากนี้ ปตท.
ยังได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
โดยผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะถูกจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มต่างๆ
(รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.) ในช่วงปี 2546-2548
มีรายละเอียดดังนี้

+----------------+----------+-----+---------+------+---------+------+
| กลุ่มลูกค้า        | ปี 2546   |     | ปี 2547  |      | ปี 2548  |      |
+----------------+----------+-----+---------+------+---------+------+
|                | ล้าน      | ร้อ  | ล้าน     | ร    | ล้าน     | ร    |
|                | ล        | ยละ | ล.      | ้อยละ | ล.      | ้อยละ |
|                | .บ.ฟุต/วัน |     | บ.ฟุต/วัน |      | บ.ฟุต/วัน |      |
+----------------+----------+-----+---------+------+---------+------+
| 1. กฟผ.        | 990      | 3   | 993     | 35.8 | 1,010   | 33.7 |
|                |          | 7.3 |         |      |         |      |
+----------------+----------+-----+---------+------+---------+------+
| 2.             | 662      | 2   |   723   | 26.1 |   802   | 26.8 |
| ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ   |          | 4.9 |         |      |         |      |
+----------------+----------+-----+---------+------+---------+------+
| 3.             | 401      | 1   |   418   | 15.1 |   428   | 14.3 |
| ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก |          | 5.1 |         |      |         |      |
+----------------+----------+-----+---------+------+---------+------+
| 4.             | 217      | 8.2 |   250   | 9.0  |   263   | 8.8  |
| ลูกค้า           |          |     |         |      |         |      |
| อุตสาหกรรม^(/1) |          |     |         |      |         |      |
+----------------+----------+-----+---------+------+---------+------+
| 5.             | 385      | 1   |   389   | 14.0 |   491   | 16.4 |
| โรงแยกก        |          | 4.5 |         |      |         |      |
| ๊าซธรรมชาติ^(/2) |          |     |         |      |         |      |
+----------------+----------+-----+---------+------+---------+------+
| รวม            | 2,655    | 10  |   2,773 | 1    |   2,994 | 1    |
|                |          | 0.0 |         | 00.0 |         | 00.0 |
+----------------+----------+-----+---------+------+---------+------+

  ที่มา : ปตท.

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

  ^(/1) รวมก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้กับบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด

  ^(/2)
  ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ถูกแยกเป็นผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติซึ่งได้แก่
  ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม และก๊าซโซลีนธรรมชาติ
  เพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้าต่อไป และผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจะจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
  โดยรวมปริมาณก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew
  Point Control Unit) จำนวน 20.6 22. 2 20.7ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2546-2548
  ตามลำดับ

โดยทั่วไป โครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าจะประกอบด้วย 2
ส่วนหลัก ได้แก่ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อ รายละเอียด ดังนี้

(1) ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ

ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ คือ ผลรวมของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท.
รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติและค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

สำหรับค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติซึ่งครอบคลุมค่าใช้จ่ายและความเสี่ยงในการดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติและการตลาดนั้นจะมีอัตราแตกต่างกันขึ้นอยู่กับประเภทของลูกค้าผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติ
ปัจจุบัน ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับ กฟผ.
และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระเท่ากับ ร้อยละ 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 2548 อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge เป็นดังนี้

หน่วย : บาท/ล้านบีทียู

+----+-------------------------------------------+--------------------+
| โ  | ระบบท่อ                                    | อ                  |
| ซน |                                           | ัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ |
|    |                                           |                    |
|    |                                           | 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 ยังได้กำหนดให้มีการปรับเปลี่ยนอัตราค่าผ่านท่อ

เป็นระยะ (Periodic Adjustment) โดยสามารถทบทวนการคำนวณอัตราค่าผ่านท่อทุก 5 ปี
หรือในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญเพื่อดำรงไว้ซึ่งอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนในส่วนทุนของผู้ถือหุ้นตามที่ได้รับอนุมัติ
นอกจากนี้ ในทุกๆ ปี อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge
สามารถปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) อีกด้วย ในปี 2548
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
และสนับสนุนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศที่สนับสนุนให้ใช้เชื้อเพลิงที่สามารถจัดหาได้จากแหล่งภายในประเทศ
ปตท.ได้เริ่มนำ NGV มาใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับรถโดยสารประจำทาง NGV ของ
องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) ตั้งแต่ปี 2536 และมีการขยายตลาด NGV
อย่างต่อเนื่องจน ณ 31 ธันวาคม 2548 มียานยนต์ที่ใช้ NGV กว่า 10,285 คัน แบ่งเป็น
รถแท็กซี่และรถส่วนบุคคล 8,939 คัน และรถโดยสารและรถบรรทุก 1,346 คัน
โดยมีสถานีบริการก๊าซ NGV ที่เปิดให้บริการแล้ว 48 สถานีทั่วกรุงเทพและปริมณฑล
และปัจจุบันยอดจำหน่าย NGV อยู่ที่ 6.5 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน โดย ปตท.
มีเป้าหมายให้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่งเป็นปริมาณประมาณ 365 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี
2553

3.1.5 ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ปตท. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมผ่านบริษัทย่อย ได้แก่ บริษัท
ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)
ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท.
ถือหุ้นร้อยละ 66.32 ของทุนที่ออกและเรียกชำระแล้วทั้งหมดของ ปตท.สผ. ซึ่งส่งผลให้กลุ่ม ปตท.
ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร

ในการประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานของประเทศ นั้นๆ เช่น ในการลงทุนต่างประเทศ
อาจเป็นรูปแบบ Product Sharing Agreement/Contract หรือ Services Agreement
โดยปัจจุบัน ปตท.สผ. ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอยู่ในประเทศ สหภาพพม่า
เวียดนาม กัมพูชาอินโดนีเซีย โอมาน อัลจีเรีย และอิหร่าน ส่วนการลงทุนภายในประเทศไทย
ปตท.สผ. จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่างๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูป ค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และสิทธิพิเศษอื่นๆ
เป็นต้น

3.1.5.1 การลงทุน

ปตท.สผ. มีการลงทุนในโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำนวน ทั้งหมด 29 โครงการ
เป็นโครงการลงทุนในประเทศไทย จำนวน 13 โครงการ ลงทุนในพื้นที่คาบเกี่ยว 2 โครงการ
และลงทุนในต่างประเทศ 14 โครงการ แสดงตามสิทธิถือครองตามสัดส่วนการร่วมทุนของ
ปตท.สผ. รวมเป็นบริษัทย่อยในแต่ละโครงการ เป็นดังนี้

+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | โครงการ                     | ลักษ       | ระยะดำเนิน | สัดส่วนก     |
|   |                             | ณะการลงทุน |           | ารร่วมทุน(%) |
|   |                             |           | โครงการ   |            |
|   |                             | ของ       |           |            |
|   |                             | ปตท.สผ.   |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 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 | สำร       | 80         |
|   |                             |           | วจและพัฒนา |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 6. โครงการ L22/43           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 7. โครงการ L53/43 & L54/43  | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 8. โครงการ E5               | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 9. โครงการ UNOCAL III       | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 5          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 10. โครงการไพลิน             | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 45         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 11. โครงการ G4/43           | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 15         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 12. โครงการภูฮ่อม             | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 13. โครงการ B8/32 & 9A      | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 25.00091   |
|   |                             |           |           | ¹⁾         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 2 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| ใ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสหภาพพม่า              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 14. โครงการพม่า M7 & M9      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 15. โครงการพม่า M3 & M4      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 16. โครงการพม่า M11          | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 17. โครงการยาดานา (M5, M6)  | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 25.50      |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 18. โครงการเยตากุน (M12, M   | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 19.31784   |
|   | 13, M 14)                   |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอินโดนีเซีย              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 19. โครงการอินโดนีเซีย         | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 39         |
|   | เมรางิน-1 ²⁾                 |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศเวียดนาม               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 20. โครงการเวียดนาม 9-2      | ผู้ร่ว       | สำรวจ     | 25         |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 21. โครงการเวียดนาม 16-1     | ผู้ร่ว       | สำรวจ     | 28.5       |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 22. โครงการเวียดนาม B &      | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 8.5        |
|   | 48/95                       |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 23. โครงการเวียดนาม 52/97    | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 7          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศกัมพูชา                 |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 24. โครงการกัมพูชา B          | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 30         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | พื้นที่คาบเกี่ยว                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 25.                         | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
|   | โครงกา                      |           |           |            |
|   | รพื้นที่คาบเกี่ยวไทย-กัมพูชา(G9/43) |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 26. โครงการพื้นที่ร่วมพัฒนา       | ผู้ร่ว       | พัฒนา      | 50         |
|   | ไทย-มาเลเซีย                 | มดำเนินการ |           |            |
|   |                             |           |           |            |
|   | (B17&C19& B17-01)           |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 3 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| ก |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | รัฐสุลต่านโอมาน                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 27. โครงการโอมาน 44         | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน    |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 28. โครงการอิหร่าน ซาเว่ห์      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอัลจีเรีย                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 29. โครงการอัลจีเรีย 433a &    | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 35         |
|   | 416b                        |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+

หมายเหตุ : 1) PTTEPO ถือหุ้นในบริษัท ออเร้นจ์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และบริษัท บี 8/32
พาร์ทเนอร์ จำกัด ซึ่งเป็นผู้ถือสัมปทานในโครงการ

นอกจากนี้ ปตท.สผ. ได้ร่วมลงทุนร้อยละ 25.5 ใน Moattama Gas Transportation
Company (MGTC) เพื่อดำเนินโครงการท่อขนส่งก๊าซยาดานา ร่วมลงทุนร้อยละ 19.3178 ใน
Taninthayi Pipeline Company LLC (TPC) เพื่อดำเนินโครงการท่อขนส่งก๊าซเยตากุน
และร่วมลงทุนกับ ปตท. โดยถือหุ้นเท่ากันร้อยละ 50 ในบริษัท เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ จำกัด
(Energy Complex Company Limited) เพื่อก่อสร้างสำนักงาน

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
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วในรายงานนี้ จึงไม่รวมปริมาณสำรองปิโตรเลียม ที่สำรวจพบใน
โครงการเวียดนาม B & 48/95 โครงการเวียดนาม 52/97 โครงการเวียดนาม 9-2
และโครงการเวียดนาม 16-1 นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม โครงการ G4/43 และ
โครงการอัลจีเรีย 433a & 416b เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์ และ
ปตท.สผ. อาจปรับปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วเพิ่มขึ้นเมื่อ ปตท.สผ.
คาดว่าปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้นสามารถนำมาใช้ได้อย่างแน่นอน ภายใต้การดำเนินงาน
และสภาวะเศรษฐกิจที่เป็นอยู่
ซึ่งนโยบายการประเมินปริมาณสำรองดังกล่าวสอดคล้องกับแนวทางของ U.S. Society of
Petroleum Engineers ในด้านการประเมินปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้น
แต่การประเมินปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ.
จะเข้มงวดกว่าเนื่องจากจะปรับปริมาณสำรองส่วนเพิ่มต่อเมื่อมีการทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมแล้วเท่านั้น
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว รวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม
2548 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

+---------------------------+-------------+--------------+------------+
| ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว         | ปี 2546      | ปี 2547       | ปี 2548     |
+---------------------------+-------------+--------------+------------+
| ในประเทศ                  | 614         | 645          | 688        |
|                           |             |              |            |
| ต่างประเทศ                 | 268         | 254          | 262        |
+---------------------------+-------------+--------------+------------+
| รวม                       | 882         | 899          | 950        |
+---------------------------+-------------+--------------+------------+

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ. ณ 31 ธันวาคม 2548
เมื่อแบ่งตามผลิตภัณฑ์จะเป็นก๊าซธรรมชาติ 5,158 พันล้านลูกบาศก์ฟุต
และเป็นน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 151 ล้านบาร์เรล หรือรวมทั้งหมดเป็น 950
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ทั้งนี้ ไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่สำรวจพบแล้วในโครงการเวียดนาม
B&48/95, โครงการเวียดนาม 52/97, โครงการเวียดนาม 9-2, โครงการเวียดนาม 16-1,
โครงการ G4/43 และ โครงการอัลจีเรีย 433a & 416b
เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์

อนึ่ง ณ วันที่ 17 มิถุนายน 2548 PTTEP Offshore Investment Co., Ltd. (PTTEPO)
ได้ลงนามเข้าซื้อหุ้นในบริษัท ไทยโป จำกัด และบริษัท บี8/32 พาร์ทเนอร์ จำกัด ซึ่งส่งผลให้
PTTEPO มีสัดส่วนการร่วมทุนในโครงการ B8/32 & 9A ในอ่าวไทย ร้อยละ 25.0
กอปรกับการผลิตจากโครงการนางนวล ทำให้ ปตท.สผ.
มีปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 52 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

3.1.5.3 ผลการดำเนินงาน

(1) การผลิต

โครงการที่ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยร่วมลงทุนดังกล่าว เป็นโครงการที่มีการผลิตเชิงพาณิชย์แล้วมี
10 โครงการ ประกอบด้วย โครงการบงกช โครงการ S1 โครงการ PTTEP1 โครงการนางนวล
(เริ่มผลิตในเดือนมิถุนายน 2548)โครงการ E5 โครงการ UNOCAL III โครงการไพลิน
โครงการ B8/32 & 9A โครงการยาดานา โครงการเยตากุน
โดยมีอัตราการผลิตเฉลี่ยรวมทุกโครงการ ในปี 2548 ประมาณ 184,000
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2547 ประมาณ 30,000
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 19
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิตส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการเยตากุน
โครงการไพลิน และการเริ่มการผลิตใหม่ของโครงการนางนวล และการเข้าร่วมถือหุ้นในโครงการ
B8/32 & 9A โดยมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยรวมทุกโครงการ ในช่วงปี 2546 –2548 เป็นดังนี้

หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

  -------------------- ---------------- ------------------ ----------------
  ปริมาณการผลิต          ปี 2546           ปี 2547             ปี 2548

  รวมทุกโครงการ         120,000          154,000            184,000
  -------------------- ---------------- ------------------ ----------------

(2) การจัดจำหน่าย

ผลิตภัณฑ์ที่ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ทำการผลิตเพื่อจำหน่ายมี 4 ชนิด คือ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และคอนเดนเสท โดย ปตท. เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์เกือบทั้งหมดของ ปตท.สผ.
และบริษัทย่อย คิดเป็นร้อยละ 95.40 ของผลิตภัณฑ์ทั้งหมดของ ปตท.สผ. ในปี 2548
สำหรับการซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ปตท. ได้ทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาว กับ ปตท.สผ.
อายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี มีการกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำเป็นรายปี
ส่วนการซื้อขายน้ำมันดิบและ คอนเดนเสท
จะอิงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีคุณสมบัติใกล้เคียงกับน้ำมันดิบที่ผลิตได้
เพื่อให้สามารถสะท้อนมูลค่าของผลิตภัณฑ์ได้ใกล้เคียงกับราคาตลาด โดย ปตท.
ทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทกับ ปตท.สผ. เช่นเดียวกัน

สำหรับปี 2548 ปตท.สผ. และบริษัทย่อย มีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์รวมทั้ง 4 ชนิดเพิ่มขึ้นเป็น
153,531 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เมื่อเปรียบเทียบกับปริมาณขายของปีก่อนที่ 134,070
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
โดยยอดขายที่เพิ่มขึ้นส่วนใหญ่เป็นผลจากการขายน้ำมันดิบของโครงการ S1 โครงการ B8/32 &
9A และโครงการนางนวล รวมทั้งก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสทของโครงการบงกช,
โครงการไพลิน และโครงการเยตากุน ปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์แต่ละชนิดของ
ปตท.สผ.และบริษัทย่อย ในช่วงปี 2545 – ปี 2548 เป็น ดังนี้

+------------------------------+---------+-------------+-------------+
| ผลิตภัณฑ์                       | ปี 2546  | ปี 2547      | ปี 2548      |
+------------------------------+---------+-------------+-------------+
| น้ำมันดิบ (พันบาร์เรลต่อวัน)        | 6.2     | 18.7        | 19.5        |
|                              |         |             |             |
| ก๊าซธรรมชาติ (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) | 555.0   | 614.0       | 625.5       |
|                              |         |             |             |
| ก๊าซปิโตรเลียมเหลว              | 69.1    | 273.0       | 273.0       |
| (เมตริกตันต่อวัน)                |         |             |             |
|                              | 14.7    | 15.8        | 15.45       |
| คอนเดนเสท (พันบาร์เรลต่อวัน)     |         |             |             |
+------------------------------+---------+-------------+-------------+
| รวมทุกผลิตภัณฑ์                  | 10      | 134,070.0   | 153,531     |
|                              | 7,299.0 |             |             |
| (บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน)    |         |             |             |
+------------------------------+---------+-------------+-------------+
| ราคาขายผลิตภัณฑ์โดยเฉลี่ย         | 20.62   | 23.38       | 29.37       |
|                              |         |             |             |
| (เหร                         |         |             |             |
| ียญสหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) |         |             |             |
+------------------------------+---------+-------------+-------------+

(3) การบริหาร

ปตท. บริหารการลงทุนใน ปตท.สผ. โดยร่วมเป็นคณะกรรมการ ปตท.สผ.
เพื่อใช้อำนาจหน้าที่ในการกำหนดนโยบายและกำกับดูแลการดำเนินกิจการของ ปตท.สผ.
ภายใต้หลักการกำกับดูแลกิจการที่ดี ณ 31 ธันวาคม 2548 คณะกรรมการ ปตท.สผ.
ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 15 คน เป็นตัวแทนจากคณะกรรมการและผู้บริหาร ปตท. 5 คน
นอกจากนี้ ผู้บริหารของ ปตท.
ได้รับคัดเลือกตามระเบียบว่าด้วยคณะกรรมการสรรหาให้เป็นกรรมการผู้จัดการใหญ่ ปตท.สผ. ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ ปตท.สผ. ในช่วงปี 2546-2548 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+-------------------+----------------+----------------+----------------+
| งบรวม             | ปี 2546         | ปี 2547         | ปี 2548         |
+-------------------+----------------+----------------+----------------+
| รายได้รวม          | 37,014         | 48,417         | 69,582         |
|                   |                |                |                |
| ค่าใช้จ่ายรวม        | 24,986         | 32,551         | 45,847         |
| (รวมภาษี)          |                |                |                |
|                   | 12,028         | 15,866         | 23,735         |
| กำไร (ขาดทุน)      |                |                |                |
+-------------------+----------------+----------------+----------------+
| สินทรัพย์รวม         | 92,576         | 111,945        | 143,317        |
|                   |                |                |                |
| หนี้สินรวม           | 46,902         | 54,846         | 71,620         |
|                   |                |                |                |
| ส่วนของผู้ถือหุ้น       | 45,674         | 57,099         | 71,697         |
+-------------------+----------------+----------------+----------------+

(5) ผลด้านปฏิบัติการ

ในรอบปี 2548 ปตท.สผ. สามารถดำเนินงานตามแผนให้บรรลุเป้าหมายที่วางไว้เป็นอย่างดี
โดยมีการขยายการลงทุนทั้งภายในประเทศและต่างประเทศ
ซึ่งเป็นการดำเนินการที่สอดคล้องกับแนวนโยบายของ ปตท. และแผนธุรกิจของ ปตท.สผ.
โดยมีการดำเนินการที่สำคัญดังนี้

-   วันที่ 27 เมษายน 2548 PTTEP Oman Co., Ltd. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ
    (Gas Sales Agreement) จากแหล่งก๊าซชามส์ (Shams) ของโครงการโอมาน 44
    กับรัฐบาลของรัฐสุลต่านโอมาน โดยมีแผนที่จะเริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติ ที่อัตราการผลิต 50
    ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสทที่อัตรา 3,000 บาร์เรลต่อวัน
    ทั้งนี้ถือว่าเป็นผลสำเร็จอีกขั้นหนึ่งของ ปตท.สผ.
    ที่สามารถขายก๊าซธรรมชาติให้แก่ประเทศในตะวันออกกลางได้เป็นครั้งแรก

-   เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2548 ปตท.สผ.อ.
    ซึ่งเป็นผู้ร่วมดำเนินการในโครงการพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซีย

(แปลง B-17 & C-19 และ B-17-01) กับ บริษัท PC JDA Limited
ได้ร่วมกับองค์กรร่วมไทย-มาเลเซีย (Malaysia-Thailand Joint Authority)
ในฐานะกลุ่มผู้ขาย ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ของโครงการพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซีย
กับ ปตท. โดย คาดว่าจะเริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติได้ในอัตรา 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในกลางปี
2551
โดยได้กำหนดราคาขายก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในระดับราคาที่ใกล้เคียงกับราคาขายก๊าซจากแหล่งสำคัญๆในอ่าวไทย
ทั้งนี้ หากมีการค้นพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมเพิ่มขึ้นในภายหลัง
กลุ่มผู้ขายจะสามารถเพิ่มอัตราการผลิตได้ถึง 470 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2548 ปตท.สผ. และผู้ร่วมทุนโครงการบงกชประกอบด้วย บริษัท
    โททาล อีแอนด์พี ไทยแลนด์ จำกัดและบริษัท บีจี เอเชียแปซิฟิค พีทีอี จำกัด
    ได้ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซเพิ่ม กับ ปตท. โดย ปตท. จะรับซื้อก๊าซเพิ่มเป็นจำนวนทั้งสิ้น 61
    พันล้านลูกบาศก์ฟุต (เฉลี่ยเพิ่มขึ้นวันละ 50 ล้านลูกบาศก์ฟุต) ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2548
    ถึง วันที่ 1 ตุลาคม 2551 โดยกลุ่มผู้ร่วมทุนได้ให้ส่วนลดล่วงหน้ากับ ปตท. จำนวน 1,000
    ล้านบาท และได้ขอขยายพื้นที่พัฒนาภายใต้สัญญาซื้อขายเดิม (พื้นที่ 1,586 ตารางกิโลเมตร)
    ให้ครอบคลุมพื้นที่ปัจจุบันของโครงการบงกชทั้งหมด (พื้นที่ 3,200 ตารางกิโลเมตร)
    ซึ่งการขยายพื้นที่นี้เป็นการเสริมความมั่นคงด้านพลังงานให้กับประเทศ
    ในการที่จะมีปริมาณสำรองก๊าซเพียงพอแก่ความต้องการใช้ที่เพิ่มมากขึ้นอย่างต่อเนื่องในปัจจุบัน

-   เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2548 ปตท.สผ. ปตท.สผ.ส. และผู้ร่วมทุนโครงการภูฮ่อม
    (ตั้งอยู่ในเขตจังหวัดอุดรธานี ประกอบด้วยแปลงสัมปทาน 2 แปลง คือแปลง E5 North
    และแปลง EU-1) คือ บริษัท อเมราดา เฮสส์ (ไทยแลนด์) จำกัด  บริษัท อพิโก แอลแอลซี
    จำกัดและบริษัท เอ็กซอนโมบิล เอ็กซ์โพลเรชั่น แอนด์ โพรดักชั่น โคราช อิงค์ จำกัด
    ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติของโครงการภูฮ่อมกับ ปตท.
    และจะเริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติในไตรมาส 4 ปี 2549
    โดยที่ราคาขายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยจะใกล้เคียงกับราคาก๊าซของโครงการ E5 ซึ่ง ปตท.สผ.
    เป็นผู้ร่วมทุนอยู่ในสัดส่วนร้อยละ 20 การผลิตก๊าซธรรมชาติจากโครงการภูฮ่อมนี้
    ถือเป็นความสำเร็จในการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบกในภาคตะวันออกเฉียงเหนือของประเทศไทยที่สำคัญ

-   PTTEP Hoang Long Co., Ltd ซึ่งร่วมทุนโครงการสำรวจปิโตรเลียมเวียดนาม 16-1
    ในสัดส่วนร้อยละ 28.2 กับ Petrovietnam Exploration and Production
    Company, SOCO Vietnam Ltd. และ OPECO Vietnam Ltd. ในสัดส่วน ร้อยละ 41
    ร้อยละ 28.5 และร้อยละ 2 ตามลำดับ
    จากผลการทดสอบขั้นสุดท้ายพบปิโตรเลียมมีอัตราการไหลรวมสูงสุดที่วันละประมาณ 9,432
    บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ประกอบด้วย น้ำมันดิบวันละประมาณ 8,566 บาร์เรล (STB/D)
    และก๊าซธรรมชาติวันละประมาณ 4.86 ล้านลูกบาศก์ฟุต (MMSDF/D)

-   เมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2548 PTTEP Algeria Co., Ltd. ได้ทำการเจาะหลุมประเมินผล
    BRS-6bis โดยเจาะถึงระดับความลึกสุดท้าย 3,937 เมตร
    และผลจากการทดสอบขั้นสุดท้ายพบปิโตรเลียมในชั้น Hamra Quartzite ในแหล่ง Bir
    Seba มีอัตราการไหลของน้ำมันดิบสูงสุดวันละ 5,100 บาร์เรล (API = 44o)
    และก๊าซธรรมชาติวันละ 4.8 ล้านลูกบาศก์ฟุต ซึ่งเป็นการยืนยันการค้นพบปิโตรเลียมในแหล่ง
    Bir Seba ของแปลง 433a และ 416b (PTTEP Algeria Co.,Ltd.
    ถือหุ้นทั้งหมดโดยบริษัท ปตท.สผ. ออฟชอร์ อินเวสเมนท์ จำกัด (บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.)
    ได้เข้าร่วมลงทุนในโครงการสำรวจปิโตรเลียม แปลง 433a และ 416b ซึ่งอยู่บนบก
    ที่ประเทศอัลจีเรีย ในสัดส่วนร้อยละ 35 โดยผู้ร่วมทุนอื่นประกอบด้วย PetroVietnam
    Investment and Development Company (PIDC ซึ่งเป็นผู้ดำเนินการ), และ
    SONATRACH (บริษัทน้ำมันแห่งชาติของประเทศอัลจีเรีย) ในสัดส่วนร้อยละ 40 และร้อยละ
    25).

-   เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548 ปตท.สผ.อ. ได้ขายหุ้นสามัญทั้งหมดของบริษัท
    ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด (TP) จำนวน 73,060,000 หุ้น (คิดเป็นร้อยละ 26
    ของหุ้นที่ออกชำระแล้ว) คิดเป็นเงิน 2,300 ล้านบาทให้แก่ ปตท.

-   เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2549 PTTEP Oman Company Limited. เป็นผู้ดำเนินการ
    และถือสัดส่วนทั้งหมด ในโครงการโอมาน 44 ที่ประเทศโอมาน
    รายงานผลความสำเร็จการขุดเจาะหลุมประเมินผล ชามส์-4 (Shams-4)
    ซึ่งตั้งอยู่ทางทิศเหนือของโครงการโอมาน 44 และอยู่ห่างจากแหล่งก๊าซชามส์-1 (Shams-1)
    ประมาณ 4 กิโลเมตร
    ซึ่งขณะนี้อยู่ในระหว่างการพัฒนาเพื่อเริ่มการผลิตได้ประมาณเดือนกรกฎาคม ของปี 2549
    ที่อัตราการผลิตก๊าซฯ 50 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท ประมาณ 4,000
    บาร์เรลต่อวัน

การขุดเจาะหลุมประเมินผลชามส์-4
เพื่อค้นหาและเพิ่มปริมาณสำรองของปิโตรเลียมได้ทำการเจาะถึงระดับความลึกสุดท้าย 3,750
เมตร พบปิโตรเลียมในชั้นหินกักเก็บ ซึ่งมีความหนารวมประมาณ 96 เมตร จากผลการทดสอบ
พบชั้นแหล่งกักเก็บปิโตรเลียม 2 ชั้น ชั้นที่1 มีอัตราการไหลของก๊าซธรรมชาติวันละประมาณ 29
ล้านลูกบาศก์ฟุต และคอนเดนเสทวันละประมาณ 1,770 บาร์เรล ส่วนชั้นที่ 2
มีอัตราการไหลของก๊าซธรรมชาติวันละประมาณ 6.7 ล้านลูกบาศก์ฟุต และน้ำมันดิบวันละประมาณ
7,880 บาร์เรล และ ปตท.สผ.
ได้วางแผนการผลิตน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจากหลุมประเมินผลชามส์-4 (Shams-4) ในทันที
โดยคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตจากหลุมดังกล่าวได้ประมาณปลายปี 2549

-   เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2549 บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ในฐานะผู้ขาย
    ได้ทำการลงนามในสัญญาซื้อขาย

ก๊าซธรรมชาติ (Gas Sales Agreement) กับ บริษัท ราชบุรีพลังงาน จำกัด ในฐานะผู้ซื้อ
ในอัตราประมาณวันละ 0.4 ล้านลูกบาศก์ฟุต เป็นเวลา 8 ปี
โดยคาดว่าจะเริ่มทดสอบการผลิตกระแสไฟฟ้าได้ในไตรมาสที่ 4 ของปี 2549
ทั้งนี้ถือเป็นความสำเร็จที่สำคัญในการนำก๊าซธรรมชาติที่เป็นผลพลอยได้จากฐานผลิตน้ำมันมาใช้ให้เกิดประโยชน์แทนการเผาทิ้ง
การนำก๊าซธรรมชาติที่เป็น ผลพลอยได้จากการผลิตน้ำมัน (Flare Gas)
จากแหล่งน้ำมันประดู่เฒ่า-เอ ของโครงการ S1 มาใช้ผลิตกระแสไฟฟ้าทดแทนการนำเข้าน้ำมันเตา

(6) การพัฒนาธุรกิจและการลงทุนใหม่

ปตท.สผ.ได้ขยายการลงทุนทั้งในประเทศและต่างประเทศที่สอดคล้องกับแผนกลยุทธ์
เพื่อสร้างเสริมการเติบโตที่มั่นคงขององค์กรโดยมีการขยายการลงทุนที่สำคัญในปี 2548 ดังต่อไปนี้

-   วันที่ 30 เมษายน 2548 PTTEP IR ได้ลงนามสัญญาเพื่อการสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียม
    (Exploration and Development Contract) กับ National Iranian Oil
    Company (NIOC) ซึ่งเป็นบริษัทน้ำมันแห่งชาติประเทศสาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน
    โดยได้รับสิทธิในการสำรวจและพัฒนาเป็นระยะเวลา 25 ปี รวมทั้งเป็นผู้ดำเนินการ และถือ
    สัดส่วนทั้งหมดในโครงการสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียม แปลงซาเวห์ (Saveh)
    ซึ่งเป็นแปลงสำรวจ บนบกมีพื้นที่ประมาณ 13,500 ตารางกิโลเมตร
    การลงทุนครั้งนี้เป็นการดำเนินตามนโยบายของ ปตท. ที่ต้องการให้ ปตท.สผ.
    ขยายฐานการลงทุนในภูมิภาคตะวันออกกลาง

-   วันที่ 17 มิถุนายน 2548 PTTEPO และ บริษัท มิตซุย ออยล์ เอ็กซพลอเรชั่น จำกัด
    ได้ร่วมซื้อหุ้นทั้งหมดของบริษัท ไทยโป จำกัด และหุ้นร้อยละ 46.34 ในบริษัท บี8/32
    พาร์ทเนอร์ จำกัด จากกลุ่มผู้ขายหุ้นซึ่งประกอบด้วย บริษัท โปโก
    โอเวอร์ซีส์ โพรดักชั่น บีวี และ บริษัท โปโก โพรดิวซิ่ง การซื้อหุ้นดังกล่าวทำให้ PTTEPO
    ได้รับสิทธิ์ร้อยละ 25 ในสัมปทานปิโตรเลียมแปลง B/32 ในอ่าวไทยประกอบด้วย
    แหล่งทานตะวัน แหล่งเบญจมาศ แหล่งมะลิวัลย์ แหล่งจามจุรี และแหล่งชบา
    ซึ่งปัจจุบันมีการผลิตปิโตรเลียมประมาณวันละ 98,800 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
    โดยแยกเป็นน้ำมันดิบประมาณวันละ 59,200 บาร์เรล และก๊าซธรรมชาติประมาณวันละ 240
    ล้านลูกบาศก์ฟุต ทั้งนี้น้ำมันดิบที่ผลิตได้ทั้งหมดขายให้ลูกค้าต่างประเทศในลักษณะ Term
    Contract ส่วนก๊าซนั้นขายตามสัญญาซื้อขายระยะยาวให้กับ ปตท.
    การเข้าซื้อหุ้นดังกล่าวทำให้ ปตท.สผ. ได้รับรู้รายได้จากการขายปิโตรเลียมทันที
    ตลอดจนสามารถทำให้ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves)
    ของบริษัทเพิ่มขึ้นประมาณ 52 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

-   วันที่ 18 กรกฎาคม 2548 PTTEPO ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายสิทธิ (Farm-in/Farm-out
    Agreement) ในแปลง
    เมรางิน -1 (Merangin I Production Sharing Contract) กับบริษัท PT Medco
    E&P Merangin โดยมีสัดส่วนการร่วมทุนร้อยละ 39 แปลงเมรางิน -1 มีพื้นที่ประมาณ
    3,200 ตารางกิโลเมตร อยู่บนบก ทางใต้ของเกาะสุมาตรา ประเทศอินโดนีเซีย
    จากการประเมินเบื้องต้น คาดว่าแปลงเมรางิน-1 เป็นพื้นที่ที่มีศักยภาพเป็นน้ำมันดิบ

-   วันที่ 25 กรกฎาคม 2548 ปตท.สผ.อ. ได้ลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production
    Sharing Contract) โครงการสำรวจปิโตรเลียม แปลง M-11 ประเทศสหภาพพม่า โดยมี
    ปตท.สผ.อ. จะเป็นผู้ดำเนินการ และถือสัดส่วนทั้งหมด แปลง M-11 ตั้งอยู่ในอ่าวเมาะตะมะ
    มีพื้นที่ประมาณ 7,200 ตารางกิโลเมตร การเข้าร่วมทุนดังกล่าวสอดคล้องกับนโยบายของ
    ปตท. ที่ต้องการให้ ปตท.สผ. ขยายฐานการลงทุนในภูมิภาค
    เพื่อเพิ่มสัดส่วนปริมาณสำรองปิโตรเลียม
    และรองรับความต้องการพลังงานของประเทศที่เพิ่มขึ้น

-   ปตท.สผ.อ. เป็นผู้ดำเนินการและมีสัดส่วนร่วมทุนร้อยละ 40 ในโครงการสำรวจแปลงบี
    ประเทศกัมพูชา และ
    ทางรัฐบาลกัมพูชาได้อนุมัติการเข้าร่วมในสัญญาแบ่งปันผลผลิตดังกล่าว และกลุ่มผู้ร่วมทุนคือ
    ปตท.สผ.อ. และบริษัท Resourceful Petroleum Limited (บริษัท RPL)
    ได้ตกลงให้บริษัท SPC Cambodia Ltd. (บริษัท SPC) (บริษัทย่อย ของบริษัท Singapore
    Petroleum Company Limited) และ บริษัท CE Cambodia B Ltd. (บริษัท CEL)
    เข้าร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 30 และร้อยละ 10 ตามลำดับ
    โดยสัดส่วนการร่วมทุนใหม่จะเป็นดังนี้คือ ปตท.สผ.อ. (ผู้ดำเนินการ) ร้อยละ 30 บริษัท
    RPL ร้อยละ 30 บริษัท SPC ร้อยละ 30 และบริษัท CEL ร้อยละ 10

-   เมื่อวันที่ 9 กันยายน 2548 ปตท.สผ. ได้จัดตั้ง บริษัท Diamond Petroleum Company
    Limited (บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.) เพื่อรองรับการทำธุรกิจสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียม
    ในประเทศไทย มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว 50,000 เหรียญสหรัฐฯ ประกอบด้วย หุ้นสามัญ
    จำนวน 50,000 หุ้น มูลค่าหุ้นละ 1 เหรียญสหรัฐฯ โดยมีบริษัท PTTEP Offshore
    Investment Company Limited (บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.) เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมด

- เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2548 ปตท.สผ. ได้จัดตั้ง บริษัท PTTEP Merangin Company
Limited (บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.) เพื่อรองรับการทำธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ในประเทศอินโดนีเซีย มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว 50,000 เหรียญสหรัฐฯ ประกอบด้วย หุ้นสามัญ
จำนวน 50,000 หุ้น มูลค่าหุ้นละ 1 เหรียญสหรัฐฯ โดยมีบริษัท PTTEP Offshore Investment
Company Limited (บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.) เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมด

3.1.5.4 แผนการลงทุนในอนาคต

ปตท. มีนโยบายให้ ปตท.สผ.
ให้ความสำคัญต่อการลงทุนในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นหลัก
เพื่อตอบสนองความต้องการและความมั่นคงด้านพลังงานภายในประเทศ
โดยมุ่งพัฒนาโครงการลงทุนเพิ่มในประเทศไทย เช่น ยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียมแปลงใหม่
ตามประกาศเชิญชวน ครั้งที่ 19 ของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ซึ่ง ปตท.สผ. ได้ยื่นขอสัมปทานแล้ว
6 แปลง รวมทั้ง ขยายการลงทุนในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิค อาทิ
ในพื้นที่ทับซ้อนระหว่างประเทศไทยและกัมพูชา สหภาพพม่า เวียดนาม มาเลเซีย อินโดนีเซีย และ
กัมพูชา เป็นต้น ในขณะเดียวกันพิจารณาโอกาสขยายการลงทุนในภูมิภาคตะวันออกกลาง และ
อาฟริกาเหนือ อาทิ รัฐสุลต่านโอมาน สาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน อัลจีเรีย และประเทศอื่น ๆ
รวมทั้ง กลุ่มประเทศเครือรัฐเอกราช (C.I.S)
ซึ่งมีศักยภาพปิโตรเลียมสูงและประเทศไทยต้องพึ่งพาการนำเข้าจากภูมิภาคนี้
โดยพิจารณาความเหมาะสมของโครงการจากความต้องการของตลาดเงินลงทุน ผลตอบแทน
โครงการที่มีความเสี่ยงที่เหมาะสม มีบริษัทร่วมทุนในโครงการที่ดี
และอยู่ในประเทศที่มีความสัมพันธ์ที่ดีกับประเทศไทย

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 2548 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีทุนชำระแล้ว 500
ล้านบาท โดย ปตท. ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 58 ของทุนชำระแล้ว

ในการประกอบธุรกิจ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
เป็นผู้ลงทุนสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซ
ธรรมชาติ (Distribution Pipeline) โดยใช้ท่อเหล็ก และท่อ 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

ในปี 2548 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
มีระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติเป็นเครือข่ายครอบคลุมพื้นที่อุตสาหกรรม
6 แห่ง ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมบางปู นิคมอุตสาหกรรมบางพลี นิคมอุตสาหกรรมลาดกระบัง
พื้นที่อุตสาหกรรมบริเวณรังสิต สวนอุตสาหกรรมโรจนะและนิคมอุตสาหกรรมนวนคร
โดยสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับลูกค้ามีอายุสัญญา 5-7 ปี
ซึ่งราคาก๊าซธรรมชาติจะถูกกำหนดให้สามารถ แข่งขันได้กับเชื้อเพลิงทดแทน คือ น้ำมันเตา
หรือก๊าซหุงต้ม ผลการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ใน
ปี 2548 มีปริมาณ 30.2 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้น 8.38% จากปี 2547
และมีปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในช่วงปี 2546 -2548 เป็นดังนี้

  ----------------------------- ------------- ------------- --------------
  การจัดจำหน่าย                   ปี 2546        ปี 2547        ปี 2548

  ปริมาณ (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)       23.4          27.7          30.02

  จำนวนลูกค้า (ราย)               80            91            106
  ----------------------------- ------------- ------------- --------------

บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีเป้าหมายการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2549
เฉลี่ยวันละ 32.47 ล้านลูกบาศก์ฟุต
และในอนาคตมีแผนการขยายระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพิ่มอีก 2 พื้นที่ ได้แก่
นิคมอุตสาหกรรมบางปะอิน และนิคมอุตสาหกรรมไฮเทค

นอกจากนี้ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ได้เพิ่มช่องทางการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
โดยการร่วมทุนสัดส่วนร้อยละ 50 ในบริษัท อมตะ จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (AMATA NGD)
เพื่อดำเนินการก่อสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมอมตะนคร
และนิคมอุตสาหกรรมอมตะซิตี้ ในงวด ปี 2548 บริษัท อมตะ จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
มีลูกค้ารับก๊าซธรรมชาติแล้วจำนวน 40 ราย เพิ่มขึ้นจากงวดปี 2547 จำนวน 12 ราย และ
มีปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยวันละ 4.63 ล้านลูกบาศก์ฟุต เพิ่มขึ้นวันละ 2.36
ล้านลูกบาศก์ฟุต จากงวดปี 2547 โดยมีเป้าหมายการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2549 เฉลี่ยวันละ
6.61 ล้านลูกบาศก์ฟุต

(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 2546-2548 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  งบรวม                ปี 2546           ปี 2547           ปี 2548

  รายได้รวม             1,743            2,174            2,704

  ค่าใช้จ่ายรวม           1,366            1,610            2,007

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ      377              564              697

  สินทรัพย์รวม            1,301            1,490            1,637

  หนี้สินรวม              365              328              338

  ส่วนของผู้ถือหุ้น          936              1,162            1,299
  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------

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 ขึ้นในประเทศไทย เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2543 และ
Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. ขึ้นในประเทศมาเลเซีย เมื่อวันที่ 21
มีนาคม 2543 โดยบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย
(Malaysia-Thailand Joint Development Area หรือ เจดีเอ)
มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย และส่งไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย
รวมทั้งให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จังหวัดสงขลา และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)
ทางท่อจากจังหวัดสงขลาไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ส่วน Trans Thai-Malaysia
(Malaysia) Sdn. Bhd.
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อจากชายแดนไทย-มาเลเซีย
ไปใช้ประโยชน์ในประเทศ มาเลเซีย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย
(ประเทศไทย) จำกัด มีทุนชำระแล้ว 8,480 ล้านบาท และบริษัท Trans
Thai-Malaysia(Malaysia) Sdn.Bhd. มีทุนชำระแล้ว 52.8 ล้านริงกิต (มาเลเซีย) โดยมี
ปตท. และ Petronas ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 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 เอ 18
  เชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 3 ของ ปตท. เป็นระยะทาง 55 กิโลเมตร
  โดยจะมีการนำท่อก๊าซจากการผลิตในแปลงบี 17 มาเชื่อมในภายหลัง โดย
  มีความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดประมาณวันละ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุต
  เชื่อมเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่
  3 โดยคาดว่าจะเริ่มทำการส่งก๊าซธรรมชาติได้ประมาณปี 2550

  - ก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 2 มีขนาดความสามารถรับก๊าซธรรมชาติวันละ 425
  ล้านลูกบาศก์ฟุต โดยตั้งอยู่ในพื้นที่เดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1
  เพื่อขยายการให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติที่นำขึ้นฝั่งที่จังหวัดสงขลา

  (2) ความก้าวหน้า

  - งานก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งในทะเลและบนบกระยะที่ 1 เสร็จเรียบร้อยแล้ว
  โดยก๊าซได้ถูกส่งไปยังลูกค้าของ Petronas ในประเทศมาเลเซียแล้วตั้งแต่วันที่ 19 กุมภาพันธ์
  2548 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเตรียมการรับมอบงานก่อสร้างจากผู้รับเหมาก่อสร้าง
  โดยจะมีการรับประกันผลงานต่อไปเป็นระยะเวลา 1 ปี

  - งานก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เสร็จเรียบร้อยแล้ว โดยกำลังทำการ Commissioning
  โรงแยกก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะแล้วเสร็จ ประมาณไตรมาส 1 ของปี 2549

  - ปัจจุบันอยู่ระหว่างเตรียมการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล ระยะที่ 2 จากแปลง เอ
  18 มาเชื่อมต่อเข้ากับท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เส้นที่ 3 ของ ปตท.

(3) การบริการ

บริษัทจะให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
และให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติแก่ลูกค้าของบริษัทเพียง 2 รายคือ ปตท. และ Petronas ซึ่งทั้ง
2 รายเป็นผู้ถือหุ้นของบริษัท โดยมีสัญญาให้บริการ (Service Agreement) ระหว่างกัน
ขณะนี้บริษัทได้ให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล และบนบกแล้ว
โดยเป็นก๊าซที่ผ่านกระบวนการบำบัดจากหน่วยแยกก๊าซคาร์บอนไดออกไซค์แล้วเสร็จในไตรมาส 3 ปี
2548 และจะให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติและขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อประมาณไตรมาสที่ 1
ของปี 2549

(4) การบริหาร

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

3.1.6.3 บริษัทผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด

บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด เป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่ โดยเป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ
กฟผ. และ กฟน. จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 2 เมษายน 2546
เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็น ให้กับบริษัทท่าอากาศยานสากลกรุงเทพแห่งใหม่
จำกัด (บทม.) และลูกค้าอื่นๆ ภายในบริเวณสนามบินสุวรรณภูมิ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 บริษัท
ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด มีทุนจดทะเบียน ชำระแล้ว 1,000 ล้านบาท โดย ปตท. ถือหุ้นร้อยละ
35 ของทุนชำระแล้ว

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 Combine Cycle รวมประมาณ
    50 เมกกะวัตต์ (MW)

-   หน่วยผลิตน้ำเย็นแบบ Stream 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

  บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด
  ได้ดำเนินการจัดจ้างผู้รับเหมาในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและหน่วยผลิตน้ำเย็น

รวมทั้งผู้รับเหมาก่อสร้างวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมีความก้าวหน้า ดังนี้

  -
  งานก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติมาที่โรงผลิตไฟฟ้าก่อสร้างแล้วเสร็จและส่งมอบงานเรียบร้อยแล้ว

-   งานก่อสร้างระบบผลิตน้ำเย็น
    ก่อสร้างแล้วเสร็จพร้อมส่งให้กับอาคารผู้โดยสารท่าอากาศยานสุวรรณภูมิและอาคาร
    Catering บริษัท การบินไทย จำกัด (มหาชน)

-   งานก่อสร้างโรงผลิตไฟฟ้าก่อสร้างแล้วเสร็จพร้อมที่จะจำหน่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้าตามกำหนดการเปิด
    ท่าอากาศยานเชิงพาณิชย์

  (3) การจัดหาเชื้อเพลิง

ปตท. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าและไอน้ำ
โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำที่ปริมาณวันละ 7 ล้านลูกบาศก์ฟุต มีอายุสัญญา 25 ปี

  (4) การจัดจำหน่าย

  การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด ประกอบด้วย

-   จำหน่ายไฟฟ้าให้กับ บริษัท การท่าอากาศยานแห่งประเทศไทย จำกัด (มหาชน) ทอท.
    ซึ่งจะมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกัน 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. (อยู่ระหว่างการจัดทำสัญญาซื้อขาย)

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

  (5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 7 คน ปตท.
เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 2 คน รวมประธานกรรมการด้วย 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) (ซึ่งต่อมาได้ควบบริษัทกัน เป็นบริษัทใหม่ชื่อ บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด
(มหาชน) (PTTCH) เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548) และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด
(มหาชน) (ATC) โดยได้จดทะเบียนจัดตั้ง บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTT UT) ขึ้นเมื่อวันที่ 13
กรกฎาคม 2547 เพื่อดำเนินโครงการก่อสร้างโรงงานผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำ
(Utilities) ให้กับผู้ถือหุ้น รวมถึงบริษัทในเครือของผู้ถือหุ้นและโรงงานบริเวณใกล้เคียง ณ วันที่
31 ธันวาคม 2548 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด มีทุนชำระแล้ว 1,407.5 ล้านบาท โดย
ปตท.ถือหุ้นร้อยละ 40 ของทุนที่ชำระแล้ว

(1) ลักษณะของโครงการ

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
    จะดำเนินการก่อสร้างและขยายขนาดโครงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้สอดคล้องกับความต้องการของลูกค้าที่เพิ่มขึ้นเป็นระยะ
    ๆ ของกลุ่มปิโตรเคมี ปตท.
    และลูกค้านอกกลุ่มโดยบริษัทได้จัดทำแผนขยายขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำติดตั้งแบ่งตามเขตพื้นที่
    ดังนี้

+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| พ  | กลุ่มลูกค้า                          | ขน            | ขนา          |
| ื้นที่ |                                  | าดกำลังผลิตไฟฟ้า | ดกำลังผลิตไอน้ำ |
|    |                                  |               |              |
|    |                                  | (เมกกะวัตต์)    | (ตัน/ชั่วโมง)   |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| 1  | บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ       | 112.5         | 480          |
|    | ในนิคมอุตสาหกรรมตะวันออก            |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| 2  | บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ       | 147.5         | 330          |
|    | ในในเขตนิคมอุตสาหกรรม RIL (Rayong  |               |              |
|    | Industrial Land) และบริษัทอื่นๆ      |               |              |
|    | ในบริเวณใกล้เคียง                   |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| 3  |   บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ     | 111           | 280          |
|    |   ในนิคมอุตสาหกรรมผาแดง            |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| 4  | บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ       | 187           | 430          |
|    | ในนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด            |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| ร  |                                  | 558           | 1,520        |
| วม |                                  |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+

(2) ความก้าวหน้า

    -   วันที่ 29 พฤศจิกายน 2547
        ได้รับอนุมัติสิทธิประโยชน์การลงทุนจากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI)
        ขณะนี้อยู่ระหว่างการจัดเตรียม Master List สำหรับรายการเครื่องจักร วัสดุ
        อุปกรณ์ที่จะนำเข้า

    -   วันที่ 24 ธันวาคม 2547
        ได้รับอนุมัติรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโรงงานผลิตไฟฟ้าจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
        (สผ.)

    -   ปัจจุบันอยู่ระหว่างการก่อสร้างโครงการพื้นที่ 1 ระยะแรก ซึ่งประกอบด้วย
        โรงผลิตไฟฟ้าขนาด 37.5 เมกกะวัตต์ และโรงผลิตไอน้ำขนาด 120 ตัน/ชั่วโมง
        โดยมีกำหนดก่อสร้างแล้วเสร็จประมาณไตรมาส 2 ปี 2549

  - วันที่ 23 สิงหาคม 2548 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ได้ทำสัญญา Steam Sale and
  Purchase Agreement กับ NPC
  เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารจัดการการผลิตและจำหน่ายไอน้ำและไฟฟ้า โดยในช่วงแรก
  (ระหว่างพฤศจิกายน 2548 – พฤษภาคม 2549) บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด จะซื้อไอน้ำจาก
  NPC ปริมาณ10-40 ตัน/ชั่วโมง ส่วนช่วงที่ 2 (ระหว่างมิถุนายน 2549 – มีนาคม 2550)
  บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัดจะขายไอน้ำให้ NPC ปริมาณ 40-50 ตัน/ชั่วโมง นอกจากนี้ทั้ง 2 ฝ่าย
  ได้ทำสัญญา Steam Back-up Agreementตามปริมาณที่แต่ละฝ่ายสามารถจ่ายให้ได้

  - วันที่ 26 กันยายน 2548 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
  ได้รับสัมปทานจากกระทรวงพลังงานให้เป็นผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า มีกำลังการผลิต 150
  เมกกะวัตต์

(3) การจัดหาเชื้อเพลิงและวัตถุดิบ

ปตท. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าและไอน้ำ
โดยจะมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างกันที่ปริมาณวันละ 8,000 ล้านบีทียู มีอายุสัญญา 15 ปี
และมีความต้องการใช้น้ำประมาณ 2.34 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี
และไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)ประมาณ 20-50 เมกกะวัตต์

(4) การจัดจำหน่าย

บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด จะมีการขยายโรงงานผลิต Utilities เป็นระยะ ๆ
ตามความต้องการใช้ Utilities ของกลุ่มปิโตรเคมี ปตท. ที่จะเพิ่มขึ้นเป็นระยะ
โดยระยะแรกมีกลุ่มลูกค้า ดังนี้

+---------+------------------------------------------------------------+
| ปี       | จำหน่ายให้                                                   |
+---------+------------------------------------------------------------+
| 2549    | - โรงงานผลิต โรงงานผลิต Ethylene Oxide และ Ethylene Glycol   |
|         | (EO/EG) ของ TOC โรงงาน Air Separation Plant ของ MIGP¹⁾ และ |
|         | TOCC²⁾                                                     |
+---------+------------------------------------------------------------+
| 2550    | - โรงผลิต Cumene และ Phenol ของกลุ่ม ปตท.                     |
+---------+------------------------------------------------------------+
| 2551    | - โรงผลิต EO/EG หน่วยที่ 2 ของ TOC                             |
|         |                                                            |
|         | - โรงผลิต ATC-2 และโรงผลิต Ethylene Cracker และ LDPE ของบริษัท |
|         | พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด                                          |
+---------+------------------------------------------------------------+

  หมายเหตุ 1) MIGP : MIG Production Co.,Ltd.

2) TOCC : Thai Organic Chemical Co.,Ltd.

(5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 10 คน เป็นผู้แทนจาก ปตท.
8 คน (โดยเป็นผู้แทนจาก ปตท. โดยตรง 3 คน และทางอ้อม 5 คน ผ่านบริษัทย่อยของ ปตท.
ที่ร่วมทุน) รวมประธานกรรมการด้วย นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการของบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ด้วย

3.1.6.5 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด

ปตท. ได้ซื้อหุ้น บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด โดยชำระค่าหุ้นและรับโอนหุ้นในวันที่ 12 มีนาคม
2547 ตามมติคณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2547 ที่มีมติให้ ปตท.
เข้าร่วมทุนในบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ในสัดส่วนร้อยละ 15
โดยเข้าซื้อหุ้นที่ราคามูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 100 บาท เป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 249.75
ล้านบาท บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด
จัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์
จำกัด มีทุนจดทะเบียน ชำระเต็มมูลค่าแล้วจำนวน 1,665 ล้านบาท

(1) ลักษณะของโครงการ

เป็นโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer: IPP)
ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas Fired
Combined-Cycle Power Plant) จำนวน 2 ชุด มีกำลังผลิตสุทธิชุดละ 700 เมกะวัตต์
รวมเป็น 1,400 เมกะวัตต์ โครงการตั้งอยู่ในบริเวณเดียวกันกับโรงไฟฟ้าของบริษัท
ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) คือ ที่หมู่ที่ 6 ตำบลบ้านไร่ อำเภอดำเนินสะดวก
จังหวัดราชบุรี

  (2) ความก้าวหน้า

  - วันที่ 7 มีนาคม 2548
  ได้รับอนุมัติรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
  (สผ.)

-   วันที่ 27 มีนาคม 2548 ได้ลงนามสัญญาออกแบบ จัดหา และก่อสร้าง (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

  (3) การจัดหาเชื้อเพลิง

ปตท. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณวันละ 240
ล้านลูกบาศก์ฟุต มีอายุสัญญา 25 ปี

  (4) การจัดจำหน่าย

เมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2547 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ได้ลงนามสัญญาสำคัญ 3 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)
สัญญาจัดหาก๊าซธรรมชาติ (Gas Sale Agreement: GSA) กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
และสัญญาเช่าที่ดิน (Land Lease Agreement: LLA) กับบริษัทในเครือของบริษัท
ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) ซึ่งบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)
ตกลงรับซื้อไฟฟ้าที่บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ผลิตได้ทั้งหมด มีอายุสัญญา 25 ปี
นับตั้งแต่โรงไฟฟ้าชุดที่ 1 จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) ในเดือนมีนาคม
2551 และชุดที่ 2 ในเดือนมิถุนายน 2551 จึงถือว่าเป็นโครงการที่มีความมั่นคงมาก

  (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 และ ปตท. ได้จดทะเบียนจัดตั้งบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2547
เพื่อประกอบกิจการให้บริการ คลังสำรอง LNG และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG เป็นก๊าซธรรมชาติ
(LNG Re-gasification & Receiving Terminal) ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 บริษัท พีทีที
แอลเอ็นจี จำกัด มีทุนจดทะเบียน 50 ล้านบาท และชำระแล้ว 13.25 ล้านบาท ปตท.
ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100 ในระยะเริ่มต้น และจะหาพันธมิตรร่วมทุนในภายหลัง โดย ปตท.
จะเป็นผู้ถือหุ้นใหญ่

(1) ลักษณะของโครงการ

ก่อสร้าง LNG Receiving Terminal ประกอบด้วย ท่าเทียบเรือขนถ่าย LNG ถังเก็บสำรอง
LNG (LNG Storage Tank ) และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNGเป็นก๊าซฯ (LNG
Re-gasification Unit) ขนาดประมาณ 5 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 1
และจะเพิ่มขนาดเป็นประมาณ 10 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 2
ซึ่งขึ้นอยู่กับผลการศึกษาความเหมาะสมของโครงการ เพื่อให้บริการคลังสำรองและเปลี่ยนสถานะ
LNG โดย ปตท. จะเป็นผู้จัดหาและนำเข้า LNG

(2) ความก้าวหน้า

บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ได้ดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของโครงการ
และอยู่ในระหว่างจัดหาที่ดินสำหรับเป็นสถานที่ก่อสร้างโครงการ
โดยมีเป้าหมายก่อสร้างโครงการระยะที่ 1 แล้วเสร็จประมาณปี 2553 และระยะที่ 2
แล้วเสร็จประมาณปี 2556 เพื่อรองรับแผนการนำเข้า LNG ของ ปตท.

นอกจากนี้ ปตท.กำลังดำเนินการเจรจาหาพันธมิตรร่วมทุน เช่น กฟผ. บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด
(มหาชน) และอื่นๆ

(3) การบริการ

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

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 3 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 3 คน รวมประธานกรรมการด้วย

3.1.6.7 บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 เมษายน 2547 ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท.
เข้าร่วมทุนในบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (IPT) ในสัดส่วนร้อยละ 20
ของทุนจดทะเบียนชำระแล้ว โดยซื้อหุ้นจากบริษัท Siemens AG จำกัด ในราคา 10
ล้านเหรียญสหรัฐฯ และ เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2548 ปตท. ได้รับโอนหุ้นสามัญของ IPT จากบริษัท
Siemens AG จำกัด ทั้งหมด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 IPT มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว 1,771
ล้านบาท

IPT จัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas fired Combined
–Cycle Power Plant) ด้วยกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกกะวัตต์ (MW)

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

โรงผลิตไฟฟ้าของ IPT ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ IPT ทั้งหมด มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณวันละ 120
ล้านลูกบาศก์ฟุต อายุสัญญา 25 ปี

(2) การจัดจำหน่าย

IPT จำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้ กฟผ. ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ฉบับลงวันที่ 13
กุมภาพันธ์ 2540 อายุสัญญา 25 ปี นับจาก 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 11 คน
เป็นผู้แทนจาก ปตท. 6 คน (โดยเป็นผู้แทนจาก ปตท. โดยตรง 2 คน และทางอ้อม 4 คน
ผ่านบริษัทย่อยของบริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) ได้แก่ บริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด
รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการของบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ในช่วงปี 2546-2548
เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  งบรวม                ปี 2546           ปี 2547           ปี 2548

  รายได้รวม             6,194            4,468            8,068

  ค่าใช้จ่ายรวม           5,109            4,769            7,625

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ      1,085            (301)            443

  สินทรัพย์รวม            14,075           14,064           12,569

  หนี้สินรวม              9,695            9,985            8,047

  ส่วนของผู้ถือหุ้น          4,380            4,079            4,522
  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------

3.1.6.8 บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548 มีมติให้ ปตท.
ซื้อหุ้นสามัญของบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (TP) จาก ปตท.สผ.อ. (บริษัทย่อยของ
ปตท.สผ.) ซึ่งถืออยู่ทั้งหมดในสัดส่วนร้อยละ 26 เป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 2,300 ล้านบาท โดย
ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของ TP เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2548

TP เป็นผู้ดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)
โดยเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบโคเจนเนอเรชั่น ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
(Combined-Cycle Co-generation Power Plant) มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 118 เมกะวัตต์
และผลิตไอน้ำ 168 ตันต่อชั่วโมง นอกจากนี้ TP เป็นผู้ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 56
ในบริษัทผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (IPT) ซึ่งเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
มีขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกะวัตต์ ณ 31 ธันวาคม 2548 TP มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว
2,810 ล้านบาท

การซื้อหุ้น TP สอดคล้องกับทิศทางการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท.
ซึ่งให้ความสำคัญกับการลงทุนในธุรกิจก๊าซธรรมชาติและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับก๊าซธรรมชาติ
ในขณะที่สนับสนุนให้ ปตท.สผ. ให้ความสำคัญกับการดำเนินธุรกิจต้นน้ำ (Upstream)
คือธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นหลัก และการเข้าลงทุนดังกล่าวมีความเสี่ยงต่ำ เนื่องจากทั้ง
TP และ IPT มีการดำเนินกิจการอยู่แล้ว และมีสัญญาระยะยาวกับลูกค้า อายุสัญญา 25 ปี
ซึ่งประกอบด้วยบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) และลูกค้าซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่มไทยออยล์
จึงเป็นกิจการที่มีความมั่นคง

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

TP ไดซื้อกาซธรรมชาติจาก ปตท. ซึ่งเปนผูขายและผูจําหนายเพียงรายเดียวในประเทศ
โรงไฟฟาของ TP สามารถใชเชื้อเพลิงสํารองคือ น้ำมันดีเซลแทน กาซธรรมชาติได
โดยจะมีการชดเชยสวนตางของราคาเชื้อเพลิงตามสัญญา

(2) การจัดจำหน่าย

TP จำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (กฟผ.) จำนวน 41 เมกะวัตต์
ภายใต้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว 25 ปี TP เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ในวันที่ 1 เมษายน
2541 ภายใต้โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producer – “SPP”) ของ
กฟผ.

  (3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (TP) ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน
เป็นผู้แทนจาก ปตท. 3 คน บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (TOP) จำนวน 7 คน และบริษัท
อิเล็คทริค เพาเวอร์ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (EPDC) จำนวน 2 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด ในช่วงปี 2546-2548 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  งบรวม                ปี 2546           ปี 2547           ปี 2548

  รายได้รวม             3,836            2,982            3,373

  ค่าใช้จ่ายรวม           2,393            2,561            2,653

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ      1,077            286              720

  สินทรัพย์รวม            8,408            7,638            7,320

  หนี้สินรวม              3,177            2,402            1,645

  ส่วนของผู้ถือหุ้น          5,231            5,236            5,675
  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------

3.2 กลุ่มธุรกิจน้ำมัน

ลักษณะการดำเนินธุรกิจของกลุ่มธุรกิจน้ำมัน ของ ปตท. แบ่งเป็น 2 กิจกรรมหลักได้แก่

(1) การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)
    ดำเนินธุรกิจการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

(2) การค้าสากลและการนำเข้าส่งออกน้ำมันดิบ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม วัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
    (International Petroleum and Petrochemical Trading)
    ดำเนินธุรกิจการค้าสากล และการนำเข้าส่งออกน้ำมันและผลิตภัณฑ์น้ำมัน

กลุ่มธุรกิจน้ำมัน มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด
ได้แก่หน่วยบริหารและปฎิบัติการคลัง การบริหารการจัดหาและจัดส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
และการขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวในตลาดขายส่งให้แก่ผู้ค้าตามมาตรา 7
แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543

นอกจากธุรกิจหลักและสายงานสนับสนุนแล้ว ปตท.
ยังมีการลงทุนและการร่วมทุนในบริษัทย่อยและบริษัทร่วมที่เกี่ยวเนื่องกับการดำเนินธุรกิจน้ำมันทั้งภายในและภายนอกประเทศจำนวน
16 บริษัท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลัก และเพื่อส่งเสริมให้ ปตท.
สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจรและสามารถให้บริการลูกค้าได้ดีที่สุด

แผนภาพแสดงโครงสร้างธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)
ดำเนินธุรกิจการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง และผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น
โดยแบ่งการจัดจำหน่ายออกเป็น 2 ส่วนหลัก ๆ ได้แก่

  (1) การตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)
  เป็นการจัดจำหน่ายผ่านสถานีบริการน้ำมันของบริษัท สถานีบริการน้ำมันผู้แทนจำหน่ายทั่วประเทศ
  และตลาดขายส่งน้ำมันให้กับผู้ค้าตามมาตรา 7

  (2) การตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing)
  เป็นการจัดจำหน่ายให้กับลูกค้าที่เป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ ลูกค้าอุตสาหกรรมและพาณิชย์
  ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง ตลาดก๊าซหุงต้ม และการตลาดต่างประเทศ

นอกเหนือจากการจัดจำหน่ายใน 2 ส่วนหลัก ๆ 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 หรือที่เรียกว่า ก๊าซหุงต้ม หรือแอลพีจี
  เป็นสารประกอบไฮโดรคาร์บอนจำพวกก๊าซโปรเพนและก๊าซบิวเทน
  ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซ
  หรือการกลั่นน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมัน จะมีสภาพเป็นของเหลวภายใต้แรงดัน
  ส่วนมากนำไปใช้ในงานหุงต้มในครัวและใช้เป็นเชื้อเพลิงในงานอุตสาหกรรมต่างๆ
  เนื่องจากมีคุณสมบัติพิเศษคือให้ความร้อนสูง สะอาด เผาไหม้ได้ง่ายและสะดวกในการใช้งาน
  นอกจากนี้ยังใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
  และสามารถใช้แทนน้ำมันเบนซินในรถยนต์เพราะราคาถูกและมีค่าออกเทนสูง
  ปตท.จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวโดยตรง
  และจำหน่ายให้กับผู้ค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543
  เพื่อจำหน่ายต่อให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวอีกทอดหนึ่ง

  (2) น้ำมันเบนซิน (Gasoline)

  น้ำมันเบนซินเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทระเหยง่ายมีปริมาณกำมะถันต่ำ
  เหมาะสำหรับใช้งานกับเครื่องยนต์เบนซินทุกชนิด
  น้ำมันเบนซินได้มาจากการผสมน้ำมันเบาที่มีช่วงจุดเดือดเหมาะสมหลายชนิดในอัตราที่เหมาะสม
  และมีส่วนผสมของสารกันน็อคและอื่นๆ เพื่อให้ได้คุณภาพตามข้อกำหนด สำหรับประเทศไทยนั้น
  น้ำมันเบนซินแบ่งออกได้เป็น 3 ประเภทหลัก คือ น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วออกเทน 91,
  ออกเทน 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล์

  (3) น้ำมันก๊าด (Kerosene)

  น้ำมันก๊าดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในอุตสาหกรรมเป็นส่วนใหญ่
  นอกจากนี้ยังใช้ในการจุดตะเกียงให้ความสว่างตามชนบท
  ใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องยนต์ที่ออกแบบเป็นพิเศษ ใช้ให้ความร้อนในเตาอบ
  นำไปเป็นส่วนผสมใน ยาฆ่าแมลง 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
  ปัจจุบันน้ำมันดีเซลเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีปริมาณการใช้สูงที่สุดในประเทศในสัดส่วนประมาณร้อยละ
  48 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 จัดแบ่งน้ำมันเตาออกเป็น 5 ชนิด คือ ชนิดที่ 1, 2 3, 4 ตามความหนืด
  และชนิดที่ 5 ซึ่งมีจุดไหลเท (Pour Point) สูง

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 2548 ปตท. จัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปจำนวนรวมทั้งสิ้น 22,033 ล้านลิตร
คิดเฉพาะการจำหน่ายในประเทศ ปตท. มีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 34.6
หากไม่รวมน้ำมันเตาที่จำหน่ายให้ กฟผ. แล้ว ปตท. จะมีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 32.3

การจัดจำหน่ายน้ำมันของ ปตท. ในช่วงปี 2546-2548

+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| ผลิตภัณฑ์/การจำหน่าย              | ปี 2546     | ปี 2547    | ปี 2548     |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| การจัดจำหน่าย/การตลาด           |            |           |            |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| ปริมาณจัดจำหน่าย (ล้านลิตร) ^(/1)  |            |           |            |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| -   ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.         | 14,334     | 14,964    | 19,996     |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| -   รวมน้ำมันเตา กฟผ.           | 15,044     | 16,533    | 22,033     |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| ส่วนแบ่งการตลาดในประเทศ (ร้อยละ) |            |           |            |
| ^(/2)                         |            |           |            |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| -   ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.         | 30.5       | 30.3      | 32.3       |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| -   รวมน้ำมันเตา กฟผ.           | 31.6       | 32.8      | 34.6       |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| มูลค่าการจัดจำหน่าย (ล้านบาท)      |            |           |            |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| -   ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.         | 148,435    | 173,502   | 307,018    |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| -   รวมน้ำมันเตา กฟผ.           | 153,771    | 186,768   | 333,878    |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| การสำรอง (ความจุคลัง)           |            |           |            |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| -   น้ำมันดิบ น้ำมันสำเร็จรูป        | 1,550      | 1,568     | 1,497      |
|     (ล้านลิตร)                  |            |           |            |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| -   ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ตัน)      | 75,500     | 75,500    | 75,500     |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| สถานีบริการ ณ สิ้นปี ^(/3) (แห่ง)   | 1,389      | 1,367     | 1,277      |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| ร้านค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/4)    | 1,007      | 1,005     | 1,081      |
| (แห่ง)                         |            |           |            |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+
| โรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/4)  | 124        | 135       | 142        |
| (แห่ง)                         |            |           |            |
+-------------------------------+------------+-----------+------------+

  ที่มา: ปตท. ยกเว้นข้อมูลส่วนแบ่งการตลาดจากกระทรวงพาณิชย์

  ^(/1) รวมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล น้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด
  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ผลิตภัณฑ์น้ำมันเครื่อง ยางมะตอย
  แต่ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

  ^(/2) รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
  ไม่รวมผลิตภัณฑ์น้ำมันเครื่องและยางมะตอยในปี 2548 กฟผ. เป็นผู้ค้ามาตรา 7
  ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548

  ^(/3) ของ ปตท.และผู้แทนจำหน่าย (รวมสถานีบริการก๊าซ จำนวน 10 แห่ง)

  ^(/4) ของผู้แทนจำหน่าย

ในปี 2548 ปตท. ยังคงมีเป้าหมายในการรักษาส่วนแบ่งการตลาดค้าปลีก ตลาดอุตสาหกรรม
ตลาดอากาศยานและ เรือขนส่ง
และมุ่งเน้นขยายส่วนแบ่งการตลาดของก๊าซปิโตรเลียมเหลวและน้ำมันหล่อลื่น
โดยเน้นการสร้างความมั่นใจเรื่องคุณภาพ
และเพิ่มชนิดของน้ำมันหล่อลื่นเพื่อขยายตลาดน้ำมันหล่อลื่นอุตสาหกรรมและเรือเดินสมุทร
การปรับปรุงภาพลักษณ์สถานีบริการน้ำมันให้ทันสมัยและสะดวกสบาย
การบริการที่สร้างความพึงพอใจต่อลูกค้ามากขึ้นโดยขยายรูปแบบการบริการเสริมในสถานีบริการเพื่อดึงดูดลูกค้า
และปรับปรุงบรรจุภัณฑ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้
การลงทุนในสถานีบริการจะเน้นเฉพาะที่อยู่ในพื้นที่ที่มีศักยภาพทางการค้าเท่านั้น
รวมถึงการเพิ่มรายได้และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน และขยายตลาดในภูมิภาคอินโดจีน

สำหรับนโยบายการตั้งราคา ปตท.กำหนดราคาขายให้กับลูกค้าในกลุ่มต่างๆ โดยคำนึงถึงการแข่งขัน
ระดับราคาน้ำมันในภูมิภาค และระดับราคาจำหน่ายในตลาดเป็นสำคัญ
เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้บริโภค

ตารางแสดงส่วนแบ่งตลาดของ ปตท. แยกตามผลิตภัณฑ์ของธุรกิจน้ำมันในประเทศ

ปี 2548 และเปรียบเทียบปี 2547

+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| ผลิตภัณฑ์                 | ส่วนแบ่งตลาด   | ส่วนแบ่งตลาด   | เพิ่ม/(ลด)     |
|                        | (ร้อยละ)      | (ร้อยละ)      |              |
|                        |              |              | ปี 2548/2547  |
|                        | ปี 2548       | ปี 2547       |              |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)  | 37.1         | 36.1         | 1.0          |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| น้ำมันเบนซิน              | 27.4         | 25.0         | 2.4          |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| น้ำมันก๊าด                | 28.2         | 31.2         | -3.0         |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| น้ำมันเครื่องบินพาณิชย์ (Jet  | 24.2         | 27.6         | -3.4         |
| A-1)                   |              |              |              |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| น้ำมันเครื่องบินทหาร (JP-5, | 100.0        | 100.0        | -            |
| JP-8)                  |              |              |              |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| น้ำมันเครื่องบินไอพ่นแบบใบพัด | 100.0        | 100.0        | -            |
| (AVGAS)                |              |              |              |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว         | 28.8         | 26.8         | 2.0          |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| น้ำมันดีเซลหมุนช้า          | 71.4         | 53.4         | 18.0         |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| น้ำมันเตา                | 43.7         | 39.5         | 4.2          |
| (ไม่รวมที่จำหน่ายให้ กฟผ.)  |              |              |              |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น ^(/2)  | 20.7         | 18.7         | 2.0          |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+
| ส่วนแบ่งตลาดโดยรวม       | 30.8         | 29.1         | 1.7          |
|                        |              |              |              |
| -   ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.  | 33.2         | 32.3         | 0.9          |
|                        |              |              |              |
| -   รวมน้ำมันเตา         |              |              |              |
|     กฟผ.^(/3)          |              |              |              |
+------------------------+--------------+--------------+--------------+

ที่มา: กระทรวงพาณิชย์

^(/1) ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

^(/2) ไม่รวมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

^(/3) กฟผ. เป็นผู้ค้ามาตรา 7 ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548

3.2.1.2.1 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)

ดำเนินการโดยสายงานการตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)
ซึ่งเป็นผู้รับผิดชอบในการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันหล่อลื่นในตลาดค้าปลีกให้กับลูกค้าทั่วไปผ่านเครือข่ายสถานีบริการทั่วประเทศ
รวมทั้งรับผิดชอบการกำหนด กลยุทธ์ตลาดค้าปลีก
การพัฒนาตลาดค้าปลีกและการขยายเครือข่ายสถานีบริการ การปฏิบัติการ การลงทุน
และการบริหารสถานีบริการตัวแทน การพัฒนาตลาดหล่อลื่น และการพัฒนาธุรกิจเสริม
การประกอบธุรกิจค้าปลีกน้ำมันจะดำเนินการขายผ่านสถานีบริการเป็นหลัก
ซึ่งเป็นตลาดที่มีการแข่งขันสูง แม้ว่าการแข่งขันเพื่อเพิ่มส่วนแบ่งตลาดโดยคู่แข่งจะทวีความรุนแรงขึ้น
ปตท. ก็ยังคงมีส่วนแบ่งการตลาดในระดับสูงที่สุดอย่างต่อเนื่องติดต่อกันนานกว่า 10 ปี
ทั้งนี้จัดจำหน่ายผ่านช่องทางสถานีบริการ ปตท.รวม 1,277 แห่ง คิดเป็นอัตราร้อยละ 6.9
ซึ่งสูงที่สุดในบรรดาบริษัทผู้ค้าน้ำมัน คู่แข่งที่สำคัญในด้านเครือข่ายสถานีบริการน้ำมันของ ปตท.ได้แก่
บริษัทบางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) บริษัทเอสโซ่(ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) บริษัท
เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด และบริษัทน้ำมันคาลเท็กซ์(ไทย) จำกัด

ตารางจำแนกสถานีบริการแบ่งตามผู้ประกอบการ

  ------------------------------------ ---------------- -----------------
  จำนวนสถานีบริการ ณ 31 ธันวาคม 2548                       

  ชื่อผู้ประกอบการ                         จำนวนสถานีบริการ   ร้อยละ

  1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)            1,277            6.9

  2. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)  1,147            6.2

  3. บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด       606              3.3
  (มหาชน)                                               

  4. บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด        584              3.2

  5. บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด       421              2.3

  6. บริษัท ภาคใต้เชื้อเพลิง จำกัด (มหาชน)    226              1.2

  7. บริษัท สยามสหบริการ จำกัด (มหาชน)     154              0.8

  8. บริษัท คอนอโค (ประเทศไทย) จำกัด      145              0.8

  9. บริษัท ปิโตรนาส รีเทล (ประเทศไทย)     113              0.6
  จำกัด                                                  

  10. บริษัท คอสโมออยล์ จำกัด              91               0.5

  11. บริษัท น้ำมันทีพีไอ จำกัด               75               0.4

  12. บริษัท ระยองเพียวริฟายเออร์ จำกัด      31               0.2

  13. บริษัท พี ซี สยามปิโตรเลียม จำกัด       26               0.1

  14. บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)        3                0.01

  15. อื่นๆ และผู้ค้าน้ำมันอิสระ ^(/1)         13,508           73.4

  รวมทั้งหมด                             18,407           100
  ------------------------------------ ---------------- -----------------

ที่มา: ข้อมูลผู้ประกอบการรายอื่นที่มิใช่ ปตท. จากกระทรวงพลังงาน

^(/1)
ส่วนใหญ่เป็นสถานีบริการในส่วนภูมิภาคที่จดทะเบียนกับกระทรวงพาณิชย์แต่มีปริมาณและมูลค่าการจำหน่ายต่อสถานีน้อย

สถานีบริการของ ปตท. สามารถแบ่งตามลักษณะได้ 5 ประเภทดังนี้

  (1) สถานีบริการประเภท Company Own Company Operate (COCO)

  ปตท.เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่ดำเนินกิจการและบริหารงานภายในสถานีบริการเองทั้งหมด
  โดยการพิจารณาลงทุนเปิดสถานีบริการ COCO จะขึ้นอยู่กับสถานที่ตั้ง และยอดขายเป็นหลัก ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท. มีสถานีบริการ COCO อยู่ทั้งสิ้น 51 สถานี

(2) สถานีบริการประเภท Company Own Dealer Operate (CODO)

  ปตท.
  เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่เปิดให้ผู้ประกอบการที่มีประสบการณ์และสนใจบริหารงานภายในสถานีบริการประเภทนี้เข้ามาเช่าดำเนินงาน
  โดยจะมีสัญญาซื้อขายน้ำมันขั้นต่ำตามที่กำหนดโดย ปตท.
  และให้ส่วนลดราคาแก่ผู้ประกอบการสำหรับการซื้อน้ำมันในปริมาณที่เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำที่กำหนด
  และมีสัญญาเช่าทรัพย์สินจาก ปตท. เพื่อการดำเนินงาน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548
  มีสถานีบริการ CODO อยู่ทั้งสิ้น 177 สถานี

  (3) สถานีบริการประเภท ร่วมลงทุน (Joint Venture)

  สถานีบริการเหล่านี้เป็นการร่วมลงทุนระหว่าง ปตท. และผู้ประกอบการภาคเอกชน
  โดยสัดส่วนในการร่วมลงทุนจะแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับการเจรจา
  โดยผู้ประกอบการเป็นผู้ดำเนินการบริหารและจัดการทั้งหมด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท.
  มีสถานีบริการ Joint Venture อยู่ทั้งสิ้น 279 สถานี

  (4) สถานีบริการประเภท สหกรณ์ และสวัสดิการราชการและรัฐวิสาหกิจ (Co-operative)

  ปตท.
  เป็นผู้สนับสนุนในส่วนสิ่งปลูกสร้างและอุปกรณ์ในส่วนที่สหกรณ์หรือส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจขอมา
  แต่จะมอบหมายให้หน่วยงานนั้นๆ เป็นผู้บริหารเอง
  โดยวัตถุประสงค์หลักในการดำเนินการสถานีบริการคือ เพื่อรองรับผู้บริโภคในส่วนของสหกรณ์
  และเป็นสวัสดิการให้แก่พนักงานของหน่วยงานราชการหรือรัฐวิสาหกิจต่างๆ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
  2548 ปตท. มีสถานีบริการ Co-operative อยู่ทั้งสิ้น 78 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 2548 ปตท. มีสถานีบริการ DODO อยู่ทั้งสิ้น 692 สถานี

ตารางจำแนกสถานีบริการของ ปตท.

  -------------------- --------- -------- -------- -------- --------- --------
  รูปแบบสถานีบริการ       ปี 2546             ปี 2547            ปี 2548    

                       จำนวน     ร้อยละ    จำนวน    ร้อยละ    จำนวน     ร้อยละ

  1. COCO              36        2.59     41       3.00     51        3.99

  2. CODO              183       13.17    184      13.46    177       13.86

  3. Joint-Venture     295       21.24    296      21.65    279       21.85

  4. Co-Operative      119       8.57     119      8.71     78        6.11

  5. DODO              756       54.43    727      53.18    692       54.19

  รวม                  1,389     100.00   1,367    100.00   1,277     100.00
  -------------------- --------- -------- -------- -------- --------- --------

ที่มา: ปตท.

นอกเหนือจากการพัฒนาสถานีบริการให้เป็นสถานีบริการแบบครบวงจรแล้ว ปตท.
มีแผนพัฒนาสถานีบริการให้เกิดภาพลักษณ์ใหม่และพัฒนาผลิตภัณฑ์อย่างต่อเนื่อง
ในส่วนของการพัฒนาและขยายแนวธุรกิจไปสู่ธุรกิจค้าปลีกเสริมอื่นๆ
ที่สนับสนุนธุรกิจการตลาดค้าปลีกน้ำมัน
เพื่อสร้างความพึงพอใจให้แก่ผู้ใช้บริการและดึงดูดผู้ใช้บริการเข้าสู่สถานีบริการน้ำมันเพิ่มขึ้น
โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มผลกำไรของบริษัท โดยใช้กลยุทธ์ในการลงทุนในธุรกิจเสริมต่างๆ เช่น
ร้านค้าสะดวกซื้อภายในสถานีบริการ (Convenience-Store) ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2548 มีร้าน
7-Eleven ในสถานีบริการกว่า 400 แห่ง บริการล้างรถอัตโนมัติ ศูนย์บริการน้ำมันหล่อลื่น
ร้านกาแฟ (cafe’ Amazon) ศูนย์บริการรับล้างอัดรูปถ่าย Film Drop Point
ร่วมกับเพาเวอร์บาย และธนาคาร เป็นต้น

3.2.1.2.2 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing) 

ดำเนินงานโดยสายงานธุรกิจการตลาดพาณิชย์
ซึ่งรับผิดชอบการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันหล่อลื่นให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม
บริษัทสายการบิน การเดินเรือขนส่ง หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ กลุ่มลูกค้าก๊าซหุงต้ม
และการจัดจำหน่ายไปยังตลาดต่างประเทศ ในปี 2548 ปตท. จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว
น้ำมันเบนซิน น้ำมันเตา น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน น้ำมันดีเซล ผ่านตลาดพาณิชย์
รวมทั้งสิ้นประมาณ 9,406 ล้านลิตร คิดเป็นประมาณร้อยละ 42.7
ของยอดจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปทั้งหมดของ ปตท.
ทั้งนี้สามารถแบ่งตลาดในการจัดจำหน่ายออกเป็น 4 กลุ่มหลัก ได้แก่

(1) กลุ่มตลาดรัฐและอุตสาหกรรม

-   ตลาดรัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานราชการ

  จากการที่ ปตท.ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ ทำให้ ปตท.
  สามารถจำหน่ายผลิตภัณท์น้ำมันส่วนใหญ่ให้แก่หน่วยงานของรัฐบาล
  และรัฐวิสาหกิจและสามารถเสริมสร้างฐานส่วนแบ่งลูกค้าในตลาดนี้ได้เป็นอย่างดี ในปี 2548
  ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปรวมทั้งสิ้นประมาณ 2,969 ล้านลิตร ให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้
  โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 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
  จัดว่าเป็นกลุ่มลูกค้าที่มีปริมาณการจำหน่ายสูงสุดในธุรกิจการจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์
  แต่ลูกค้าในกลุ่มนี้จะมีระยะเวลาการเรียกเก็บเงินนานกว่าลูกค้ากลุ่มอื่น ปตท.
  จึงเข้าไปดูแลและอำนวยความสะดวกในด้านการบริการแก่ลูกค้ากลุ่มนี้มากขึ้น
  เพื่อรักษาความสัมพันธ์อันดีไว้ตลอดไป

-   ตลาดอุตสาหกรรม

  ปตท.จำหน่ายผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ น้ำมันเตา ก๊าซหุงต้ม น้ำมันดีเซล
  ยางมะตอย และผลิตภัณฑ์หล่อลื่นโดยตรงกับโรงงานอุตสาหกรรม และผู้บริโภครายใหญ่ เช่น
  ผู้ประกอบกิจการโรงงานผลิตเหล็ก โรงงานผลิตกระดาษ โรงงานผลิตถุงมือยาง
  ผู้ประกอบการเดินรถโดยสารและขนส่ง และผู้ประกอบการในภาคเกษตรกรรม เป็นต้น โดย ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท. มีลูกค้าในกลุ่มนี้รวมทั้งประเทศจำนวนมากกว่า 1,400 ราย
  ผลิตภัณฑ์น้ำมันที่จำหน่ายให้กับลูกค้ากลุ่มนี้โดยมากเป็นน้ำมันเตา และ น้ำมันดีเซล
  และก๊าซปิโตรเลียมเหลว ในปี 2548 ปตท. ขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้แก่ลูกค้ากลุ่มนี้จำนวน 2,001
  ล้านลิตร แต่เนื่องจากภาวะการแข่งขันที่สูง การขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้กับลูกค้าโดยทั่วไป ปตท.
  จะลงทุนสร้างอุปกรณ์ในการเก็บสำรองเชื้อเพลิงหรือสิ่งอำนวยความสะดวกอื่นๆ
  เพื่อให้บริการแก่ลูกค้ารายนั้นๆ
  รวมทั้งให้การบริการแนะนำการประหยัดพลังงานและความปลอดภัย
  สำหรับราคาขายจะใช้ราคาที่อ้างอิงจากราคาขายปลีกในประเทศ ซึ่งลูกค้าในกลุ่มนี้
  ยังมีโอกาสในการทำตลาดอีกมาก จึงต้องเพิ่มหน่วยงานที่รับผิดชอบ
  เพื่อรองรับการขยายตลาดในผลิตภัณฑ์อื่นๆ เช่น ยางมะตอย น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน (Base Oil)
  และเคมีภัณฑ์ เป็นต้น

(2) กลุ่มตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง

  ปตท. เป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันสำหรับเครื่องบินต่างๆ เช่น Jet A-1 JP-5 JP-8 และ AVGAS
  ที่เป็นที่ยอมรับจากสายการบินระหว่างประเทศและหน่วยงานราชการกว่า 180 ราย
  ทั้งในและต่างประเทศ นอกเหนือจากการจำหน่ายน้ำมันที่ท่าอากาศยานกรุงเทพแล้ว ปตท.
  ยังเป็นผู้ประกอบการจำหน่ายและให้บริการเติมน้ำมันอากาศยานผู้เดียวในท่าอากาศยานภูมิภาคทั่วประเทศไทย
  ปตท. มีส่วนแบ่งการตลาดในการจำหน่ายน้ำมันอากาศยานประมาณร้อยละ 27 โดยปี 2548
  ปตท. ได้ขายน้ำมันอากาศยานรวมผลิตภัณฑ์อื่นๆ ให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวน 2,540 ล้านลิตร
  นอกจากนี้ ปตท. ยังได้ขยายการให้บริการจำหน่ายน้ำมันให้กับท่าอากาศยานนานาชาติในประเทศ
  ฮ่องกง และในกัมพูชา และยังเป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันอื่นๆ เช่น น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา
  สำหรับเรือขนส่งสินค้าระหว่างประเทศและเรือรบต่างๆ ที่เป็นลูกค้าอยู่ประมาณ 130 ราย ด้วย

(3) ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือก๊าซหุงต้ม

  ปตท. ดำเนินธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้มทั่วประเทศ
  โดยเป็นผู้นำในตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลวและมีส่วนแบ่งตลาดสูงสุดอย่างต่อเนื่อง ในปี 2548
  โดยมีปริมาณจำหน่ายทั้งสิ้น 1,258 ล้านลิตร หรือ 679 พันเมตริกตัน ปตท.
  มีคลังเก็บก๊าซปิโตรเลียมเหลว 8 แห่ง โดยในจำนวนนี้มีโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว 7 แห่ง
  กระจายอยู่ทั่วทุกภูมิภาคของประเทศ ณ 31 ธันวาคม 2548 มีความจุรวมประมาณ 75,500
  เมตริกตัน และมีร้านค้าที่เป็นตัวแทนจำหน่ายก๊าซหุงต้ม 1,081 แห่ง
  และโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลวเอกชน 142 แห่ง

ปัจจุบันรัฐบาลใช้ระบบราคา “กึ่งลอยตัว”
แต่ยังควบคุมระบบการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวซึ่งมักจะอิงกับราคาอ้างอิง
โดยจะควบคุมราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ
และกระทรวงพาณิชย์ยังคงกำกับดูแลราคาขายปลีก ทั้งนี้
โครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะประกอบด้วย 3 ส่วน คือ 1) ราคา ณ
โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า 2) ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ประกอบด้วย ราคา ณ
โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และภาษีมูลค่าเพิ่ม
และ 3)ราคาขายปลีก ประกอบด้วยราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ ค่าการตลาด
และภาษีมูลค่าเพิ่ม

ราคาขายปลีกก๊าซหุงต้ม = ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า +ภาษีสรรพสามิต
+ภาษีเทศบาล +กองทุนน้ำมัน +ภาษีมูลค่าเพิ่ม

ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น หรือ โรงแยกก๊าซ

+ ค่าการตลาด + ภาษีมูลค่าเพิ่ม

เนื่องจากรัฐบาลมีการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวจึงจำเป็นต้องมีการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
(“กองทุนฯ”) ซึ่งบริหารโดยกระทรวงพลังงาน
เป็นเครื่องมือในการรักษาระดับราคาของก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ซึ่งเป็นไปตามประกาศคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ปตท.
จะได้รับชดเชยจากเงินกองทุนฯ ในกรณีที่ราคา ณ
โรงแยกก๊าซสูงขึ้นตามราคาตลาดโลกและมีผลทำให้ผลรวมราคาขายส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวหน้าโรงกลั่นสูงกว่าราคาขายส่งที่รัฐบาลกำหนด
ในทางกลับกัน กรณีที่ราคา ณ
โรงแยกก๊าซต่ำลงตามราคาในตลาดโลกและมีผลทำให้ผลรวมราคาขายส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวหน้าโรงกลั่นต่ำกว่าราคาขายส่งที่รัฐบาลกำหนด
ปตท. จะต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ ซึ่ง ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548
สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้กำหนดให้กองทุนฯ
จ่ายเงินชดเชยเพื่อรักษาระดับราคา โดยกำหนดให้จ่ายชดเชยในอัตรา 2.8567 บาทต่อกิโลกรัม
ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมียอดค้างชำระค่าชดเชยก๊าซปิโตรเลียมเหลวต่อ ปตท. จำนวนทั้งสิ้น
6,883 ล้านบาท

เมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544
คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
โดยให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายดอกเบี้ยให้แก่เจ้าหนี้ในกรณีที่กองทุนไม่สามารถชำระเงินกองทุนค้างชำระขั้นต่ำในแต่ละไตรมาส

รัฐบาลมีนโยบายยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้ ได้ดำเนินการอย่างเป็นขั้นตอน
เพื่อนำไปสู่การใช้ระบบลอยตัวเต็มที่โดยสมบูรณ์เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10
กรกฎาคม 2544 ที่มอบหมายให้ สนพ. กระทรวงการคลัง และกระทรวงพาณิชย์
รับไปดำเนินการร่วมกันเพื่อยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ซึ่งรัฐบาลก็ได้มีการประกาศปรับเพิ่มราคาขายปลีก เพื่อให้สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริง จนกระทั่งวันที่ 7
พฤษภาคม 2547 ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวอยู่ที่ระดับ 16.81 บาทต่อกิโลกรัม

(4) การจัดจำหน่ายไปยังตลาดต่างประเทศ (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 22 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. ขายผลิตภัณฑ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้แก่ตลาดผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7
แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543 (Reseller) เช่น บริษัท ยูนิคแก๊ส แอนด์
ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) บริษัท เวิลด์แก๊ส (ประเทศไทย) จำกัด บริษัท
อุตสาหกรรมแก๊สสยาม จำกัด บริษัท ปิกนิค คอร์ปอเรชั่น จำกัด (มหาชน) เป็นต้น
ทั้งนี้การขายให้แก่ผู้ค้ามาตรา 7 จะขายเมื่อ ปตท.
มีอุปทานส่วนเกินที่เหลือจากการขายผ่านช่องทางต่างๆ แล้ว โดยในปี 2548 ปตท.
ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้แก่ผู้ค้ามาตรา 7 คิดเป็นมูลค่า 83,552 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ
25 ของรายได้จากการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมทั้งหมด

 3.2.1.4 โครงสร้างรายได้ของการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing) 

  ในปี 2548 มีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ รวมมูลค่าทั้งสิ้น 333,878 ล้านบาท
  ดังรายละเอียดตามตารางต่อไปนี้

ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของการจัดจำหน่ายแยกตามผลิตภัณฑ์^(/1)

  ที่มา: ปตท.

^(/1) รวมการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ยางมะตอย คอนเดนเสท ก๊าซโซลีนธรรมชาติ สารเติมแต่ง
และสินค้าใช้เพื่อการส่งเสริมการขาย ฯลฯ

ตารางแสดงมูลค่าการจัดจำหน่ายแยกตามลักษณะตลาดและประเภทลูกค้า

หน่วย : ล้านบาท

+------------------------------+------------+------------+------------+
|                              | มูลค่าก      |            |            |
|                              | ารจัดจำหน่าย |            |            |
+------------------------------+------------+------------+------------+
|                              | ปี 2546     | ปี 2547     | ปี 2548     |
+------------------------------+------------+------------+------------+
| การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม    | 76,738     | 86,925     | 124,852    |
| (Oil Marketing)              |            |            |            |
|                              |            |            |            |
| - ตลาดค้าปลีก                  |            |            |            |
|                              |            |            |            |
| - ตลาดพาณิชย์                  |            |            |            |
+------------------------------+------------+------------+------------+
| - ตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยราชการ  | 13,288     | 22,490     | 43,706     |
+------------------------------+------------+------------+------------+
| - ตลาดอุตสาหกรรม              | 16,345     | 18,266     | 24,211     |
+------------------------------+------------+------------+------------+
| - ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง     | 20,234     | 29,033     | 40,169     |
| ^(/1)                        |            |            |            |
+------------------------------+------------+------------+------------+
| -   ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว      | 6,939      | 8,044      | 9,083      |
|                              |            |            |            |
| -   ตลาดต่างประเทศ            | 4,639      | 5,400      | 8,305      |
|                              |            |            |            |
| - ตลาดผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7         | 15,588     | 16,610     | 83,552     |
+------------------------------+------------+------------+------------+
| รวมการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม | 153,771    | 186,768    | 333,878    |
+------------------------------+------------+------------+------------+

  ที่มา : ปตท.

^(/1) รวมมูลค่าที่ใช้ในการบริหารความเสี่ยงสำหรับน้ำมัน JET A-1 และการขายที่ HKIA

1.  การค้าสากล (Trading)

ดำเนินการเกี่ยวกับธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International Oil Trading)
ซึ่งแบ่งออกเป็นธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 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

การดำเนินธุรกิจการค้าสากล สามารถจำแนกออกเป็น 3 ส่วนหลัก ๆ ได้แก่

  (1) ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท

  (2) ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  (3) ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

 3.2.2.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

สินค้าและผลิตภัณฑ์ของการค้าสากล แบ่งได้เป็น 4 ประเภท ดังนี้

  3.2.2.1.1 น้ำมันดิบ

  3.2.2.1.2 คอนเดนเสท

  3.2.2.1.3 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  3.2.2.1.4 ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

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 เป็นต้น

3.2.2.1.2 คอนเดนเสท (Condensate)

ในการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจะได้ส่วนที่เป็นของเหลว ณ
อุณหภูมิและความดันบรรยากาศที่เรียกว่าคอนเดนเสท ซึ่งจะถูกแยกออกและขนส่งโดยทางเรือ
การผลิตคอนเดนเสทของประเทศไทยในปี 2548 มีปริมาณรวมทั้งสิ้น 4,192 ล้านลิตร (26,370
พันบาร์เรล หรือ 72,246 บาร์เรลต่อวัน) เฉลี่ยวันละ 11.5 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปี 2547
ร้อยละ 5

3.2.2.1.3 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  (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

ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ได้แก่ พาราไซลีน เบนซีน และโทลูอีน เป็นต้น
เพื่อเป็นวัตถุดิบสำหรับการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลายต่อไป

 3.2.2.2 การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์การค้าสากล (Trading)

  ปตท. ดำเนินธุรกิจการค้าสากล 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) ซึ่งในปี 2548 ปตท. มีการจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศประมาณ 44,110
  บาร์เรลต่อวัน

  (2) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ

  ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้โรงกลั่นในประเทศที่ ปตท.ถือหุ้น
  และรวมถึงการดำเนินการขนส่งให้บางส่วน โดยจัดหาให้บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด
  (มหาชน) (โรงกลั่นระยอง) และ บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (โรงกลั่นสตาร์)
  ในปริมาณที่ใกล้เคียงกับสัดส่วนที่ ปตท. ถือหุ้น (เฉลี่ยประมาณร้อยละ 68) และจัดหาให้บริษัท
  ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (โรงกลั่นไทยออยล์) คิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 50 ทั้งนี้ ปตท.
  อาจสามารถขายได้มากกว่าสัดส่วนการถือหุ้น ขึ้นกับราคาที่ ปตท.ขาย นอกจากนั้น
  ยังจัดหาให้บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (โรงกลั่นบางจาก) ด้วย อย่างไรก็ตาม
  ปตท. ยังอาจขายน้ำมันดิบและขนส่งให้กับโรงกลั่นอื่นที่ ปตท. มิได้ถือหุ้น
  ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับผลกำไรและเงื่อนไขทางการค้า

  ในปี 2548 ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้แก่โรงกลั่นน้ำมันทั้ง 4 แห่ง ที่ ปตท.
  ถือหุ้นอยู่คิดเป็นปริมาณทั้งสิ้นเฉลี่ยประมาณร้อยละ 56
  ของปริมาณความต้องการน้ำมันดิบเพื่อการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 4 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 อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) (บริษัทอะโรเมติกส์)
  ซึ่งเป็นบริษัทร่วมของ ปตท.ที่ประกอบธุรกิจปิโตรเคมีขั้นต้น
  ใช้คอนเดนเสทเป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิต โดย
  ปตท.เป็นผู้รับซื้อคอนเดนเสทจากผู้ได้รับสัมปทานในประเทศ ซึ่งส่วนใหญ่มาจากแหล่งเชฟรอน
  (ยูโนแคลเดิม) ไพลิน และบงกช
  และขายคอนเดนเสทที่ราคาตลาดโดยอิงกับราคาต้นทุนบวกอัตราส่วนกำไร อย่างไรก็ตาม
  หากปริมาณคอนเดนเสทที่บริษัทอะโรเมติกส์ ต้องการมีปริมาณลดลง
  ปริมาณคอนเดนเสทที่เหลือสามารถส่งออกขายต่างประเทศได้หรือขายให้แก่โรงกลั่นน้ำมันในประเทศ
  โดยปัจจุบัน ปตท. ได้ขายคอนเดนเสทส่วนหนึ่งให้กับโรงกลั่นไทยออยล์

ปริมาณการจัดหาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทของ ปตท.

หน่วย : ล้านบาร์เรล

+----------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
|                      | ปี     |      | ปี     |      | ปี     |      |
|                      | 2546  |      | 2547  |      | 2548  |      |
+----------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
|                      | ปริมาณ | ร    | ปริมาณ | ร    | ปริมาณ | ร    |
|                      |       | ้อยละ |       | ้อยละ |       | ้อยละ |
+----------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| น้ำมันดิบในประเทศ       | 10.8  | 10.0 | 10.2  | 8.3  | 16.1  | 9.3  |
+----------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| คอนเดนเสทในประเทศ    | 20.0  | 18.6 | 21.3  | 17.3 | 22.1  | 12.7 |
+----------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| นำเข้าน้ำมันดิบ          | 2.9   | 2.7  | 7.7   | 6.2  | 7.6   | 4.4  |
|                      |       |      |       |      |       |      |
| - ตะวันออกไกล         |       |      |       |      |       |      |
+----------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| - ตะวันออกกลาง และ    | 69.7  | 64.7 | 80.2  | 65.0 | 117.7 | 67.7 |
| อาฟริกา               |       |      |       |      |       |      |
+----------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| การ                  | 4.3   | 4.0  | 4.0   | 3.2  | 10.3  | 5.9  |
| ค้าน้ำมันดิบระหว่างประเทศ |       |      |       |      |       |      |
+----------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| รวมทั้งสิ้น              | 107.8 | 1    | 123.4 | 1    | 173.8 | 1    |
|                      |       | 00.0 |       | 00.0 |       | 00.0 |
+----------------------+-------+------+-------+------+-------+------+

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
โรงกลั่นระยอง และโรงกลั่นสตาร์ โดยมีข้อผูกมัดเรื่องปริมาณการรับซื้อขั้นต่ำ และในส่วนที่ ปตท.
ไม่ได้ถือหุ้น ได้แก่โรงกลั่นเอสโซ่ โรงกลั่น TPI และ บริษัท Rayong Purifier
โดยการจัดซื้อดังกล่าว เพื่อนำไปส่งออกในตลาด รวมถึงการทำธุรกรรมอื่นๆ เช่น การทำ
Location Swap และการทำ blending เป็นต้น

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

ในปี 2548 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงรวมทั้งสิ้น 3,061 ล้านลิตร

3.2.2.2.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

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

ปตท. เป็นผู้ทำการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์หลักของบริษัทอะโรเมติกส์ ได้แก่ เบนซีน โทลูอีน มิกส์ไซลีน
ออโทไซลีน และพาราไซลีน โดย ปตท. เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดของบริษัทอะโรเมติกส์
และให้บริษัทอะโรเมติกส์เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้แก่ลูกค้า ดังนั้น ปตท.
จึงเปรียบเสมือนคนกลางในการซื้อขาย ซึ่งมีกำไรจากการดำเนินงาน
ขึ้นกับประเภทของผลิตภัณฑ์และผู้ซื้อ

ในปี 2548 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี รวมทั้งสิ้นประมาณ 2,115 ล้านลิตร

 3.2.2.3 สายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน 

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน 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
รวมทั้งหน่วยงานขายตลาดในประเทศเพื่อเพิ่ม
ประสิทธิภาพและประโยชน์สูงสุดในการดำเนินธุรกิจของ ปตท.

3.2.2.3.2 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ (International Marine Transportation)

ปตท. จัดตั้งหน่วยจัดหาการขนส่งต่างประเทศ
เป็นหน่วยเสริมและสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าสากล และการนำเข้าส่งออกน้ำมันดิบ
น้ำมันเชื้อเพลิง ผลิตภัณฑ์พิเศษ และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี โดยการจัดหาเรือให้หน่วยงานภายใน
และบริษัทร่วมทุน เพื่อเป็นการเพิ่มศักยภาพในการแข่งขันและการดำเนินธุรกิจแบบครบวงจร

 3.2.2.4 โครงสร้างรายได้ของการค้าสากล (Trading) 

  ในปี 2548 มีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ รวมมูลค่าทั้งสิ้น 455,551 ล้านบาท
  ดังรายละเอียดตามตารางต่อไปนี้

ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของการค้าสากลแยกตามผลิตภัณฑ์

  ที่มา: ปตท.

  ^(/1) รวมแนฟทาและก๊าซโซลีนธรรมชาติ

  ^(/2) ไม่รวมการขายระหว่างกลุ่มธุรกิจและการจ้างกลั่นกับโรงกลั่นไทยออยล์

3.2.3 การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจน้ำมัน

นอกเหนือจากสายงานภายใน ปตท. ที่ทำหน้าที่สนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักแล้ว ปตท.
ยังมีการลงทุนในบริษัทร่วมทุนที่ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับน้ำมันทั้งในและต่างประเทศอีกจำนวน 16 บริษัท
โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อส่งเสริมให้ ปตท.
สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจร และสามารถให้บริการลูกค้าได้ดีที่สุด

สายงานการบริหารธุรกิจในเครือมีหน้าที่ดูแลบริษัทร่วมทุนที่อยู่ในกลุ่มธุรกิจน้ำมันให้บริหารงานอย่างมีประสิทธิภาพ
เอื้อประโยชน์ต่อธุรกิจในกลุ่มน้ำมันและธุรกิจอื่นๆ ของ ปตท.
โดยจะมุ่งเน้นการปรับโครงสร้างทางธุรกิจและบริหารการลงทุนเชิงพาณิชย์

3.3 ธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่น

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 อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย)   | 2. บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด       |
| จำกัด (มหาชน)                    | (มหาชน)                            |
|                                 |                                    |
| 3. บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด    | 3. บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด  |
| (มหาชน)                         |                                    |
|                                 | 4. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด        |
| 4. บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง    | (มหาชน)                            |
| จำกัด                            |                                    |
|                                 |                                    |
| 5. บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด       |                                    |
|                                 |                                    |
| 6. บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด           |                                    |
+---------------------------------+------------------------------------+

3.3.1 ธุรกิจปิโตรเคมี 

3.3.1.1 บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน)

บริษัท ปตท. เคมิคอล เป็นบริษัทที่เกิดขึ้นจากการควบกิจการระหว่าง บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด
(มหาชน) และ บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน)
จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548
เพื่อบรรลุวัตถุประสงค์ตามแนวนโยบายของ ปตท. ที่จะให้ บริษัท ปตท. เคมิคอล
เป็นแกนนำในธุรกิจปิโตรเคมีสายโอเลฟินส์ที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติ (Gas-based value chain)
และเป็นผู้ดำเนินการธุรกิจปิโตรเคมีต่อเนื่องในสายโอเลฟินส์
ซึ่งจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตและลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานในระยะยาว
ลดความเสี่ยงในการดำเนินธุรกิจ และมีฐานะทางการเงินที่เข้มแข็งขึ้น โดย บริษัท ปตท. เคมิคอล
ได้รับมาซึ่งทรัพย์สิน หนี้สิน สิทธิ หน้าที่
และความรับผิดชอบทั้งหมดของทั้งสองบริษัทดังกล่าวโดยผลของกฎหมาย บริษัท ปตท. เคมิคอล
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ผลิตภัณฑ์ต่อเนื่อง และ
บริการเสริมต่างๆ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50.03
โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่นคือ บริษัท ปูนซิเมนต์ไทย จำกัด (มหาชน) บริษัท อาร์ไอแอล 1996 จำกัด
และ บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด

โรงงานของ บริษัท ปตท. เคมิคอล ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
โดยมีโรงงานแยกเป็น 2 โรงงาน ซึ่งได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2533 และ ปี
2538 ตามลำดับ ปัจจุบันมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์หลักคือ
เอทิลีนรวม 1,146,000 ตันต่อปี และโพรพิลีนรวม 377,000 ตันต่อปี
และมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์ต่อเนื่อง เม็ดพลาสติกโพลี
เอทิลีนชนิดหนาแน่นสูง (HDPE) 250,000 ตันต่อปี สำหรับผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่นๆ ได้แก่
ไพโรไลซิสก๊าซโซลีน มิกซ์ซี 4
แครกเกอร์บอททอม (Cracker Bottom) เทลก๊าซ (Tailgas) และไฮโดรเจน
นอกจากนั้นยังมีธุรกิจไฟฟ้าและสาธารณูปการ มีกำลังผลิตไฟฟ้า 170 เมกกะวัตต์ ไอน้ำ 340
ตันต่อชั่วโมง และน้ำปรับสภาพ 1,490 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมง
รวมถึงธุรกิจให้บริการท่าเทียบเรือและขนถ่ายเคมีภัณฑ์ โดยมีท่าเทียบเรือ 2 ท่า

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

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

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท ปตท. เคมิคอล มีสัญญาซื้อขายโอเลฟินส์ระยะยาวกับกลุ่มโรงงานผลิตปิโตรเคมีขั้นต่อเนื่อง
ซึ่งส่วนใหญ่ เป็นผู้ถือหุ้น หรือเป็นบริษัทร่วมของผู้ถือหุ้นของบริษัท ทั้งนี้ บริษัทฯ
ได้สวมสิทธิมาจากสัญญาเดิมของ บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ และ บริษัท ไทยโอเลฟินส์

สำหรับผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก HDPE บริษัท ปตท. เคมิคอล ได้ทำสัญญากับตัวแทนจำหน่ายในประเทศ
(Domestic Agent) และทำสัญญากับคู่ค้าสากล (International Trader)
เพื่อจำหน่ายเม็ดพลาสติก HDPE ภายใต้เครื่องหมายทางการค้า “NPCX” โดยในเดือนกันยายน
2548 บริษัทได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ทั้งหมดผ่านบริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด
ซึ่งบริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง เป็นบริษัทที่เกิดจากการร่วมทุนระหว่าง บริษัท ปตท.
เคมิคอล กับ ปตท. และ บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด
จัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินธุรกิจทางการตลาดทั้งในและต่างประเทศของผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ที่ผลิตโดยบริษัทในกลุ่มปตท.

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ปตท. เคมิคอล ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท.
จำนวน 8 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้ ปตท.ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ บริษัท ปตท. เคมิคอล ซึ่งรวมถึงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่ด้วย

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของบริษัท ปตท. เคมิคอล ในช่วงปี 2547 – ปี 2548 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+--------------------------------+------------------+------------------+
| งบรวม                          | ปี 2547^(/1)      | ปี 2548^(/1)      |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| รายได้รวม                       | 44,140           | 59,829           |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)            | (33,596)         | (46,668)         |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน   | (103)            | 70               |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ ^(/2)         | 10,174           | 12,925           |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| สินทรัพย์รวม                      | 67,902           | 86,518           |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| หนี้สินรวม                        | 17,815           | 29,032           |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น                    | 50,087           | 57,485           |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| อัตราการใช้กำลังการผลิต (ร้อยละ)    |                  |                  |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| -   โอเลฟินส์                    | 99               | 95               |
+--------------------------------+------------------+------------------+
| -   HDPE                       | 59               | 82               |
+--------------------------------+------------------+------------------+

  ^(/1)งบการเงินเสมือนรวมบริษัท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2547

  ^(/2)กำไร(ขาดทุน)สุทธิหลังหักกำไรสุทธิส่วนที่เป็นของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย ในปี 2547 = 268
  ล้านบาท และ ในปี 2548 = 306 ล้านบาท

การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ 

-   บริษัท ทีโอซีไกลคอล จำกัด : ดำเนินโครงการผลิตผลิตภัณฑ์ Mono Ethylene Glycol
    (MEG) และสารEthylene Oxide (EO) จำนวน 300,000 ตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุน
    210 ล้านเหรียญสหรัฐ โดยใช้วัตถุดิบ เอทีลีน 200,000 ตันต่อปี สาร EO
    ดังกล่าวนี้จะใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับโครงการ EO Derivatives ของบริษัท ปัจจุบันโครงการ
    EO/EG โรงที่ 1 (EO/EG1) มีความก้าวหน้าในการก่อสร้างและดำเนินงาน
    คาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาสที่ 2 ของปี 2549

นอกจากนั้น บริษัทได้จัดทำโครงการผลิตผลิตภัณฑ์ EO/EG โรงที่ 2 (EO/EG 2)
เนื่องจากปริมาณจากโรงงาน EO/EG 1
ของบริษัทยังไม่เพียงพอกับความต้องการภายในประเทศที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจากโครงการ EO/EG
1 ที่มีอยู่เดิม บริษัทสามารถลดค่าใช้จ่ายในการออกแบบและสามารถดำเนินการได้ทันที
ระบบและอุปกรณ์บางส่วนสามารถใช้ร่วมกับโครงการ EO/EG 1 ได้ ทำให้ประหยัดเงินลงทุน
รวมถึงสามารถลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการลงด้วย ประมาณการเงินลงทุน 235 ล้านเหรียญสหรัฐ
มีกำลังการผลิต MEG 300,000 ตันต่อปี โดยใช้วัตถุดิบเอทีลีน 200,000 ตันต่อปี
คาดว่าจะเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 2 ปี 2551

-   การลงทุนในโครงการ EO Derivatives ซึ่งเป็นอุตสาหกรรมต่อเนื่องของบริษัท
    ทีโอซีไกลคอล จำกัด จำนวน 3 โครงการ ได้แก่ Ethoxylates, Ethanolamines และ
    Choline Chloride มีประมาณการเงินลงทุนรวม 2,550 ล้านบาท
    คาดว่าจะเริ่มผลิตในช่วงปลายปี 2549 - ต้นปี 2550
    ซึ่งโครงการดังกล่าวนี้จะช่วยสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับบริษัท

    -   บริษัท ไทยอีทอกซีเลท จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนกับบริษัท Cognis Thai Ltd.
        ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ Cognis Deutschland GmbH & Co.KG โดยบริษัท ปตท.
        เคมิคอล ถือหุ้นร้อยละ 50 และมีทุนจดทะเบียน 420 ล้านบาท เพื่อผลิต Ethoxylates
        50,000 ตันต่อปี ซึ่งมีความต้องการ EO ประมาณ 18,000 – 20,000 ตันต่อปี
        จะเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2549

    -   บริษัท ไทยโคลีนคลอไรด์ จำกัด โดยบริษัท ปตท. เคมิคอล ถือหุ้นร้อยละ 100
        และมีทุนจดทะเบียน 560 ล้านบาท เพื่อดำเนินโครงการผลิตสาร Choline Chloride
        มีกำลังการผลิต 20,000 ตันต่อปี ซึ่งมีความต้องการ EO ประมาณ 7,000 ตันต่อปี
        และคาดว่าจะเปิดดำเนินการได้ในไตรมาส 2 ปี 2550

    -   บริษัท ไทยเอทานอลเอมีน จำกัด โดยบริษัท ปตท. เคมิคอล ถือหุ้นร้อยละ 100
        และมีทุนจดทะเบียน 900 ล้านบาท เพื่อดำเนินโครงการผลิตสาร Ethanolamines
        มีกำลังการผลิต 50,000 ตันต่อปี ซึ่งมีความต้องการ EO ประมาณ 40,000 ตันต่อปี
        และคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 2 ปี 2550

-   บริษัท ไทยโอลีโอเคมี จำกัด : เพื่อดำเนินโครงการ Methyl Ester / Fatty Alcohol
    บริษัท ปตท. เคมิคอล ถือหุ้นร้อยละ 100 โดยมีทุนจดทะเบียน 2,400 ล้านบาท โดย Fatty
    Alcohol เป็นวัตถุดิบสำคัญอีกตัวหนึ่งของโครงการ Ethoxylates นอกเหนือไปจาก
    Ethylene Oxide และยังคงต้องมีการนำเข้าอยู่ จึงเป็นการทำ Backward integration
    โครงการฯ ผลิตผลิตภัณฑ์หลัก 2 ชนิดคือ Methyl Ester
    เป็นสารเพิ่มประสิทธิภาพในน้ำมันดีเซล และ Fatty Alcohol
    เป็นสารตั้งต้นสำหรับอุตสาหกรรม Oleochemicals เงินลงทุนรวม 119 ล้านเหรียญสหรัฐ
    มีกำลังการผลิต 200,000 ตันต่อปี
    และคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 3 ปี 2550 โดยเมื่อวันที่
    3 มิถุนายน 2548 บริษัท ไทยโอเลฟินส์ ได้ร่วมกับ ปตท. ลงนามในบันทึกความเข้าใจ
    ในการซื้อขายสาร Methyl Ester ในปริมาณ 80,000 ตันต่อปี ทั้งนี้ ปตท. จะนำสาร
    Methyl Ester ไปผสมกับน้ำมันดีเซลเพื่อผลิตไบโอดีเซล (Bio Diesel)
    คุณภาพสูงเป็นรายแรกของประเทศไทย เพื่อจำหน่ายผ่านเครือข่ายน้ำมันดีเซลทั่วประเทศของ
    ปตท. เมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2548 คณะกรรมการบริษัทฯ
    มีมติอนุมัติให้เพิ่มเงินลงทุนของโครงการ จากเดิม 119 ล้านเหรียญสหรัฐ เป็น 165
    ล้านเหรียญสหรัฐ และเพิ่มกำลังการผลิตจากเดิม 200,000 ตันต่อปี เป็น 331,000 ตันต่อปี
    เพื่อตอบสนองความต้องการของตลาดที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น
    รวมถึงจะทำให้ได้อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่สูงขึ้น และเงินลงทุนต่อหน่วยลดลง

-   บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด : บริษัท ปตท. เคมิคอล ได้ร่วมลงทุนกับ ปตท.
    โดยมีอัตราส่วนการลงทุน 50:50 ในโครงการอีเทนแครกเกอร์ ขนาดกำลังการผลิตเอทิลีน
    1,000,000 ตันต่อปี และ โรงผลิตเม็ดพลาสติกโพลิเอทิลีนความหนาแน่นต่ำ (Low Density
    Polyethylene - LDPE) ขนาดกำลังการผลิต 300,000 ตันต่อปี และ
    โรงผลิตเม็ดพลาสติกโพลิเอทิลีนความหนาแน่นต่ำเชิงเส้น (Linear Low Density
    Polyethylene - LLDPE) ขนาด 400,000 ตันต่อปี เงินลงทุนทั้งโครงการ 944
    ล้านเหรียญสหรัฐ เป็นส่วนของ บริษัท ปตท. เคมิคอล 236 ล้านเหรียญสหรัฐ
    คาดว่าจะสามารถดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 3 ปี 2552 มีทุนจดทะเบียนบริษัท
    ครั้งแรก 1,500 ล้านบาท

-   การลงทุนในโครงการผลิตและจำหน่ายสาร Ethylene Vinyl Acetate (EVA)
    ขนาดกำลังการผลิต 100,000 ตันต่อปี
    โดยโครงการจะใช้เอทิลีนจากโครงการอีเทนแครกเกอร์ของบริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน
    เป็นวัตถุดิบ เงินลงทุนทั้งโครงการ 118 ล้านเหรียญสหรัฐ
    คาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการก่อสร้างโรงงานได้ภายในต้นปี 2549
    และเริ่มผลิตในเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 3 ปี 2552

-   โครงการ HDPE ที่ อิหร่าน : บริษัท ปตท. เคมิคอล 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 บริษัท ปตท. เคมิคอล 22.5 ล้านเหรียญสหรัฐ
    โดยคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตได้ในไตรมาส 1 ปี 2551

-   โครงการขยายกำลังการผลิตโรงโอเลฟินส์ 1 (Plant I Debottleneck) :
    เพื่อขยายกำลังการผลิตเอทิลีนและ
    โพรพิลีนเพิ่มขึ้น 130,000 ตันต่อปี และ 120,000 ตันต่อปี ตามลำดับ ใช้เงินลงทุนประมาณ
    140 ล้านเหรียญสหรัฐ กำหนดการก่อสร้างโรงงานจะแล้วเสร็จเริ่มผลิตได้ต้นปี 2550
    ปัจจุบันบริษัทได้ดำเนินการโครงการล่วงหน้าบางส่วน ทำให้มีกำลังการผลิตโพรพิลีนเพิ่มขึ้นอีก
    60,000 ตันต่อปีในครึ่งปีหลังของ 2548 ส่งผลให้กำลังการผลิตโพรพิลีนรวม เพิ่มเป็น
    250,000 ตันต่อปี

-   โครงการขยายกำลังการผลิตโรงโอเลฟินส์ 2 (Plant II Debottleneck) :
    เพื่อขยายกำลังการผลิตเอทิลีนและโพรพิลีนเพิ่มขึ้น 100,000 ตันต่อปี และ 50,000 ตันต่อปี
    ตามลำดับ ใช้เงินลงทุนประมาณ 75 ล้านเหรียญสหรัฐ
    กำหนดการก่อสร้างโรงงานจะแล้วเสร็จเริ่มผลิตได้ในไตรมาส 2 ปี 2551 ทั้งนี้
    ผลิตภัณฑ์เอทีลีนจะจำหน่ายให้กับโครงการผลิตผลิตภัณฑ์ EO/EG โรงที่ 2 (EO/EG 2)
    ประมาณปีละ 200,000 ตัน
    ผลิตภัณฑ์โพรพิลีนจะจัดจำหน่ายให้กับลูกค้าภายในประเทศเป็นส่วนใหญ่
    เนื่องจากความต้องการภายในประเทศและภูมิภาคเอเชีย
    อยู่ในระดับสูงในขณะที่กำลังการผลิตมีอยู่อย่างจำกัด

-   การเข้าลงทุนใน บริษัท วีนิไทย เพื่อกระจายความเสี่ยงไปในธุรกิจพีวีซี (PVC)
    ซึ่งเป็นธุรกิจที่มีแนวโน้มขยายตัวต่อเนื่อง มีวงจรราคาในทิศทางขาขึ้น
    และมีวงจรราคาแตกต่างไปจากผลิตภัณฑ์อื่นๆ ที่บริษัทดำเนินการอยู่ นอกจากนั้นบริษัท วีนิไทย
    ยังมีแผนการขยายกำลังการผลิต VCM ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิต PVC ขึ้นอีก 200,000
    ตันต่อปี รวมเป็น 400,000 ตันต่อปี ซึ่งจะทำให้ความสามารถในการแข่งขันของบริษัท
    วีนิไทยดีขึ้น และช่วยรองรับเอทิลีนจากการขยายกำลังการผลิตของบริษัท ปตท. เคมิคอล
    อีกด้วย การที่จะเข้าไปร่วมถือหุ้นใน บริษัท วีนิไทย จึงก่อให้เกิด Synergy
    และเป็นวิธีที่เร็วที่สุดในการขยายธุรกิจสู่อุตสาหกรรม PVC โดยบริษัทฯถือหุ้นสามัญในบริษัท
    วีนิไทยคิดเป็นสัดส่วน 22.4 %

-   บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด : บริษัท ปตท. เคมิคอล ได้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 40 กับ
    ปตท.และบริษัท
    อะโรเมติกส์ เพื่อลงทุนใน บริษัท พีทีที ฟีนอล เพื่อผลิตสารฟีนอล (Phenol) ขนาดกำลังผลิต
    200,000 ตันต่อปี เงินลงทุนในส่วนของ บริษัท ปตท. เคมิคอล 40 ล้านเหรียญสหรัฐ
    กำหนดการก่อสร้างโรงงานจะแล้วเสร็จเริ่มเผลิตชิงพาณิชย์ได้ใน ปี 2551

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด : บริษัท ปตท. เคมิคอล ได้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 40 กับ ปตท.
    และบริษัท
    อะโรเมติกส์ เพื่อลงทุนก่อสร้างโรงงานผลิตสาธารณูปโภคได้แก่ ไฟฟ้า ไอน้ำ
    และน้ำที่ใช้ในกระบวนการผลิตของโรงงาน วงเงินร่วมทุนในส่วนของบริษัท ปตท. เคมิคอล
    ประมาณ 16 ล้านเหรียญสหรัฐ คาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตได้กลางปี 2549
    สำหรับโครงการระยะที่ 1 และปี 2551 สำหรับโครงการระยะที่ 2

-   บริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด : บริษัท ปตท. เคมิคอล
    ได้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 25 กับ ปตท. และบริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน จัดตั้งบริษัท พีทีที
    โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง เพื่อดำเนินธุรกิจด้านการตลาดเกี่ยวกับผลิตภัณฑ์
    โพลิเมอร์ทั้งในและต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนรวม 40 ล้านบาท
    แบ่งออกเป็นหุ้นสามัญจำนวน 400,000 หุ้น มูลค่าหุ้นละ 100 บาท เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์
    ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2548

-   บริษัท เอ็นพีทีซี เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริง เซอร์วิสเซส จำกัด : บริษัท ปตท.
    เคมิคอล และ บริษัท โตโย-ไทย คอร์ปอเรชั่น จำกัด ได้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 60:40
    จัดตั้งบริษัทเพื่อดำเนินธุรกิจบริการงานบำรุงรักษา งานออกแบบและวิศวกรรม
    ให้กับบริษัทในกลุ่มปิโตรเลียมและปิโตรเคมีภายในนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุดและกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นๆ
    ในประเทศและภูมิภาคเอเซีย โดยมีทุนจดทะเบียน 30 ล้านบาท

-   บริษัท เอ็นพีซี เซฟตี้ แอนด์ เอ็นไวรอนเมนทอล เซอร์วิส จำกัด :
    เพื่อดำเนินธุรกิจงานบริการด้านความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อมกับบริษัทในเครือ
    หน่วยงานราชการและเอกชนต่างๆ โดยมีทุนจดทะเบียน 15 ล้านบาท โดย บริษัท ปตท.
    เคมิคอล เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมด

-   โครงการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าชุดที่ 6 Gas Turbine Generator: ขนาดกำลังการผลิต
    35 เมกกะวัตต์ และ Waste Heat Boiler ขนาดกำลังการผลิตไอน้ำ 70 ตันต่อชั่วโมง
    โดยแหล่งพลังงานที่ใช้จะเป็นก๊าซเชื้อเพลิงทางท่อจาก ปตท. เงินลงทุนโครงการประมาณ
    1,200 ล้านบาท คาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าพร้อมส่งได้ในไตรมาสที่ 3 ปี 2549 โครงการฯ
    จะเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยลง
    และลดความเสี่ยงจากการสูญเสียโอกาสในการจำหน่ายไฟฟ้าแก่ลูกค้าอย่างเต็มที่ในกรณีที่จะต้องหยุดซ่อมบำรุงตามแผนงาน

  (6) การจัดหาเงินกู้ใหม่

ในวันที่ 24 มิถุนายน 2548 บริษัทฯ ได้ออกและเสนอขายหุ้นกู้ไม่ด้อยสิทธิและไม่มีประกันอายุ 10 ปี
จำนวน 300 ล้านเหรียญสหรัฐ โดยมีอัตราดอกเบี้ยหน้าตั๋วคงที่ ที่ร้อยละ 5.5 ต่อปี
กำหนดชำระคืนเงินต้นในปี 2558 และชำระดอกเบี้ยทุก 6 เดือน
เงินที่ได้รับจากการออกและเสนอขายหุ้นกู้ในครั้งนี้
จะนำไปชำระคืนเงินต้นตามรอบระยะเวลาชำระคืนของหุ้นกู้สกุลเงินบาท
ที่ในปัจจุบันมียอดเงินต้นคงค้างจำนวน 8,000 ล้านบาท
และเพื่อเป็นการรักษาสัดส่วนหนี้สินต่อทุนไม่ให้ต่ำเกินไปรวมทั้งใช้เป็นเงินทุนหมุนเวียนและใช้ในการลงทุน

3.3.1.2 บริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)

บริษัท อะโรเมติกส์ เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีสายอะโรเมติกส์ขั้นต้น ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2548 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.99 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่นคือบริษัท บ้านปู จำกัด
(มหาชน) และบริษัท ปูนซิเมนต์ไทย จำกัด (มหาชน)

โรงงานอะโรเมติกส์ของบริษัทตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
ได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2540 ในเดือนมีนาคม 2547 บริษัท
อะโรเมติกส์ ได้ขยายกำลังการผลิตระยะที่ 2 แล้วเสร็จ ทำให้มีกำลังการผลิตพาราไซลีน
และเบนซีน เพิ่มขึ้น 101,000 ตันต่อปี และ 134,000 ตันต่อปี ตามลำดับ
ทำให้ปัจจุบันมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์หลัก คือ พาราไซลีน 495,000 ตันต่อปี เบนซีน 467,000
ตันต่อปี ออร์โธไซลีน 78,000 ตันต่อปี และมิกซ์ไซลีนส์ 61,000 ตันต่อปี นอกจากนี้
ยังมีผลิตภัณฑ์พลอยได้ที่เป็นสารปิโตรเลียม คือ แนฟทาชนิดเบา แรฟฟิเนท ก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ก๊าซไฮโดรเจน คอนเดนเสท เรสิดิว และสารอะโรเมติกส์หนัก

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบหลักของบริษัท อะโรเมติกส์ คือคอนเดนเสท แนฟทา และไพโรไลซิส ก๊าซโซลีน ปัจจุบัน
ปตท. มีสัญญาซื้อขายคอนเดนเสทระยะยาวกับบริษัท อะโรเมติกส์ โดย
ปตท.เป็นผู้จัดหาคอนเดนเสทจำนวน 50,000 บาร์เรลต่อวัน ให้แก่บริษัท อะโรเมติกส์
โดยอิงกับตะกร้าราคาน้ำมันดิบ (Basket of Crude Oil Prices)

(2) การจัดจำหน่าย

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัท อะโรเมติกส์นั้น ส่วนใหญ่ ปตท. จะเป็นผู้ทำการจัดจำหน่ายให้
ภายใต้สัญญาระยะยาว โดย ปตท. จะเป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดของบริษัท อะโรเมติกส์
และให้บริษัท อะโรเมติกส์เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้กับลูกค้า การทำสัญญาซื้อผลิตภัณฑ์จากบริษัท
อะโรเมติกส์ เป็นสัญญา Take-or-Pay ที่ ปตท.รับประกันการซื้อผลิตภัณฑ์ขั้นต่ำตามสัญญาโดย
ปตท.จะได้รับค่าดำเนินการในการทำตลาดให้กับบริษัท อะโรเมติกส์

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท อะโรเมติกส์ ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท.
จำนวน 7 คน นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ บริษัท อะโรเมติกส์ ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการใหญ่

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท อะโรเมติกส์ ในช่วงปี 2546- 2548 เป็นดังนี้ หน่วย : ล้านบาท

+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| งบรวม                      | ปี 2546      | ปี 2547      | ปี 2548      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| รายได้รวม                   | 34,682      | 52,403      | 62,863      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)        | (31,523)    | (42,088)    | (57,213)    |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน)               | 845^(/1)    | 28^(/1)     | (407)^(/1)  |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน            |             |             |             |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ           | 4,004       | 10,342      | 5,243       |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| สินทรัพย์รวม                  | 36,222      | 38,817      | 53,023      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| หนี้สินรวม                    | 28,391      | 21,355      | 33,914      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น                | 7,831       | 17,462      | 19,110      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| อัตราการใช้กำลังการผลิต        | 104         | 95          | 102         |
| (ร้อยละ)                    |             |             |             |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+

  ^(/1)
  รวมกำไร/ขาดทุนจากการปรับปรุงมูลค่าสัญญาแลกเปลี่ยนเงินตราให้เป็นมูลค่ายุติธรรมของสินทรัพย์และหนี้สิน

 (5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

โครงการขยายหน่วยแยกวัตถุดิบคอนเดนเสท : ปัจจุบันบริษัท อะโรเมติกส์ อยู่ระหว่างดำเนินการขยายหน่วยแยกวัตถุดิบคอนเดนเสทจากกำลังการผลิตเดิม 50,000 บาร์เรลต่อวันเป็น 70,000 บาร์เรลต่อวัน เงินลงทุน 10.4 ล้านเหรียญสหรัฐ คาดว่าจะสามารถดำเนินการแล้วเสร็จในไตรมาส 1 ปี 2549 

โครงการผลิตสารไซโคลเฮกเซน (Cyclohexane) : บริษัท อะโรเมติกส์ อยู่ระหว่างการก่อสร้างโรงงานผลิต Cyclohexane ขนาดกำลังการผลิต 150,000 ตันต่อปี วงเงินลงทุน 29.2 ล้านเหรียญสหรัฐ โดยจะใช้วัตถุดิบเบนซีน ของบริษัทจำนวน 139,000 ตันต่อปี และ ไฮโดรเจน 36,000 ตันต่อปีคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จในไตรมาส 1 ปี 2549

-   บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด : บริษัท อะโรเมติกส์ ได้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 20 กับ ปตท.
    และ บริษัท ปตท. เคมิคอล เพื่อลงทุนใน บริษัท พีทีที ฟีนอล เพื่อผลิตสารฟีนอล (Phenol)
    ขนาดกำลังผลิต 200,000 ตันต่อปี เงินลงทุนในส่วนของบริษัท อะโรเมติกส์ 20
    ล้านเหรียญสหรัฐ กำหนดการก่อสร้างโรงงานจะแล้วเสร็จเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ใน ปี 2551

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด : บริษัท อะโรเมติกส์ ได้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 20 กับ
    ปตท.และบริษัท ปตท. เคมิคอล เพื่อลงทุนก่อสร้างโรงงานผลิตสาธารณูปโภคได้แก่ ไฟฟ้า
    ไอน้ำ และน้ำ ที่ใช้ในกระบวนการผลิตของโรงงาน เงินลงทุนในส่วนของบริษัท อะโรเมติกส์
    ประมาณ 8 ล้านเหรียญสหรัฐ คาดว่าจะเริ่มดำเนินการผลิตได้กลางปี 2549
    สำหรับโครงการระยะที่ 1 และปี 2551 สำหรับโครงการระยะที่ 2

-   โครงการอะโรเมติกส์ 2 : ในการประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้น บริษัท อะโรเมติกส์ ครั้งที่ 1/2548
    เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2548
    ได้อนุมัติการปรับเปลี่ยนรายละเอียดขอบเขตของงานโครงการก่อสร้างโรงงานอะโรเมติกส์หน่วยที่
    2 และอนุมัติวงเงินงบประมาณสำหรับการก่อสร้างงานด้านวิศวกรรม จัดหาเครื่องจักร
    และก่อสร้างโรงงาน (Engineering Procurement and Construction หรือ EPC)
    สำหรับโครงการดังกล่าวที่เพิ่มขึ้นจากที่ได้อนุมัติไปแล้วเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2548 จำนวน
    597 ล้านเหรียญสหรัฐ เป็นจำนวน 653.53 ล้านเหรียญสหรัฐ ซึ่งเพิ่มขึ้น 56.53
    ล้านเหรียญสหรัฐ หรือประมาณร้อยละ 9.5
    เป็นผลมาจากมีโครงการลงทุนในภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นอย่างมากในประเทศแถบตะวันออกกลาง
    รวมทั้งราคาวัสดุที่ใช้ในการก่อสร้างโครงการฯ ได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ดังนั้น บริษัท
    อะโรเมติกส์
    จึงได้ร่วมกับบริษัทที่ปรึกษาพิจารณาหาแนวทางในการลดต้นทุนค่าก่อสร้างโครงการฯ
    โดยได้ให้บริษัท UOP ซึ่งเป็นเจ้าของเทคโนโลยีกระบวนการผลิตทบทวนการออกแบบ
    และการปรับเปลี่ยนหน่วยการผลิตหลักจากเดิมโดยชะลอการติดตั้งหน่วย Unicrack
    ที่ทำหน้าที่เปลี่ยนผลิตภัณฑ์พลอยได้ Condensate Residue ให้กลับมาเป็นวัตถุดิบ Heavy
    Naphtha พร้อมทั้งเพิ่มกำลังการผลิตหน่วย Feed Fractionation และหน่วย Heavy
    Naphtha Hydrotreater เพื่อเพิ่มการผลิต Heavy Naphtha ขึ้นมาทดแทน
    ทำให้สามารถผลิตผลิตภัณฑ์หลัก พาราไซลีน และเบนซีน ได้เพิ่มขึ้น
    โดยมีกำลังการผลิตใหม่จาก พาราไซลีน 565,000 ตันต่อปี เบนซีน 297,000 ตันต่อปี เป็น
    พาราไซลีน 616,000 ตันต่อปี เบนซีน 363,000 ตันต่อปี และได้ผลิตภัณฑ์พลอยได้
    Condensate Residue เพิ่ม 821,000 ตันต่อปี คาดว่าจะสามารถดำเนินการผลิตได้ในปี
    2551

  (6) การจัดหาเงินกู้ใหม่

การออกหุ้นกู้ 300 ล้านเหรียญสหรัฐ ในวันที่ 20 กรกฎาคม 2548 บริษัทฯ
ได้ออกและเสนอขายหุ้นกู้ไม่ด้อยสิทธิและไม่มีหลักประกันอายุ 7 ปี จำนวน 300 ล้านเหรียญสหรัฐ
โดยมีอัตราดอกเบี้ยหน้าตั๋วคงที่ ที่ร้อยละ 5.5 ต่อปี กำหนดชำระคืนเงินต้นในปี 2555
และชำระดอกเบี้ยทุก 6 เดือน เงินที่ได้รับจากการออกและเสนอขายหุ้นกู้ในครั้งนี้
จะนำไปเป็นส่วนหนึ่งของเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงงานอะโรเมติกส์หน่วยที่ 2 ซึ่งจะทำให้บริษัท
อะโรเมติกส์ สามารถเพิ่มศักยภาพการแข่งขัน รักษาเสถียรภาพของรายได้
และการทำกำไรในอนาคต

3.3.1.3 บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด (มหาชน)

บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายเม็ดพลาสติกโพลีเอททีลีนชนิดความหนา แน่นสูง (High
Density Polyethylene : HDPE) มีกำลังการผลิต 225,000 ตันต่อปี
โรงงานตั้งอยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 มีผู้ถือหุ้นหลัก
2 ราย ได้แก่ ปตท. และ บริษัท ปตท. เคมิคอล โดยมีสัดส่วนการถือหุ้นเท่ากันคือร้อยละ 50

บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน อยู่ระหว่างดำเนินการขยายกำลังการผลิต HDPE อีก 25,000 ตันต่อปี
กำหนดแล้วเสร็จ ในสิ้นไตรมาส 2 ปี 2549 ซึ่งจะทำให้กำลังการผลิตรวมเป็น 250,000 ตันต่อปี

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน รับวัตถุดิบหลักเอทิลีน ตามสัญญาซื้อขายระยะยาว (Long-Term
Offtake Agreement) จากบริษัท ปตท. เคมิคอล โดยปริมาณซื้อขายที่เกินกำหนดในสัญญา
จะพิจารณาจากราคาตลาดเป็นเกณฑ์ในการทำการตกลงซื้อขาย

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน ดำเนินการขายเม็ดพลาสติกในประเทศโดยผ่านระบบตัวแทนจำหน่าย
(Agents) และ ขายโดยตรงและผ่านตัวแทนจำหน่ายในตลาดต่างประเทศ นอกเหนือจากนั้น
บริษัทฯมีสัญญากับบริษัท มิตซุย ไฮ - โพลีเมอส์ (Mitsui Hi-Polymer) ประเทศฮ่องกง
ในการผลิตเม็ดพลาสติก HDPE เพื่อขายในตลาดต่างประเทศ ภายใต้สัญลักษณ์การค้า Hi-Zex
ซึ่งใช้เทคโนโลยีของ Mitsui Chemical ปีละ 60,000 ตัน โดยในเดือนกันยายน 2548
บริษัทฯได้เริ่มจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ทั้งหมดผ่าน บริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง
ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน ปตท. และ บริษัท ปตท. เคมิคอล
เพื่อดำเนินธุรกิจด้านการตลาดทั้งในและต่างประเทศเกี่ยวกับผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ของกลุ่มบริษัทในเครือ
ปตท.

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 7 คน เป็นตัวแทนจาก
ปตท. จำนวน 4 คน นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก
ปตท.เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการ

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน ในช่วงปี 2546 – 2548 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------ ------------- ------------- -------------
  งบเดี่ยว                         ปี 2546        ปี 2547        ปี 2548

  รายได้รวม                       5,047         8,647         8,571

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)            (5,125)       (6,324)       (8,428)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน   373           (53)          (51)

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ               295           2,270         93

  สินทรัพย์รวม                      8,007         4,710         4,355

  หนี้สินรวม                        5,400         2,981         2,707

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                    2,691         1,729         1,648

  อัตราการใช้กำลังการผลิต (ร้อยละ)    93            87            96
  ------------------------------ ------------- ------------- -------------

  (5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

-   บริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง : บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีนได้ร่วมลงทุน กับ ปตท.
    และ บริษัท ปตท. เคมิคอล จัดตั้ง บริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง โดยมีสัดส่วนการถือหุ้น
    ร้อยละ 25 : 50 : 25 ตามลำดับ
    เพื่อดำเนินธุรกิจด้านการตลาดเกี่ยวกับผลิตภัณฑ์โพลิเมอร์ทั้งในและต่างประเทศ
    โดยมีทุนจดทะเบียนรวม 40 ล้านบาท แบ่งออกเป็นหุ้นสามัญจำนวน 400,000 หุ้น มูลค่าหุ้นละ
    100 บาท เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ วันที่ 1 กันยายน 2548

-   โครงการขยายกำลังการผลิต : เพื่อเพิ่มกำลังการผลิต HDPE อีก 25,000 ตันต่อปี เป็น
    250,000 ตันต่อปี โดยใช้เงินลงทุน 4 ล้านเหรียญสหรัฐ คาดว่าจะแล้วเสร็จ ในไตรมาส 2
    ปี 2549

3.3.1.4 บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด

เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2548 ปตท. ร่วมกับ บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ (ต่อมาได้ควบบริษัทกับบริษัท
ไทยโอเลฟินส์ เป็นบริษัท ปตท. เคมิคอล เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548) และบริษัท
บางกอกโพลีเอททีลีน ได้ร่วมกันจัดตั้งบริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด ในสัดส่วนร้อยละ
50:25:50 ตามลำดับ เพื่อประกอบธุรกิจด้านการตลาดและจำหน่ายผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์
ทั้งในประเทศและต่างประเทศ ซึ่งจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพด้านการบริหารจัดการการตลาด
การจัดจำหน่ายและการบริหารตัวแทนจำหน่ายเพื่อสร้างความแข็งแกร่งทางการตลาดให้กับผลิตภัณฑ์โพลิเมอร์
ของกลุ่มบริษัทในเครือ ปตท. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท. ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50
โดยมีบริษัทในเครือเป็นผู้ถือหุ้นอีก 2 รายคือ บริษัท ปตท. เคมิคอล และ บริษัท
บางกอกโพลีเอททีลีน โดยมีสัดส่วนการถือหุ้นเท่ากันคือร้อยละ 25

สำนักงานของ บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง ตั้งอยู่ที่อาคารสำนักงาน ปตท.
คลังน้ำมันพระโขนง กรุงเทพฯ เริ่มดำเนินกิจการในเชิงพาณิชย์ ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2548
โดยจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์โพลีเอททีลีนของบริษัทในเครือ ปตท. 2 บริษัท คือ บริษัท ปตท. เคมิคอล
และ บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน ซึ่งทั้งสองบริษัทมีกำลังการผลิตรวมกันทั้งสิ้น 475,000 ตันต่อปี

(1) การจัดหาผลิตภัณฑ์

บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง ดำเนินการซื้อผลิตภัณฑ์ โพลีเอททีลีน
ตามบันทึกข้อตกลงซื้อขายเม็ดพลาสติกระหว่าง บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง กับ บริษัท
ปิโตรเคมีแห่งชาติ และ บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน โดยบันทึกข้อตกลงนี้มีระยะเวลา 6 เดือน
นับจากวันที่ 31 สิงหาคม 2548 ต่ออายุสัญญาได้คราวละ 1 ปี
และสามารถปรับเปลี่ยนเป็นสัญญาระยะยาวได้

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง
ดำเนินการขายเม็ดพลาสติกในประเทศโดยผ่านระบบตัวแทนจำหน่าย (Agents) และขายโดยตรง
สำหรับการขายในต่างประเทศจะขายโดยตรงและขายผ่านตัวแทนจำหน่ายในตลาดต่างประเทศตามสัญญาโอนสิทธิ์จาก
บริษัท ปตท. เคมิคอล และ บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 9 คน
เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 5 คน นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการ

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง ในช่วงปี 2548 (1 กันยายน – 31
  ธันวาคม 2548) เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------------------- -------------------------------
  งบเดี่ยว                                  1 กันยายน – 31 ธันวาคม 2548

  รายได้รวม                                6,948

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)                     (6,946)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน            8

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                        10

  สินทรัพย์รวม                               1,983

  หนี้สินรวม                                 1,933

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                             50
  --------------------------------------- -------------------------------

3.3.1.5 บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2547 ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท. ร่วมทุนกับ
บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ ในโครงการก่อสร้างโรงอีเทนแครกเกอร์ (Ethane Cracker)
ขนาดกำลังการผลิตเอทีลีน 410,000 ตันต่อปี และโรงเม็ดพลาสติกโพลีเอทิลีนชนิดความหนาแน่นต่ำ
(LDPE) ขนาด 300,000 ตันต่อปี ด้วยสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 50 : 50 โดยจัดตั้ง บริษัท พีทีที
โพลีเอทิลีน จำกัด เพื่อดำเนินโครงการดังกล่าวเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2547 ด้วยทุนจดทะเบียน
1,500 ล้านบาท จากการควบบริษัทระหว่างบริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติกับบริษัท ไทยโอเลฟินส์ เป็น
บริษัท ปตท.เคมิคอล จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548 ทำให้ผู้ถือหุ้นของบริษัทฯ
เปลี่ยนเป็น ปตท. และ บริษัท ปตท. เคมิคอล ในสัดส่วนร้อยละ 50 : 50
ต่อมาในการประชุมคณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2548 ได้มีมติอนุมัติให้ บริษัท พีทีที
โพลีเอทิลีน ดำเนินการขยายกำลังการผลิตโรงอีเทนแครกเกอร์ เป็น 1,000,000 ตันต่อปี
คงขนาดกำลังการผลิตของโรงผลิต LDPE ที่ 300,000 ตันต่อปี และก่อสร้างโรงงาน LLDPE
ขนาด 400,000 ตันต่อปี ส่วน เอทิลีน ที่เหลือประมาณ 300,000 ตันต่อปี บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน
จะจำหน่ายให้กับ บริษัท ปตท. เคมิคอล เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับโครงการขยายกำลังการผลิต
HDPE และโครงการ Autoclave LDPE & EVA (Ethylene Vinyl Acetate)
รวมถึงจำหน่ายให้กับลูกค้ารายอื่น โครงการทั้งหมดคิดเป็นเงินลงทุนทั้งสิ้นประมาณ 944
ล้านเหรียญสหรัฐ หรือ ประมาณ 35,875 ล้านบาท (คิดเป็นส่วนของ ปตท. 236 ล้านเหรียญสหรัฐ
หรือประมาณ 8,969 ล้านบาท) โดยการลงทุนดังกล่าวยังคงสัดส่วนการลงทุนระหว่าง ปตท. และ
บริษัท ปตท. เคมิคอล ที่ร้อยละ 50:50 อัตราส่วนหนี้สินต่อทุน 1:1
คาดว่าจะเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ประมาณไตรมาส 3 ปี 2552 ทั้งนี้
โรงอีเทนแครกเกอร์จะใช้ก๊าซอีเทนจากการปรับปรุงขยายกำลังการผลิตอีเทนของโรงแยกก๊าซ 2
และ 3 และก่อสร้างโรงแยกก๊าซ 6 ของ ปตท. เป็นวัตถุดิบในการผลิต
ซึ่งนับเป็นการเพิ่มมูลค่าให้กับก๊าซของ ปตท.

3.3.1.6 บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2547 ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท.ร่วมทุนกับ
บริษัท อะโรเมติกส์ บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ และ บริษัท ไทยโอเลฟินส์ ลงทุนในโครงการฟีนอล
ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 20 : 20 : 20 ตามลำดับ เพื่อผลิตสารฟีนอล ขนาดกำลังการผลิต
200,000 ตันต่อปี วงเงินลงทุนทั้งหมด 200 ล้านเหรียญสหรัฐ โดยได้ดำเนินการจัดตั้งบริษัท พีทีที
ฟีนอล จำกัด เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2547 จากการควบบริษัทระหว่างบริษัท
ปิโตรเคมีแห่งชาติกับบริษัท ไทยโอเลฟินส์ เป็น บริษัท ปตท.เคมิคอล จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 7
ธันวาคม 2548 ทำให้ผู้ถือหุ้นของบริษัทฯเปลี่ยนเป็น ปตท. บริษัท ปตท. เคมิคอล และบริษัท
อะโรเมติกส์ ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 40 : 20 ตามลำดับ การลงทุนในโครงการผลิตสาร ฟีนอล
ถือเป็นการดำเนินการลงทุนตามกลยุทธ์ของ ปตท. คือการลงทุนไปสู่ธุรกิจปลายน้ำที่มีกำไร
และเพิ่มมูลค่าให้กับผลิตภัณฑ์จากกลุ่มบริษัทในเครือปิโตรเคมีของ ปตท.
โดยการใช้วัตถุดิบโพรพิลีนจาก บริษัท ปตท. เคมิคอล ปริมาณ 95,000 ตันต่อปี
และเบนซีนจากบริษัท อะโรเมติกส์ ปริมาณ 180,000 ตันต่อปี เพื่อผลิตสารฟีนอลทดแทนการนำเข้า
ซึ่งปัจจุบันประเทศไทยมีความต้องการสารฟีนอลประมาณ 170,000 ตันต่อปี และต้องนำเข้าทั้งหมด
เนื่องจากยังไม่มีผู้ผลิตสารฟีนอลในประเทศไทย
บริษัทฯกำหนดจะเริ่มดำเนินการก่อสร้างโรงงานผลิตฟีนอลในไตรมาสที่ 1 ของปี 2549
และจะเริ่มผลิตในเชิงพาณิชย์ได้ในปี 2551 โดยโรงงานฯจะตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมตะวันออก
ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง บริษัทฯ มีแผนการขายฟีนอลในประเทศไม่น้อยกว่า 100,000
ตันต่อปี
และส่งออกในส่วนที่เหลือไปขายในตลาดแถบเอเชียตะวันออกและเอเชียตะวันออกเฉียงใต้เป็นหลัก

3.3.2 ธุรกิจการกลั่น

ปตท.ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันผ่านบริษัทในเครือรวมทั้งสิ้น 4 บริษัทได้แก่บริษัท ไทยออยล์
จำกัด (มหาชน)
(โรงกลั่นไทยออยล์) บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (โรงกลั่นระยอง) บริษัท
สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด
(โรงกลั่นสตาร์) และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (โรงกลั่นบางจาก)

ปตท.ดำเนินธุรกิจขายน้ำมันดิบที่ ปตท.จัดหามาจากแหล่งน้ำมันในประเทศและต่างประเทศให้กับ 4
บริษัทข้างต้น
โดยน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศทั้งหมดจะขายให้กับโรงกลั่นไทยออยล์และโรงกลั่นบางจาก

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

ในช่วงระยะเวลาสามปีที่ผ่านมา โรงกลั่นน้ำมันของแต่ละบริษัทในเครือ ปตท.
มีกำลังการกลั่นและอัตราการใช้กำลังการกลั่นที่เกิดจากการนำน้ำมันดิบและวัตถุดิบเข้ากลั่น ดังนี้

หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

+-------------+-------+-------+------+-------+------+-------+-------+
| โรงกลั่น      | กำลัง  | ปี     |      | ปี     |      | ปี     |       |
|             |       | 2546  |      | 2547  |      | 2548  |       |
|             | ก     |       |      |       |      |       |       |
|             | ารกลั่น |       |      |       |      |       |       |
+-------------+-------+-------+------+-------+------+-------+-------+
|             |       | ปริมาณ | อัตร  | ปริมาณ | อัตร  | ปริมาณ | อัต    |
|             |       |       | าการ |       | าการ |       | ราการ |
|             |       | น้ำ    |      | น้ำ    |      | น้ำ    |       |
|             |       | มันดิบ/ | ใช   | มันดิบ/ | ใช   | มันดิบ/ | ใ     |
|             |       |       | ้กำลัง |       | ้กำลัง |       | ช้กำลัง |
|             |       | วัตถุดิบ |      | วัตถุดิบ |      | วัตถุดิบ |       |
|             |       |       | กา   |       | กา   |       | ก     |
|             |       | ท     | รกลั่น | ท     | รกลั่น | ท     | ารกลั่น |
|             |       | ี่ใช้กลั่น |      | ี่ใช้กลั่น |      | ี่ใช้กลั่น |       |
|             |       |       | (ร้อ  |       | (ร้อ  |       | (ร    |
|             |       |       | ยละ) |       | ยละ) |       | ้อยละ) |
+-------------+-------+-------+------+-------+------+-------+-------+
| โร          | 220   | 229   | 1    | 227   | 1    | 228   | 103.7 |
| งกลั่นไทยออยล์ |       |       | 04.0 |       | 03.3 |       |       |
| ^(/1)       |       |       |      |       |      |       |       |
+-------------+-------+-------+------+-------+------+-------+-------+
| โรงกล       | 145   | 136   | 94.1 | 148   | 1    | 140   | 96.4  |
| ั่นระยอง^(/2) |       |       |      |       | 01.7 |       |       |
+-------------+-------+-------+------+-------+------+-------+-------+
| โรงก        | 150   | 136   | 90.9 | 148   | 98.7 | 140   | 93.2  |
| ลั่นสตาร์^(/3) |       |       |      |       |      |       |       |
+-------------+-------+-------+------+-------+------+-------+-------+
| โรงกลั่น      | 120   | 75    | 62.9 | 96    | 79.6 | 67    | 56.1  |
| บางจาก^(/4) |       |       |      |       |      |       |       |
+-------------+-------+-------+------+-------+------+-------+-------+

  ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

  ^(/1) ในปี 2547 โรงกลั่นไทยออยล์หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU-2 ช่วง 28 ส.ค. – 23
  ก.ย. เป็นเวลา 27 วันต่อเนื่อง

  ใน ปี 2548 โรงกลั่นไทยออยล์หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นCDU -3 ตามกำหนดเวลา
  ในเดือนกุมภาพันธ์ เป็นเวลา 17 วันต่อเนื่อง

  ^(/2) ในปี 2548 โรงกลั่นระยองหยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในเดือนตุลาคม -
  พฤศจิกายน เป็นเวลา 33 วันต่อเนื่อง

  ^(/3) ในปี 2546 โรงกลั่นสตาร์หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในเดือนพฤศจิกายน
  เป็นเวลา 25 วันต่อเนื่อง

  ^(/4) ในปี 2546 โรงกลั่นบางจากหยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในเดือนกุมภาพันธ์
  เป็นเวลา 25 วันต่อเนื่อง

  ใน ปี 2548 โรงกลั่นบางจากหยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นที่ 3 ตามกำหนดเวลา ในเดือนมกราคม –
  กุมภาพันธ์ เป็นเวลา 25 วันต่อเนื่อง

โดยทั้ง 4 โรงกลั่นมีการผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปออกมาดังนี้

หน่วย : ล้านบาร์เรล

  -------------------------------- ------------ ------------ ------------
  ผลิตภัณฑ์                           ปี 2546       ปี 2547       ปี 2548

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)            11           12           11

  น้ำมันเบนซิน                        36           40           36

  น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน/น้ำมันก๊าด      24           26           26

  น้ำมันดีเซล                         83           88           81

  น้ำมันเตา                          31           34           29

  ยางมะตอย                         2            1            1

  อื่นๆ                              22           25           19

  รวม                              209          226          203
  -------------------------------- ------------ ------------ ------------

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) โรงกลั่นบางจากมีการจัดหา/แลกเปลี่ยนผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นอื่นในประเทศ
ในส่วนที่ผลิตได้ไม่เพียงพอมาจำหน่ายใน ตลาดของตนเอง

3.3.2.1 บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)

โรงกลั่นไทยออยล์ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปแก่ลูกค้าในประเทศเป็นหลัก
ส่วนที่เหลือจะทำการส่งออก นอกจากนี้
โรงกลั่นไทยออยล์ยังได้ขยายการลงทุนในธุรกิจปิโตรเคมีและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน ธุรกิจไฟฟ้า
และธุรกิจขนส่งน้ำมันสำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีต่างๆ
เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อเพิ่มรายได้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.54
ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนรายย่อยในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในสัดส่วนร้อยละ 50.46

โรงกลั่นไทยออยล์ตั้งอยู่ที่อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกันยายน 2507 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 220,000 บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 22.0 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ โรงกลั่นไทยออยล์จัดว่าเป็น โรงกลั่นหลักซึ่ง ปตท.จะใช้เป็นฐานการผลิตเชิงพาณิชย์เพื่อสนับสนุนการตลาดของธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

(1) การผลิต

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

ในการจัดหาน้ำมันดิบ ปตท.จะเป็นผู้จัดหาให้แก่โรงกลั่นไทยออยล์
ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป ในสัดส่วนร้อยละ 49.99
ของกำลังการกลั่น นอกจากนี้ ปตท. ยังจัดหาน้ำมันดิบในประเทศให้แก่
โรงกลั่นไทยออยล์ตามสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบเพชร
โดยทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบระยะยาวตลอดอายุการผลิต มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2528
และสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบจัสมิน ระยะเวลา 1 ปี มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2549
และสิ้นสุดในวันที่ 31 ธันวาคม 2549

และในบางกรณี โรงกลั่นไทยออยล์จะรับกลั่นน้ำมันดิบที่ ปตท.เป็นเจ้าของ
ซึ่งมีการคิดค่าธรรมเนียมการกลั่นตามอัตราที่อ้างอิงกับราคาตลาด นอกจากนั้นแล้ว ปตท.
ยังมีสิทธิที่จะจัดหาน้ำมันดิบให้กับโรงกลั่นไทยออยล์ เกินกว่าร้อยละ 49.99 ถึง ร้อยละ 100
ของกำลังการผลิตอีกด้วย

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 6.7
น้ำมันเบนซินร้อยละ 23.0 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 17.5 น้ำมันดีเซลร้อยละ 41.9
และ น้ำมันเตาร้อยละ 9.9 และอื่นๆร้อยละ 0.9

  (2) การจำหน่าย

ในปี 2548 โรงกลั่นไทยออยล์มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 86 และส่งออก
(รวมส่งออกผ่าน ปตท.) ประมาณร้อยละ 14 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 คณะกรรมการบริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)
ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน โดยเป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน
รวมทั้งประธานกรรมการ และ กรรมการผู้จัดการใหญ่

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) ในช่วงปี 2546-2548 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบรวม                       ปี 2546         ปี 2547         ปี 2548

  รายได้รวม                    146,551        185,423        250,004

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)    (144,630)      (171,228)      (232,601)

  กำไร (ขาดทุน)                -              -              2,614
  จากการด้อยค่าของสินทรัพย์                                      

  กำไร (ขาดทุน)                3,618          543            (1,032)
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                           

  รายการพิเศษ^(/2)             1,211          335            (232)

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ            6,750          15,073         18,753

                                                            

  สินทรัพย์รวม                   101,935        115,427        124,169

  หนี้สินรวม                     65,658         61,852         57,316

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 36,277         53,575         66,853
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

ที่มา : บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)

/1 ปี 2546 รวมรายการเครดิตภาษีจำนวน 442 ล้านบาท ปี 2547 รวมรายการภาษีจ่ายจำนวน
2,967 ล้านบาท และปี 2548 รวมรายการภาษีจ่าย 3,406 ล้านบาท

/2 ปี 2546 ประกอบด้วย กำไรจากการซื้อหนี้คืนก่อนกำหนด 640 ล้านบาท
ค่าสินไหมทดแทนสุทธิจากการสูญเสียรายได้ 635 ล้านบาท
เงินชดเชยสำหรับยอดขายที่ต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำ 414 ล้านบาท
หักด้วยค่าใช้จ่ายเงินชดเชยค่าเสียหายภายใต้สัญญาประกันการจัดหาและประกันการจัดจำหน่าย 277
ล้านบาท และบริษัทย่อยขาดทุนจากการปรับโครงสร้างหนี้ของลูกค้าจำนวน 200 ล้านบาท

  ปี 2547 ประกอบด้วย กำไรจากการจ่ายซื้อหนี้คืนก่อนกำหนด 315 ล้านบาท
  และค่าสินไหมทดแทนสุทธิจากบริษัทประกันภัย 20 ล้านบาท

  ปี 2548 ประกอบด้วย ขาดทุนจากการเรียกร้องค่าสินไหมทดแทน 232 ล้านบาท

(5) การจัดหาเงินกู้ใหม่ การซื้อคืนหนี้ การแลกเปลี่ยนหนี้เงินกู้ระยะยาวและการชำระคืนหนี้ก่อนกำหนดในปี 2547

ในเดือนเมษายน 2547 ไทยออยล์ได้ทำสัญญาการจัดหาเงินกู้ใหม่ (Refinance)
ซื้อหนี้คืนและแลกเปลี่ยนหนี้เงินกู้ ซึ่งเป็นหนี้ระยะยาวสกุลเงินบาท เงินดอลลาร์สหรัฐ
และเงินเยนจำนวนเทียบเท่าประมาณ 1,010 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
ทั้งนี้เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นและผ่อนปรนเงื่อนไขทางการเงิน และยกเลิกข้อกำหนดที่ไทยออยล์
ต้องจำนองเครื่องจักร โรงงานอุปกรณ์ รวมทั้งการนำบัญชีธนาคารเป็นหลักประกันเงินกู้
โดยมีรายละเอียดดังนี้

-   จัดหาเงินกู้ยืมใหม่ (Refinance) จำนวน 13,503 ล้านบาท
    เพื่อชำระคืนเงินกู้ภายใต้สัญญาหลักในการปรับโครงสร้างหนี้ (MRA) เป็นเงินกู้สองส่วนจำนวน
    6,655 ล้านบาทและ 173 ล้านเหรียญสหรัฐฯ มีกำหนดเวลา 7 ปี
    แต่ละจำนวนครบกำหนดชำระในปี 2554 ตามสัญญา Refinance Facility (Baht) และ
    Refinance Facility (Onshore Dollar) Loan Agreements ตามลำดับ ลงวันที่ 19
    เมษายน 2547

-   ซื้อคืนหนี้จำนวนประมาณ 213 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
    สำหรับหนี้สกุลดอลลาร์สหรัฐฯภายใต้สัญญาหลักในการปรับโครงสร้างหนี้

-   แลกหนี้ที่เหลือจำนวน 451 ล้านเหรียญสหรัฐฯ และหนี้เงินเยนทั้งหมด 3,518 ล้านเยน
    ตามสัญญาหลักในการปรับโครงสร้างหนี้ กับหนี้เงินกู้ระยะเวลา 6 ปี สองส่วน
    แต่ละส่วนครบกำหนดชำระในปี 2553 ตามสัญญา Base Facility (US Dollar)
    และสัญญา Base Facility (YEN) Loan Agreements ลงวันที่ 19 เมษายน 2547
    ตามลำดับ

นอกจากนี้เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2547 ไทยออยล์ยังได้ชำระคืนหนี้ก่อนครบกำหนดชำระตาม Order
of Maturity จำนวนเทียบเท่าประมาณ 100 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตามสัดส่วนหนี้เงินกู้แต่ละสัญญา
ซึ่งจะทำให้ไทยออยล์ไม่มีภาระชำระคืนหนี้เงินต้นตามสัญญากู้ยืมเงินต่างๆ ที่ถึงกำหนดจนถึงวันที่ 30
กันยายน 2549

  (6) การชำระคืนหนี้ก่อนกำหนด การจัดหาเงินกู้ใหม่ และการออกหุ้นกู้ในปี 2548

เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2548 ไทยออยล์ได้ชำระคืนหนี้ก่อนครบกำหนดชำระตาม Order of
Maturity จำนวนเทียบเท่าประมาณ 100 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตามสัดส่วนหนี้เงินกู้แต่ละสัญญา
ซึ่งจะทำให้ไทยออยล์ไม่มีภาระชำระคืนหนี้เงินต้นตามสัญญากู้ยืมเงินต่างๆ ที่ถึงกำหนดจนถึงวันที่ 30
กันยายน 2550

เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2548
ไทยออยล์จ่ายชำระคืนเงินกู้เดิมส่วนที่เหลือทั้งจำนวนโดยยกเลิกสัญญาเงินกู้และยกเลิกภาระผูกพันตามสัญญา
รวมถึงการยกเลิกสัญญาหลักประกันที่เกี่ยวข้อง โดยใช้เงินกู้ใหม่ภายใต้สัญญาเงินกู้ร่วม 65
ล้านเหรียญสหรัฐอเมริกา และ 2,600 ล้านบาท และสัญญาเงินกู้แบบหมุนเวียนวงเงินรวม 200
ล้านเหรียญสหรัฐอเมริกา และออกหุ้นกู้อายุ 10 ปี ในราคาร้อยละ 99.884
ของมูลค่าที่ตราไว้ซึ่งมีมูลค่า 350 ล้านเหรียญสหรัฐอเมริกา ซึ่งจะครบกำหนดไถ่ถอนในวันที่ 9
มิถุนายน 2558 โดยมีอัตราดอกเบี้ยร้อยละ 5.10 ต่อปี และมีกำหนดการจ่ายชำระดอกเบี้ยทุกงวด
6 เดือน เริ่มตั้งแต่วันที่ 9 ธันวาคม 2548

อย่างไรก็ดี ภายใต้ข้อกำหนดทางการเงิน (Financial Covenants) ไทยออยล์
อาจกู้ยืมเพิ่มขึ้นได้ แต่ต้องรักษาอัตราส่วนเงินทุนหมุนเวียนไม่น้อยกว่า 1.05 ต่อ 1
และอัตราหนี้สินไม่หมุนเวียนต่อส่วนทุนไม่เกินกว่า 1.50 ต่อ 1
(ตามคำนิยามในมาตรฐานการบัญชีไทย) ตามสัญญาเงินกู้ใหม่ ทั้งนี้
สัญญาไม่มีข้อกำหนดห้ามมิให้มีการจ่ายเงินปันผล แต่มีการกำหนดให้ บมจ. ปตท.
ต้องถือหุ้นในไทยออยล์ อย่างน้อย ร้อยละ 45 ของหุ้นที่จำหน่ายได้แล้วของไทยออยล์
มิฉะนั้นจะถือเป็นเหตุผิดนัด (Events of Default) อย่างหนึ่งภายใต้สัญญา
ไทยออยล์ไม่ต้องมีภาระชำระคืนหนี้เงินต้นตามสัญญากู้ยืมเงินต่าง ๆ จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2550
ในปี 2548 ไทยออยล์
สามารถประหยัดดอกเบี้ยจากการปรับโครงสร้างหนี้ใหม่ได้เป็นจำนวนประมาณ 86 ล้านบาท

(7) การเพิ่มผลกำไรของโรงกลั่น

ในปี 2548 นี้
ไทยออยล์ยังคงดำเนินกิจกรรมในการเพิ่มประสิทธิภาพการกลั่นและลดต้นทุนในการดำเนินงานอย่างต่อเนื่อง
ตามรายละเอียด ดังนี้ 1)
การวางแผนการกลั่นและการจัดหาน้ำมันดิบของคณะกรรมการวางแผนการผลิต
รวมทั้งการจ้างเรือขนน้ำมันดิบร่วมกับโรงกลั่นอื่นๆ ในประเทศ 2) การเพิ่มปริมาณการกลั่นโดยนำ
Long Residue จากโรงกลั่นในประเทศมากลั่นต่อและขายเป็นน้ำมันเตา 3)
การให้บริการทุ่นรับน้ำมันดิบ SBM (Single Buoy Mooring) แก่โรงกลั่นอื่นๆ 4)
การรับซื้อไฮโดรเจนส่วนเกินจากโรงกลั่นใกล้เคียง ซึ่งจะช่วยประหยัดต้นทุนได้อีกส่วนหนึ่ง และ 5)
การดำเนินกิจกรรมเกี่ยวกับการปรับปรุงและเพิ่มประสิทธิภาพของกระบวนการกลั่น Hydrocarbon
Management Review (HMR) อย่างต่อเนื่อง
โดยเพิ่มขอบข่ายของกิจกรรมภายหลังที่ได้ทำการศึกษาร่วมกับผู้ชำนาญการเฉพาะด้านที่มีประสบการณ์ในเรื่องนี้

(8) โครงการขยายกำลังการกลั่นและโครงการอื่นๆ

-   โครงการขยายกำลังการกลั่นของหน่วยกลั่นที่ 3 (CDU-3 Debottlenecking) เพิ่มอีก
    50,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งจะทำให้โรงกลั่นไทยออยล์มีกำลังการกลั่นเพิ่มขึ้นเป็น 270,000
    บาร์เรลต่อวันในปี 2550 โดยเมื่อเดือนสิงหาคม
    2548ไทยออยล์ได้ทำการลงนามว่าจ้างบริษัทผู้รับเหมา ในการออกแบบทางวิศวกรรม
    จัดหาวัสดุอุปกรณ์และดำเนินการก่อสร้างโครงการ
    โดยมีกำหนดการก่อสร้างแล้วเสร็จประมาณกลางปี 2550 ด้วยงบประมาณการลงทุนทั้งสิ้น 218
    ล้านเหรียญสหรัฐฯ

-   โครงการขยายระบบรับน้ำมันดิบชนิดทุ่นเดียว (SBM Expansion)
    เพื่อลดต้นทุนค่าขนส่งน้ำมันดิบ ซึ่งจะทำให้ขีดความสามารถในการแข่งขันของไทยออยล์สูงขึ้น
    ไทยออยล์ได้ลงนามว่าจ้างบริษัทผู้รับเหมาในการออกแบบทางวิศวกรรม จัดหาอุปกรณ์
    และดำเนินการก่อสร้างโครงการเมื่อเดือนพฤศจิกายน 2548 ด้วยงบประมาณการลงทุน 150
    ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยโครงการก่อสร้างมีกำหนดแล้วเสร็จประมาณกลางปี 2550
    ทั้งนี้โครงการดังกล่าวได้รับอนุมัติการส่งเสริมการลงทุนเรียบร้อยแล้วตั้งแต่วันที่ 29 ธันวาคม
    2548 โดยได้รับการยกเว้นอากรขาเข้าสำหรับเครื่องจักรและอุปกรณ์
    สิทธิยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลสำหรับกำไรสุทธิเป็นระยะเวลา 8 ปี
    นับแต่วันที่เริ่มมีรายได้จากการประกอบกิจการและสิทธิประโยชน์อื่นตามเกณฑ์

-   โครงการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันก๊าซ
    เพื่อเป็นการรองรับปริมาณความต้องการกระแสไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากการขยายกำลังการผลิตของไทยออยล์และบริษัทในเครือ
    ไทยออยล์ ได้ดำเนินการว่าจ้างบริษัทผู้รับเหมา เมื่อเดือนกันยายน 2548
    เพื่อติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันก๊าซเพิ่มอีก 1 เครื่อง โดยมีกำลังการผลิตกระแสไฟฟ้า 38
    เมกกะวัตต์ ด้วยงบประมาณการลงทุน 43 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
    โดยมีกำหนดแล้วเสร็จประมาณกลางปี 2550

-   โครงการเพิ่มอุณหภูมิน้ำมันดิบ เพื่อเพิ่มกำลังการผลิตของหน่วยกลั่นน้ำมันดิบที่ 1 (CDU-1)
    ซึ่งจะทำให้กำลังการผลิตของหน่วย CDU-1 เพิ่มจาก 40,000 บาร์เรลต่อวัน เป็น 45,000
    บาร์เรลต่อวัน มีกำหนดแล้วเสร็จประมาณไตรมาสที่ 1 ปี 2549
    ด้วยงบประมาณการลงทุนในส่วนของไทยออยล์จำนวนประมาณ 106 ล้านบาท

-   โครงการผลิตเชื้อเพลิงเอทานอล (อยู่ในขั้นการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ)
    เพื่อให้สอดคล้องกับแนวนโยบายของภาครัฐซึ่งมีเป้าหมายที่จะให้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95
    ทดแทนน้ำมันเบนซินออกเทน 95 อย่างสมบูรณ์ภายในต้นปี 2550
    อีกทั้งยังเป็นการเอื้อต่อโครงการสร้างประโยชน์ต่อสังคม ไทยออยล์
    ได้ทำการศึกษาความเป็นไปได้เบื้องต้นของโครงการผลิตเชื้อเพลิง เอทานอลคุณภาพสูง
    จากวัตถุดิบมันสำปะหลัง และพบว่าสามารถให้ผลตอบแทนเป็นที่น่าพอใจ
    จึงได้ตัดสินใจที่จะทำการศึกษาความเป็นไปได้โดยละเอียดเป็นขั้นตอนต่อไป
    โดยในการนี้ไทยออยล์
    ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจกับพันธมิตรทางธุรกิจที่มีความพร้อมและประสบการณ์เพื่อทำการศึกษาความเป็นไปได้ร่วมกัน
    โดยโรงงานผลิตเชื้อเพลิงเอทานอลที่ทำการศึกษาจะมีขนาดกำลังการผลิต 1 ล้านลิตรต่อวัน
    ซึ่งเป็นขนาดที่ใหญ่ที่สุดในประเทศและในโลกที่ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบหลัก
    ทั้งนี้คาดว่าจะใช้งบประมาณการลงทุนประมาณ 150 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
    โดยหากสามารถสรุปการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการแล้วเสร็จสิ้นภายในต้นปี
    พ.ศ.2549 ตามแผนงานที่วางไว้และสรุปว่าโครงการให้ผลตอบแทนเป็นที่น่าพอใจ ไทยออยล์
    จะเร่งดำเนินโครงการให้แล้วเสร็จภายในสิ้นปี 2550

(8) การจดทะเบียนไทยออยล์เข้าซื้อขายในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย

ในปี 2547 ไทยออยล์ได้แปรสภาพเป็นบริษัทไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)
โดยทำการจดทะเบียนเพิ่มทุนบริษัทจาก 18,965,278,730 บาท เป็น 20,400,278,730 บาท
และได้รับอนุญาตจากสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์ และตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
เมื่อวันที่ 16 กันยายน 2547
ให้เสนอขายหุ้นสามัญเพิ่มทุนต่อประชาชนและผู้ซื้อหลักทรัพย์ทั้งในและต่างประเทศ (IPO)
จำนวนรวมทั้งสิ้น 1,017,679,564 หุ้น ในราคาหุ้นละ 32 บาท แยกเป็นส่วนของหุ้นเพิ่มทุนจำนวน
143,500,000 หุ้น และเป็นหุ้นสามัญของผู้ถือหุ้นฝ่ายเจ้าหนี้เดิมจำนวน 874,179,564 หุ้น
และเข้าทำการซื้อขายในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยเป็นวันแรกในวันที่ 26 ตุลาคม 2547

ในขณะเดียวกัน ปตท. และผู้ถือหุ้นทั้งหมดของบริษัทไทยลู้บเบส จำกัด (TLB)
และบริษัทไทยพาราไซลีน จำกัด (TPX)ได้จำหน่ายหุ้นทั้งหมดให้กับไทยออยล์
ทั้งนี้เพื่อเป็นการส่งเสริมให้มีผลประโยชน์ร่วมในการปฏิบัติการระหว่างTLB และ TPX
กับโรงกลั่นไทยออยล์ (Operational Synergies)
รวมทั้งเป็นการปรับโครงสร้างการถือหุ้นของบริษัทในเครือฯ เพื่อให้เกิดประโยชน์ร่วมทั้งกลุ่ม ปตท.
(Group Synergies & Group Value) และปตท.
นำเงินที่ได้ทั้งหมดจากการขายหุ้นดังกล่าวมาซื้อหุ้นไทยออยล์ในราคา IPO
เพื่อเป็นการปรับโครงสร้างบริษัทในเครือ นอกจากนี้ยังทำให้ ปตท.
สามารถรักษาสัดส่วนการถือหุ้นในไทยออยล์ภายหลังไทยออยล์เข้าซื้อขายในตลาดหลักทรัพย์ได้ใกล้เคียงระดับเดิมคืออยู่ที่ร้อยละ
49.54

3.3.2.2 บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน)

โรงกลั่นระยองดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายในประเทศและส่งออก ณ 31 ธันวาคม 2548
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 100 โดยได้ซื้อหุ้นร้อยละ 64 จากบริษัท เชลล์ อินเตอร์เนชั่นแนล
โฮลดิ้งส์ ลิมิเต็ด ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชลล์ ตั้งแต่วันที่ 30 พฤศจิกายน 2547 อนึ่งบริษัท
โรงกลั่นน้ำมันระยองได้แปรสภาพเป็นบริษัทมหาชน จำกัดแล้วเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2548

โรงกลั่นระยองตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2539 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 145,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 14.5 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

(1) การผลิต

โรงกลั่นระยองจัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Hydrocracking (HCU) และ Thermal Cracking (TCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซลได้เพิ่มขึ้น
การผลิตของโรงกลั่นระยองจะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากภายนอกประเทศ ซึ่งผู้ถือหุ้นเป็นผู้จัดหาให้

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 5.3
โพรไพลีนร้อยละ 1.8 แนฟธาร้อยละ 5.4 น้ำมันเบนซินร้อยละ 14.7
น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 9.8 น้ำมันดีเซลร้อยละ 38.4 น้ำมันเตาร้อยละ 16.9
และอื่นๆร้อยละ 7.7

(2) การจัดจำหน่าย

โรงกลั่นระยองดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Product
Offtake Agreement)
โดยผู้ถือหุ้นมีภาระผูกพันที่จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นระยองไม่น้อยกว่าร้อยละ
70 ของผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ ตามสัดส่วนการถือหุ้น ตามราคาตลาดในประเทศ

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว
โรงกลั่นระยองยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ ได้แก่ โพรไพลีน แนฟธาชนิดเบา และรีฟอร์เมท
นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

ในปี 2548 โรงกลั่นระยองมีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 91
และส่งออกประมาณร้อยละ 9 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันแล้ว
โรงกลั่นระยองยังมีรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในส่วนที่เหลือใช้ในโรงกลั่นให้แก่บริษัทที่ดำเนินงานอยู่ใกล้กัน

(3) การบริหาร

คณะกรรมการโรงกลั่นน้ำมันระยอง ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 11 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. 4
คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด ในช่วงปี 2545 – 2548 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------- ------------- ------------ -------------
  งบรวม                           ปี 2546        ปี 2547       ปี 2548

  รายได้รวม                        89,432        117,343      143,039

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)        (90,140)      (110,496)    (136,657)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน    4,699         769          186

  รายการพิเศษ ^(/2)                -             -            5,417

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                3,991         7,616        11,985

                                                             

  สินทรัพย์รวม                       61,355        71,185       63,982

  หนี้สินรวม                         54,703        56,917       37,729

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                     6,652         14,268       26,253
  ------------------------------- ------------- ------------ -------------

ที่มา : บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด

^(/1) ปี 2546 รวมรายการภาษีจ่าย 1,732 ล้านบาท ปี 2547 รวมรายการภาษีจ่าย 3,282
ล้านบาท ปี 2548 รวมรายการภาษีจ่าย 2,831 ล้านบาท

^(/2) กำไรจากการได้ลดหนี้ 7,738.28 ล้านบาท หรือ 200.25 ล้านเหรียญสหรัฐฯ จ่ายภาษี
2,321.48 ล้านบาท คงเหลือกำไรจากการได้ลดหนี้สุทธิ 5,416.80 ล้านบาท

การซื้อหุ้นโรงกลั่นระยองจากเชลล์

จากปัญหาผิดนัดชำระหนี้ที่ยืดเยื้อมากว่าสองปี ทำให้ ปตท. ตัดสินใจขอซื้อหุ้นทั้งหมดร้อยละ 64
จากเชลล์ในมูลค่า 5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งได้มีการโอนหุ้นไปแล้วเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2547

การปรับโครงสร้างหนี้

โรงกลั่นระยองมีภาระหนี้กับเจ้าหนี้เดิมทั้งหมดจำนวน 1,335 ล้านเหรียญสหรัฐฯ และภายหลังจาก
ปตท. เข้าถือหุ้นในโรงกลั่นระยองร้อยละ 100 ปตท.
ได้ดำเนินการเจรจาปรับโครงสร้างหนี้โรงกลั่นระยองกับเจ้าหนี้เดิมทั้งหมด โดย ปตท.
ได้จ่ายคืนเงินกู้ให้กับเจ้าหนี้เดิมจำนวน 1,135 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (ได้รับส่วนลดหนี้ประมาณ 200
ล้านเหรียญสหรัฐฯ) และสวมสิทธิเป็นเจ้าหนี้รายเดียวของโรงกลั่นระยองในเดือนมกราคม 2548

ในเดือนธันวาคม 2548
โรงกลั่นระยองได้ลงนามสัญญาเงินกู้กับสถาบันการเงินทั้งในประเทศและต่างประเทศ
จำนวนเงินรวมประมาณ 630 ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยแบ่งเป็นวงเงินกู้สกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ
จำนวน 300 ล้านเหรียญสหรัฐฯ จาก Hong Kong and Shanghai Banking Corp.
และวงเงินกู้สกุลเงินบาทจำนวน 13,200 ล้านบาท จากธนาคารกรุงไทย ธนาคารไทยพาณิชย์
ธนาคารออมสิน และธนาคารทหารไทย

เนื่องจากในปี 2548 ธุรกิจโรงกลั่นมีค่าการกลั่นสูงขึ้น ประกอบกับโรงกลั่นระยองมีเงินกู้ใหม่
ทำให้โรงกลั่นระยองสามารถชำระคืนเงินกู้ก่อนกำหนดให้แก่ ปตท.หลายครั้ง ส่งผลให้ ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2548 โรงกลั่นระยองมีภาระเงินกู้เหลือกับ ปตท. ประมาณ 307.7 ล้านเหรียญ
และเมื่อรวมกับเงินกู้ใหม่ที่ได้เบิกจ่ายบางส่วน ส่งผลให้โรงกลั่นระยองมีภาระเงินกู้ ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2548 รวมทั้งสิ้น 613 ล้านเหรียญสหรัฐฯ

นอกจากนี้ ปตท.
ได้ให้การสนับสนุนทางการค้าโดยเปลี่ยนเทอมการขายน้ำมันดิบจากที่โรงกลั่นระยองต้องชำระเงิน 2
วันล่วงหน้าก่อนวันส่งน้ำมันดิบ เป็นการชำระเงินตามการค้าปกติ 30 วัน

การเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย

ปตท.
มีแผนที่จะนำโรงกลั่นระยองเข้ากระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ตามภาระผูกพันที่โรงกลั่นระยองมีกับรัฐบาลภายในไตรมาส
1 หรือ ต้นไตรมาส 2 ของปี 2549 โดยโรงกลั่นระยองได้แปรสภาพเป็นบริษัทจำกัดมหาชนเมื่อวันที่
12 เมษายน 2548 พร้อมกับลดมูลค่าหุ้นที่ตราไว้ (ราคาพาร์) ลงจาก 100 บาทต่อหุ้นเป็น 10
บาทต่อหุ้น และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2548 โรงกลั่นระยองได้ลดทุนจดทะเบียนของบริษัทลงจาก
37,916,486,700 บาท เหลือ 22,749,892,020 บาท โดยการลดจำนวนหุ้นลง
1,516,659,468 หุ้น เพื่อลดขาดทุนสะสมของบริษัท และภายหลังจากการกระจายหุ้นแล้ว คาดว่า
ปตท. จะถือหุ้นในโรงกลั่นระยองไม่เกินร้อยละ 50 แต่ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45

(8) การเพิ่มผลกำไรของโรงกลั่น

ในปี 2546 โรงกลั่นระยองร่วมกับโรงกลั่นสตาร์
ดำเนินกิจกรรมเกี่ยวกับการปรับปรุงและเพิ่มประสิทธิภาพของกระบวนการกลั่นหรือ Hydrocarbon
Management Improvement Program (HMIP)
โดยได้ทำการศึกษาร่วมกับผู้เชี่ยวชาญที่มีประสบการณ์สูงทางด้านโรงกลั่น
มีระยะเวลาโครงการสามปี ซึ่งคาดว่าหลังสิ้นสุดโครงการ
จะทำให้โรงกลั่นระยองมีผลกำไรเพิ่มขึ้นไม่ต่ำกว่าปีละ 5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
โดยหลังจากผ่านไปแล้วสองปี สามารถเพิ่มผลกำไรได้แล้วประมาณ 3 ล้านเหรียญสหรัฐฯต่อปี

3.3.2.3 บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

โรงกลั่นสตาร์ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายในประเทศและส่งออก ณ 31 ธันวาคม 2548
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 36 ส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 64 ถือโดยบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์
ทรานสปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชฟรอน-เท็กซาโก

โรงกลั่นสตาร์ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2539 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 150,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 15.0 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

(1) การผลิต

โรงกลั่นสตาร์จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Residue Fluid Catalytic Cracking (RFCCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น
การผลิตของโรงกลั่นสตาร์จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากภายนอกประเทศ โดย ปตท.และบริษัท เชฟรอน
สหรัฐอเมริกา (Chevron USA) ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชฟรอน-เท็กซาโก
เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ (Feedstock Supply Agreement)
โดยแบ่งปริมาณการจัดหาตามสัดส่วนการถือหุ้น
ซึ่งสัญญาจัดหาน้ำมันดิบจะไม่สามารถยกเลิกได้ตราบเท่าที่เงินกู้หลังการปรับโครงสร้างหนี้
ยังไม่ได้รับการชำระคืนครบถ้วน

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 5.3
โพรไพลีนร้อยละ 1.8 แนฟธาร้อยละ 5.5 น้ำมันเบนซินร้อยละ 14.8
น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 9.6 น้ำมันดีเซลร้อยละ 38.5 น้ำมันเตาร้อยละ 17.0
และอื่นๆร้อยละ 7.5

(2) การจัดจำหน่าย

โรงกลั่นสตาร์ดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Purchase and
Sale Agreement)
โดยผู้ถือหุ้นมีภาระผูกพันที่จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นสตาร์เฉลี่ยไม่น้อยกว่า
88,200 บาร์เรลต่อวัน ตามสัดส่วนการถือหุ้น ตามราคาตลาดในประเทศ

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว
โรงกลั่นสตาร์ยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้แก่
โพรไพลีน แนฟธาชนิดเบา และรีฟอร์เมท

ในปี 2548 โรงกลั่นสตาร์มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 93
และส่งออกประมาณร้อยละ 7 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันแล้ว
โรงกลั่นสตาร์ยังมีรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในส่วนที่เหลือใช้ในโรงกลั่นให้แก่บริษัทที่ดำเนินงานอยู่ใกล้กัน

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 8 คน
เป็นตัวแทนจาก ปตท. 3 คน และจากบริษัทในเครือของเชฟรอน-เท็กซาโก 5 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ในช่วงปี 2546-2548เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- ------------- --------------- -------------
  งบเดี่ยว                      ปี 2546        ปี 2547          ปี 2548

  รายได้รวม                    82,406        119,972         142,518

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)    (81,197)      (105,959)       (133,857)

  กำไร (ขาดทุน)                2,547         336             (612)
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                           

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ            3,756         14,349          8,049

                                                            

  สินทรัพย์รวม                   43,684        53,349          56,216

  หนี้สินรวม                     31,281        26,597          21,415

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 12,403        26,752          34,801
  --------------------------- ------------- --------------- -------------

ที่มา : บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

^(/1) ปี 2546 รวมรายการภาษีจ่าย 919 ล้านบาท ปี 2547 รวมรายการเครดิตภาษี 1,912
ล้านบาท ปี 2548 รวมรายการภาษีจ่าย 3,399 ล้านบาท

ปตท. มีแผนที่จะนำโรงกลั่นสตาร์เข้ากระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ภายในปลายปี 2549
และภายหลังจากการกระจายหุ้นแล้ว คาดว่า ปตท. และ CTTC จะถือหุ้นในโรงกลั่นสตาร์ร้อยละ
25 และร้อยละ 45 ตามลำดับ

การปรับโครงสร้างหนี้

เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 โรงกลั่นสตาร์ ได้คืนเงินกู้ทั้งจำนวนเป็นเงิน 392
ล้านเหรียญสหรัฐฯ แก่เจ้าหนี้สถาบันการเงิน โดยเป็นเงินของโรงกลั่นสตาร์เองจำนวน 192
ล้านเหรียญสหรัฐฯ และเงินสนับสนุนจาก ปตท.และคาลเท็กซ์ (ตามสัดส่วนการถือหุ้น)
ในรูปเงินกู้ระยะสั้นจำนวน 200 ล้านเหรียญ นอกจากนี้ยังมีเงินกู้ด้อยสิทธิเดิมที่ให้อยู่จำนวน 102
ล้านเหรียญสหรัฐฯ

เนื่องจากในปี 2548
ธุรกิจโรงกลั่นมีค่าการกลั่นสูงขึ้นทำให้โรงกลั่นสตาร์สามารถชำระคืนเงินกู้ก่อนกำหนดให้แก่ผู้ถือหุ้นหลายครั้ง
ส่งผลให้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 โรงกลั่นสตาร์มีภาระเงินกู้เหลือประมาณ 238 ล้านเหรียญ

ในปี 2546 โรงกลั่นสตาร์ร่วมกับโรงกลั่นระยอง
ดำเนินกิจกรรมเกี่ยวกับการปรับปรุงและเพิ่มประสิทธิภาพของกระบวนการกลั่นหรือ Hydrocarbon
Management Improvement Program (HMIP)
โดยได้ทำการศึกษาร่วมกับผู้เชี่ยวชาญที่มีประสบการณ์สูงทางด้านโรงกลั่น
มีระยะเวลาโครงการสามปี
ซึ่งคาดว่าหลังสิ้นสุดโครงการจะทำให้โรงกลั่นสตาร์มีผลกำไรเพิ่มขึ้นไม่ต่ำกว่าปีละ 5
ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยหลังจากผ่านไปแล้วสองปี สามารถเพิ่มผลกำไรได้แล้วประมาณ 3
ล้านเหรียญสหรัฐฯ ต่อปี

3.3.2.4 บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

โรงกลั่นบางจากเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการกลั่นน้ำมันและจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูป รวมทั้งสินค้าอุปโภคบริโภค ณ 31
ธันวาคม 2548 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 7.60 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่คือกระทรวงการคลัง
ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 18.17 ส่วนที่เหลือเป็นประชาชนรายย่อยในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ถือหุ้นรวมกันในสัดส่วนร้อยละ 74.23

โรงกลั่นบางจากตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในนามบริษัท
บางจากปิโตรเลียม จำกัด ตั้งแต่เดือนเมษายน 2528 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 120,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 12.0 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

(1) การผลิต

โรงกลั่นบางจาก แม้ว่าจะเป็นโรงกลั่นที่มีกระบวนการผลิตแบบ Hydroskimming
ซึ่งมีสัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้เป็นน้ำมันเตาค่อนข้างสูง
แต่โรงกลั่นบางจากก็ได้มีการพัฒนาหน่วยกลั่นมาโดยตลอด
อีกทั้งยังหาทางเพิ่มผลกำไรโดยการร่วมมือกับโรงกลั่นอื่นในการสร้างมูลค่าเพิ่มและลดค่าใช้จ่ายเช่นการส่งน้ำมันเตาไปกลั่นที่โรงกลั่นอื่นและการร่วมขนส่งน้ำมันดิบ
นอกจากนี้
โรงกลั่นบางจากได้มุ่งเน้นในเรื่องของระบบความปลอดภัยและระบบป้องกันมลภาวะต่อสิ่งแวดล้อมเป็นอย่างมาก
เนื่องจากเป็นโรงกลั่นที่ตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร
การผลิตของโรงกลั่นบางจากจะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายในและภายนอกประเทศเช่นเดียวกับโรงกลั่นไทยออยล์

ปตท.จัดหาน้ำมันดิบให้โรงกลั่นบางจากตามสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบเพชร
โดยทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบระยะยาวตลอดอายุการผลิต มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2528
และสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบปัตตานี ระยะเวลา 5 ปี มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 26 มกราคม 2548
และจะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 ธันวาคม 2552

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 2.5
รีฟอร์เมท ร้อยละ 1.2 น้ำมันเบนซินร้อยละ 13.3 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 10.4
น้ำมันดีเซลร้อยละ 37.4 น้ำมันเตาร้อยละ 18.9 Long Residue ร้อยละ 13.3 และอื่นๆ
ร้อยละ 3.0

(2) การจัดจำหน่าย

ปตท.มีสัญญาซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปกับโรงกลั่นบางจากระยะเวลา 10 ปี มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1
มีนาคม 2548 และจะสิ้นสุดลงในวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2558 โดย ปตท.
จะรับน้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นบางจากไม่น้อยกว่า 130 ล้านลิตรต่อเดือน อย่างไรก็ตาม
โรงกลั่นบางจากยังคงจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปส่วนใหญ่ผ่านช่องทางการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปของตนเอง
ดังนี้

  1) การจำหน่ายผ่านสถานีบริการและการจำหน่ายโดยตรงให้ผู้ใช้

-   การจำหน่ายผ่านสถานีบริการ

-   การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง

-   การจำหน่ายให้กิจการอุตสาหกรรม

  2) การจำหน่ายให้ผู้ค้าน้ำมันรายอื่น :
  เป็นการจำหน่ายให้กับบริษัทผู้ค้าน้ำมันขนาดใหญ่และปานกลางที่มีคลังน้ำมันเป็นของตนเอง
  เพื่อนำไปจำหน่ายต่อแก่ผู้บริโภคอีกทอดหนึ่ง

  3) การจำหน่ายต่างประเทศ : ในปี 2548
  โรงกลั่นบางจากมีการส่งออกผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปคิดเป็นประมาณร้อยละ 1
  ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 10 คน
เป็นตัวแทนจาก ปตท. 1 คน กระทรวงการคลัง 1 คน กระทรวงพลังงาน 2 คน
กรรมการจากภายนอก (เจ้าหนี้) 1 คน และกรรมการอิสระ 5 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ในช่วงปี 2546-2548 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------- ------------- ------------ -------------
  งบรวม                           ปี 2546^(/2)   ปี 2547       ปี 2548

  รายได้รวม                        61,776        80,013       85,982

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)        (62,614)      (77,548)     (83,566)

  กำไร (ขาดทุน)                    (754)         42           4
  จากการด้อยค่าของสินทรัพย์                                       

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน    293           128          (26)

  รายการพิเศษ^(/2)                               2            533

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                (1,299)       2,636        2,926

                                                             

  สินทรัพย์รวม                       28,591        34,370       34,315

  หนี้สินรวม                         25,534        24,589       21,446

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                     3,057         9,781        12,869
  ------------------------------- ------------- ------------ -------------

ที่มา : บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

/1 ปี 2546 รวมรายการภาษีเงินได้ 223,600 บาท ปี 2547 รวมรายการเครดิตภาษี 2,185
ล้านบาท ปี 2548 รวมรายการภาษีเงินได้ 283 ล้านบาท

/2 ปี 2547 ประกอบด้วย กำไรจากสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์น้ำมันล่วงหน้า 1.7 ล้านบาท
ปี 2548 ประกอบด้วย กำไรจากสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์น้ำมันล่วงหน้า 537 ล้านบาท
และขาดทุนจากการขายทรัพย์สิน 4.5 ล้านบาท

/3 ตั้งแต่ปี 2546 บริษัทฯ ได้เปลี่ยนนโยบายทางบัญชีจากงบการเงินเดี่ยว มาเป็นงบการเงินรวม

(5) การปรับโครงสร้างทางการเงิน (Financial Restructuring)

โรงกลั่นบางจากได้ดำเนินการปรับโครงสร้างทางการเงินเสร็จสมบูรณ์ เมื่อต้นปี 2547
ตามรายละเอียดดังนี้

  - จัดหาเงินกู้ระยะยาวเพื่อทดแทนเงินกู้ระยะสั้นจากธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) จำนวน
  12,500 ล้านบาท เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2547

  - จำหน่ายใบแสดงสิทธิในหุ้นสามัญของบริษัท (Depository Receipt : DR) จำนวน 3,000
  ล้านบาท ได้เข้าทำการซื้อในตลาดหลักทรัพย์เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2547

  - จำหน่ายใบแสดงสิทธิในหุ้นกู้แปลงสภาพจำนวน 4,000 ล้านบาท
  เข้าทำการซื้อขายในศูนย์ซื้อขายตราสารหนี้เมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2547

จากการดำเนินการดังกล่าวทำให้สามารถลดภาระดอกเบี้ย ยืดระยะเวลาในการชำระหนี้
ส่งผลให้มีฐานะการเงินแข็งแกร่งขึ้น ต้นทุนการเงินต่ำลง
และมีสภาพคล่องเพียงพอในการบริหารงาน

(6) โครงการปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน

คณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 8 เมื่อวันที่ 29 มกราคมสิงหาคม 2548 ได้ให้ความเห็นชอบให้ ปตท.
เข้าลงทุน ในบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (บางจากฯ) จำนวนประมาณ 100 -
120 ล้านเหรียญสหรัฐ ในราคาเบื้องต้นระหว่าง 14-16 บาทต่อหุ้น
เพื่อใช้ลงทุนในโครงการปรับปรุงคุณภาพผลิตภัณฑ์ (Product Quality Improvement Project
หรือ PQI Project) ของบางจาก
ซึ่งโครงการดังกล่าวของบางจากจะทำการปรับปรุงหน่วยกลั่นด้วยการติดตั้ง Hydro Cracking
Unit เพื่อลดสัดส่วนการผลิตน้ำมันเตาและเพิ่มสัดส่วนน้ำมันเบนซินและดีเซล
นอกจากนี้ยังมีโครงการปรับปรุงหน่วยเพิ่มคุณภาพน้ำมัน (Reformer Unit & Gas Oil
Hydrotreating Unit) เพื่อให้น้ำมันที่ผลิตได้คุณภาพตามข้อกำหนดในอนาคต
ซึ่งคาดว่าการดำเนินการดังกล่าวจะแล้วเสร็จภายในปี 2550 โดย ปตท.
ตกลงจะเข้าจองซื้อหุ้นสามัญเพิ่มทุนและหุ้นกู้แปลงสภาพจาก บางจาก
ตามเงื่อนไขในสัญญาจองซื้อหุ้นสามัญและหุ้นกู้แปลงสภาพที่ ปตท. และ บางจาก
ตามที่ได้ตกลงและจะร่วมลงนามต่อไป อนึ่งที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้นของบางจาก ครั้งที่ 1 /2548
เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2548 ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท. เข้าซื้อหุ้นสามัญและหุ้นกู้แปลงสภาพของบางจาก
โดยไม่ต้องทำคำเสนอซื้อหลักทรัพย์ทั้งหมดของกิจการแล้ว

ภายหลังจากการเข้าลงทุนในบางจาก ปตท. จะมีสัดส่วนการถือครองหุ้นใน บางจาก
รวมหุ้นที่ถือผ่านบริษัท สยามดีอาร์ จำกัด ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 25 แต่ไม่เกินร้อยละ 30
ของหุ้นทั้งหมดที่จดทะเบียนและเรียกชำระ
(ในกรณีที่เงินลงทุนดังกล่าวทำให้สัดส่วนการถือครองหุ้นของ ปตท. ในบางจากฯ เกินกว่าร้อยละ
30 ปตท. ตกลงที่จะลงทุนบางส่วนในบางจาก เป็นหุ้นกู้แปลงสภาพ
เพื่อให้สัดส่วนการถือครองหุ้นไม่เกินร้อยละ 30) เพื่อให้ ปตท. และบางจาก
ร่วมเป็นพันธมิตรทางธุรกิจ (Strategic Partners) และ ปตท.
สามารถมีส่วนร่วมในการบริหารจัดการ บางจากฯ ต่อไปในอนาคต

3.4 ภาวะอุตสาหกรรม

ในช่วงปี 2544-2548 เศรษฐกิจไทยเริ่มฟื้นตัวขึ้นหลังเกิดภาวะวิกฤตเศรษฐกิจในปี 2540
มีอัตราการเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 5.1 ต่อปี
ส่งผลให้ความต้องการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขยายตัวสูงขึ้นในอัตราประมาณร้อยละ 5.8 ต่อปี
โดยมีปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 3.7 ต่อปี จากระดับ 560,456
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี 2544 เป็น 690,307 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี
2548 และมีปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 8.4 ต่อปี จากระดับ 430,562
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี 2544 เป็น 565,854 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี
2548 ซึ่งเป็นผลมาจากการเพิ่มขึ้นของโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิต
และการใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าและในภาค
อุตสากรรม
โดยมีอัตราส่วนการใช้น้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซธรรมชาติต่อปริมาณการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ในปี
2548 ร้อยละ 45.4 และ 37.2 ตามลำดับ

รายละเอียดของการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ของประเทศในช่วงปี 2544 - 2548 มีดังนี้

หน่วย : เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน

[TABLE]

ที่มา : สนพ. โดยใช้ข้อมูลตาม Web Site ของ สนพ. (www.eppo.go.th) เมื่อวันที่ 15
กุมภาพันธ์ 2549

3.4.1 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

3.4.1.1 โครงสร้างอุตสาหกรรมในปัจจุบัน

ณ สิ้นปี 2547 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย (ซึ่งรวมถึงร้อยละ 50
ของปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของโครงการเจดีเอ) มีจำนวนประมาณ 34.21
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ประกอบด้วยปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserve) ประมาณ 14.32
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ปริมาณสำรองที่น่าจะพบ (Probable Reserve) ประมาณ 11.27
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserve) ประมาณ 8.62
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ซึ่งหากคำนวณอัตราส่วนปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยต่อปริมาณการผลิตในปี 2547 ที่
0.79 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุตแล้ว ประเทศไทยจะมีก๊าซธรรมชาติใช้ได้อีกประมาณ 43 ปี และประมาณ
18 ปี เมื่อคำนวณจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติทั้งหมดของประเทศไทย
และปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว ตามลำดับ
สำหรับปริมาณสำรองน้ำมันดิบและคอนเดนเสททั้งหมดมีปริมาณรวมประมาณ 1,450.48 ล้านบาร์เรล
ประกอบด้วยปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserve) ประมาณ 556.29 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่น่าจะพบ (Probable Reserve) ประมาณ 462.04 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserve) ประมาณ 432.15 ล้านบาร์เรล
โดยมีปริมาณสำรองปิโตรเลียมเป็นดังนี้

+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองปิโตรเลียม | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ       | คอนเดนเสท      |
|                    | (พันล้านลูกบาศก์ฟุต) |              |                |
|                    |                 | (ล้านบาร์เรล)  | (ล้านบาร์เรล)    |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว | 14,319.67       | 230.50       | 325.79         |
|                    |                 |              |                |
| (Proved Reserves)  |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองที่น่าจะพบ  | 11,266.39       | 149.79       | 312.25         |
| (Probable          |                 |              |                |
| Reserves)          |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองที่อาจจะพบ | 8,626.17        | 187.49       | 244.66         |
| (Possible          |                 |              |                |
| Reserves)          |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+

  ที่มา : ชธ. โดยใช้ข้อมูลตาม Web Site ของ ชธ. (www.dmf.go.th) เมื่อวันที่ 15
  กุมภาพันธ์ 2549

การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีผู้ดำเนินการรายใหญ่ (Operator) 3 ราย ได้แก่
เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต ปตท.สผ. และเชฟรอน ออฟชอร์ โดยในปี 2548
มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศ 2,292 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ
5.9 น้ำมันดิบ 113,890 บาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 32.8 และคอนเดนเสท 72,226
บาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.6

ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมของประเทศไทยสำหรับช่วงปี 2544 - 2548 เป็นดังนี้

+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| ปี             | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ           | คอนเดนเสท      |
|               | (ล              |                  |                |
|               | ้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) | (บาร์เรลต่อวัน)     | (บาร์เรลต่อวัน)   |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2544          | 1,900           | 61,914           | 51,847         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2545          | 1,986           | 75,567           | 53,724         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2546          | 2,106           | 96,322           | 62,663         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2547          | 2,158           | 85,516           | 68,204         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2548          | 2,292           | 113,890          | 72,226         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+

  ที่มา : สนพ. โดยใช้ข้อมูลตาม Web Site ของ สนพ. (www.eppo.go.th) เมื่อวันที่ 15
  กุมภาพันธ์ 2549

ในส่วนของการลงทุนและการดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline)
รวมถึงการจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาตินั้น ปัจจุบัน
ปตท.เป็นผู้รับซื้อและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
เจ้าของและผู้บริหารและพัฒนาโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพียงรายเดียวในประเทศ

สำหรับระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline) นั้น
ปัจจุบันการลงทุนและการดำเนินการส่วนใหญ่ กระทำโดย ปตท. นอกเหนือจาก ปตท.แล้ว
มีเพียงบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. Tractebel
S.A. และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
ให้บริการระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติแก่ลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล

การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานที่กำกับดูแลในส่วนของกิจการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติ
ในขณะที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
เป็นหน่วยงานที่กำกับดูแลเกี่ยวกับค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติรวมทั้งอัตราค่าผ่านท่อ

3.4.1.2 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน และแนวโน้มในอนาคต

ปัจจุบัน การจัดหาก๊าซธรรมชาติมีทั้งจากแหล่งบนบกและในทะเล ภายในประเทศและต่างประเทศ
โดยในปี 2548 มีปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติรวม 3,149 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
สัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศ คิดเป็นร้อยละ 27 : 73 ทั้งนี้
ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้ทั้งหมดจะถูกใช้ภายในประเทศ
โดยมีสัดส่วนการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าร้อยละ 75
ลูกค้าภาคอุตสาหกรรมและขนส่งร้อยละ 9 และส่งเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติร้อยละ 16

ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องทุกปี
แม้แต่ในช่วงที่เกิดวิกฤติทางเศรษฐกิจ โดยมีปัจจัยหลักคือ ปริมาณการใช้กระแสไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น
และจากนโยบายของภาครัฐที่ส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทน น้ำมันเตา
ทำให้สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นมาตลอด
โดยปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (รวม กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก) ในปี 2548 คิดเป็นประมาณร้อยละ 63.1
ของปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมด

  ปริมาณการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงระหว่างปี 2544 - 2548

(หน่วย : ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง)

  ------------------------ ----------- ----------- --------- --------- ---------
                           ปี 2544      ปี 2545      ปี 2546    ปี 2547    ปี 2548

  1. พลังน้ำ                 6,206       7,399       7,240     5,922     5,689

  2. ก๊าซธรรมชาติ            62,748      69,721      76,027    81,074    85,037

  3. น้ำมันเตา               2,420       1,969       2,434     5,468     7,640

  4. น้ำมันดีเซล              248         151         75        233       177

  5. ถ่านหิน                 17,722      16,652      16,856    17,993    18,335

  6. กระแสไฟฟ้าที่นำเข้า       14,528      15,362      15,779    16,821    17,921
  และซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก                                               

  รวม                      103,872     111,254     118,411   127,511   134,798

  อัตราการเติบโต             5.5         7.1         6.4       7.7       5.7
  (ร้อยละ)                                                              
  ------------------------ ----------- ----------- --------- --------- ---------

ที่มา : สนพ. โดยใช้ข้อมูลตาม Web Site ของ สนพ. (www.eppo.go.th) เมื่อวันที่ 15
กุมภาพันธ์ 2549

สำหรับการประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตกระแสไฟฟ้าในอนาคตนั้น
ในระยะยาวคาดว่า
ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตามความต้องการใช้พลังงานไฟฟ้าที่สูงขึ้นตามการพยากรณ์ของคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
โดยผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรายใหม่จะเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติจะสามารถแข่งขันได้และเป็นที่ยอมรับด้านสิ่งแวดล้อมเมื่อเปรียบเทียบกับเชื้อเพลิงชนิดอื่น
รวมทั้งคาดว่าโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะเข้ามาทดแทนในส่วนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่จะปลดระวางในอนาคตจะยังคงใช้ก๊าซธรรมชาติต่อไป
โดยประมาณการการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามประเภทเชื้อเพลิง
และการใช้พลังงานในประเทศไทยและประมาณการ เป็นดังนี้

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

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

นอกจากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่คาดว่าจะยังคงขยายตัวต่อไปแล้ว
ภาครัฐยังมีนโยบายที่จะผลักดันการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่งมากขึ้น
เนื่องจากมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ
และช่วยลดผลกระทบต่อผู้บริโภคจากการที่น้ำมันเชื้อเพลิงมีราคาสูง
ประกอบกับความต้องการผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่มีแนวโน้มสูงขึ้น
ไม่ว่าจะเป็นความต้องการใช้ก๊าซหุงต้มภายในประเทศหรือความต้องการอีเทนเพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
ล้วนเป็นปัจจัยหลักที่เสริมสร้างให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต

3.4.1.3 การปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ 

การปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว มุ่งให้มีการแข่งขันอย่างเสรี
ก่อให้เกิดความเป็นธรรมและเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาพลังงานให้กับผู้บริโภค
โดยการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติออกจากกัน
และให้มีการเปิดให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access :
TPA) สำหรับระบบท่อในอนาคตและในระบบท่อเดิมของ ปตท.
หากมีความสามารถในการขนส่งเหลือเพื่อให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสามารถซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตได้โดยตรง
อย่างไรก็ตาม ปตท.
จะยังคงมีสิทธิในการซื้อหรือขายก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาที่มีอยู่ในปัจจุบันและสัญญาที่อยู่ระหว่างการเจรจาต่อรองจนกว่าจะหมดอายุสัญญา
ทั้งนี้ ผู้ค้า
ก๊าซธรรมชาติรายใหม่จะสามารถขายตรงให้กับลูกค้าโดยผ่านกลไกของการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม
โดยต้องพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่เพื่อรองรับความต้องการในการใช้ก๊าซธรรมชาติที่ไม่อยู่ภายใต้การคุ้มครองเท่านั้น
การให้ บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม
จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระที่จะจัดตั้งขึ้นในอนาคต

3.4.2 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจน้ำมัน

3.4.2.1 อุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน 

ในอดีตประเทศไทยต้องนำเข้าผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากต่างประเทศ
เนื่องจากมีปริมาณความต้องการใช้มากกว่ากำลังการผลิตภายในประเทศ ต่อมาเมื่อบริษัท
โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (“โรงกลั่นน้ำมันระยอง”) และบริษัท
สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (“โรงกลั่นสตาร์”) เริ่มเปิดดำเนินการในปี 2539
ทำให้อุตสาหกรรมน้ำมันสำเร็จรูป
ภายในประเทศมีอุปทานมากกว่าอุปสงค์ โดยในปัจจุบันประเทศไทยมีโรงกลั่นน้ำมันรวมทั้งสิ้น 7 แห่ง
มีกำลังการผลิต
รวมกันทั้งสิ้นประมาณ 1,012,000 บาร์เรลต่อวัน ในปี 2548
โรงกลั่นน้ำมันมีการผลิตจริงรวมกันจำนวน 755,290 บาร์เรลต่อวัน
เมื่อรวมกับการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากโรงแยกก๊าซฯ และโรงงานปิโตรเคมีจำนวน 73,489
บาร์เรลต่อวัน ทำให้มีการผลิตน้ำมันสำเร็จรูปของประเทศรวมทั้งสิ้นจำนวน 828,779
บาร์เรลต่อวัน ในขณะที่ความต้องการใช้น้ำมันในประเทศมีจำนวน 737,993 บาร์เรลต่อวัน
ทำให้ประเทศไทยมีอุปทานส่วนเกิน และมีการส่งออกไปจำหน่ายในตลาดต่างประเทศจำนวน
84,923 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งคาดว่าใน 2-3 ปีข้างหน้าประเทศไทยยังคงมีสภาวะอุปทานส่วนเกินอยู่

ใน ปี 2548 ประเทศไทยผลิตน้ำมันสำเร็จรูปจำนวน 49,093 ล้านลิตร
สามารถแยกเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปชนิดต่างๆ ได้ตามตารางดังนี้

หน่วย : ล้านลิตร

  ----------------------- ---------------- ---------------- ---------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์            ปี 2546           ปี 2547           ปี 2548

  น้ำมันเบนซิน               8,639            8,958            9,232

  น้ำมันดีเซล                18,734           20,308           19,661

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน      4,238            4,617            4,835

  น้ำมันเตา                 6,050            6,719            6,156

  น้ำมันก๊าด                 697              1,120            1,017

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว         6,180            6,601            7,193

  รวม                     44,538           48,323           48,093
  ----------------------- ---------------- ---------------- ---------------

ที่มา : สำนักการค้าและการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง 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)

เดิมโครงสร้างราคาน้ำมันเป็นไปตามกลไกตลาด ต่อมาต้นปี 2547 เกิดปัญหาราคาน้ำมันแพง
เนื่องจากภาวะสงครามคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานจึงมีมติ
ให้มีการชดเชยราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลแก่ผู้ผลิตและนำเข้าน้ำมัน ในวันที่ 10 มกราคม 2547
และได้มีประกาศให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเป็นไปตามกลไกตลาดอีกครั้งในปลายเดือนตุลาคม
2547 แต่ยังคงประกาศชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแบบมีการจัดการ (Manage Float)
และมีการปรับเพดานราคาขายปลีกมาเป็นระยะๆ
จนมีการประกาศยกเลิกชดเชยการชดเชยราคาในวันที่ 13 กรกฎาคม 2548 เป็นต้นไป

ตัวอย่างโครงสร้างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานคร ณ วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2549

(หน่วย : บาท/ลิตร)

+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
|                       | เบ        | คิดเป      | ดีเซ     | คิดเป็น    |
|                       | นซินออกเทน | ็นร้อยละของ | ลหมุนเร็ว | ร้อยละของ |
|                       | 95        |           |         |          |
|                       |           | ร         |         | รา       |
|                       |           | าคาขายปลีก |         | คาขายปลีก |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ราคา ณ โรงกลั่น ^(/1)   | 16.1064   | 61.85     | 16.6442 | 68.52    |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ภาษีสรรพสามิต ^(/2)     | 3.6850    | 14.15     | 1.8050  | 7.43     |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ภาษีเทศบาล ^(/2)       | 0.3685    | 1.42      | 0.1805  | 0.75     |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ก                     | 2.5000    | 9.60      | 2.5000  | 10.29    |
| องทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ^(/2) |           |           |         |          |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| กองทุนเพ               | 0.0400    | 0.16      | 0.0400  | 0.17     |
| ื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน |           |           |         |          |
| ^(/2)                 |           |           |         |          |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)      | 1.5890    | 6.10      | 1.4819  | 6.10     |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น    | 24.2889   | 93.28     | 22.6516 | 93.26    |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ค่าการตลาด             | 1.6365    | 6.28      | 1.5312  | 6.30     |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)      | 0.1146    | 0.44      | 0.1072  | 0.44     |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ราคาขายปลีก            | 26.04     | 100       | 24.29   | 100      |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+----------+

^(/1) โรงกลั่นกำหนดจากราคาตลาดโลก

^(/2) รัฐบาลกำหนด

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^(/)[4]

(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

การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดน้ำมันต่าง ๆ[5]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[6]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^(/)[7]

ปัจจุบันตลาดน้ำมันของไทยมีการแข่งขันสูงทั้งระดับค้าส่งและค้าปลีก โดยในตลาดค้าส่ง
กำลังการกลั่นภายในประเทศที่มีมากกว่าความต้องการ
ทำให้การกำหนดราคาของโรงกลั่นและผู้ค้าส่งต้องมีการให้ส่วนลดแก่ผู้ค้าน้ำมันในภาวะที่น้ำมันล้นตลาด
นอกจากนี้ การที่โรงกลั่นต้องแข่งขันกับการนำเข้าจากต่างประเทศ
ภาวะกำลังการกลั่นล้นตลาดของภูมิภาค
ก็มีผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของภูมิภาคเอเซียอยู่ในภาวะอ่อนตัวเมื่อเทียบกับราคาน้ำมันดิบ
ซึ่งประเทศไทยก็ได้รับผลกระทบดังกล่าวด้วย

ในตลาดค้าปลีก การแข่งขันอยู่ในระดับสูงเช่นเดียวกัน จากการเพิ่มขึ้นของจำนวนผู้ค้าน้ำมัน
จากเดิมช่วงก่อนการยกเลิกควบคุมราคามีเพียงผู้ค้ารายใหญ่ 4 ราย ได้เพิ่มขึ้นเป็นกว่า 30
รายในปัจจุบัน จำนวนสถานีบริการน้ำมันได้เพิ่มขึ้นจากระดับ 3,400 แห่ง เป็นกว่า 19,000
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

สำหรับอัตราภาษีสรรพสามิตปัจจุบันเป็นไปตามประกาศอัตราภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลังฉบับที่
57
มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 19 สิงหาคม 2544 สรุปได้ดังนี้

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

  1. น้ำมันเบนซินชนิดไร้สารตะกั่ว          -                  3.685

  2. น้ำมันก๊าด                        -                  3.055

  3. น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ปัจจุบัน)         -                  1.805

  4. น้ำมันดีเซลหมุนช้า (ปัจจุบัน)          -                  1.905

  5. น้ำมันเตา                        5.0                -

  6. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (บาท/ก.ก.)     -                  2.170
  --------------------------------- ------------------ ------------------

  ที่มา : กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง

สำหรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบัน
รัฐบาลกำหนดให้ผู้ผลิตหรือผู้นำเข้าผลิตภัณฑ์น้ำมันส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันตามอัตราที่กำหนดซึ่งขึ้นอยู่กับชนิดน้ำมัน
ยกเว้นก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะได้รับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมัน ทั้งนี้
เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดย ณ วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2549
เงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน สรุปได้ดังนี้

  ----------------------- -------------------------- ---------------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์            เงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน          อัตราชดเชย (บาท/ลิตร)
                          (บาท/ลิตร)                  

  1. น้ำมันเบนซิน 95         2.5000                     -

  2. น้ำมันเบนซิน 91         2.3000                     -

  3. น้ำมันแก๊สโซฮอล์         0.9400                     -

  4. น้ำมันก๊าด              0.1000                     -

  5. น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว       2.5000                     -

  6. น้ำมันดีเซลหมุนช้า        2.5000                     -

  7. น้ำมันเตา              0.0600                     -

  8. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว      -                          2.4234
  (บาท/กก.)                                          
  ----------------------- -------------------------- ---------------------

  ที่มา : สนพ.

3.4.2.3 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว

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

อย่างไรก็ตามในระหว่างนี้ รัฐบาลยังควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยควบคุมราคา ณ
โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า และราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น
แต่เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
จึงมีการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตั้งแต่วันที่
10 กุมภาพันธ์ 2546 โดยกำหนดให้เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน –16 เหรียญสหรัฐ/ตัน
โดยมีราคาประกันต่ำสุดที่ 185 เหรียญสหรัฐ/ตัน และมีราคาเพดานสูงสุดที่ 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน

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 16 กุมภาพันธ์ 2549)

  หน่วย : บาท/กิโลกรัม

+-----------------------------+-----------------+---------------------+
|                             | ราคาก๊าซหุงต้ม     | คิดเป                |
|                             |                 | ็นร้อยละของราคาขายปลีก |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ราคา ณ                      | 12.4933         | 74.30               |
| โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า      |                 |                     |
| ^(/1)                       |                 |                     |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ภาษีสรรพสามิต ^(/2)           | 2.1700          | 12.91               |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ภาษีเทศบาล ^(/2)             | 0.2170          | 1.29                |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ^(/2)      | (2.4234)        | (14.41)             |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)            | 0.8720          | 5.19                |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม      | 13.3289         | 79.27               |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ค่าการตลาด ^(/2)             | 3.2566          | 19.37               |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)            | 0.2280          | 1.36                |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ราคาขายปลีก                  | 16.81           | 100                 |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+

  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 เอทิลีน ไกลคอล
    และกรดเทเรฟทาลิกบริสุทธิ์ ฟีนอล และอะซีโตน เป็นต้น

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

3.4.3.2 สถานการณ์ปิโตรเคมีของประเทศไทย

สถานการณ์ปิโตรเคมีทั่วโลกยังอยู่ในช่วงวงจรขาขึ้น
เนื่องมาจากราคาพลังงานและความต้องการปิโตรเคมีที่เพิ่มสูงขึ้นทั่วโลก
จากแนวโน้มของราคาพลังงานที่ยังคงเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
ราคาปิโตรเคมีก็จะเพิ่มสูงขึ้นด้วยเช่นกัน โดยคาดว่าราคาเพิ่มขึ้นสูงสุดในช่วงปี 2549-2550

ความต้องการปิโตรเคมีขั้นต้นของประเทศไทยโดยรวมในปี 2548 เพิ่มขึ้นจากปี 2547 ประมาณ 4%
ยกเว้นในส่วนของโพรพิลีนที่มีความต้องการและการผลิตลดลงเล็กน้อย
เนื่องจากการหยุดซ่อมบำรุงของโรงงานผลิตโพรพิลีนและโพลีโพรพีลีน
ในส่วนของความต้องการเม็ดพลาสติก(โพลิเมอร์) ลดลง 4%
เนื่องจากสภาวะถดถอยของการจับจ่ายของผู้บริโภคในประเทศ แต่การส่งออกได้เพิ่มขึ้นถึง 13%
ทั้งนี้ปริมาณผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีของประเทศไทยโดยเฉพาะเม็ดพลาสติกยังคงอยู่ในสภาวะที่มีกำลังการผลิตมากกว่าความต้องการ
ในปี 2548 มีการส่งออกประมาณ 49% ของปริมาณการผลิต
โดยส่วนใหญ่ส่งออกไปยังประเทศจีนประมาณ 43% เวียตนาม 10% มาเลเซีย 5% และ
สหรัฐอเมริกา 4% ตามลำดับ โดยการส่งออกไปยังสหรัฐอเมริกาเพิ่มขึ้นจากปี 2547 ถึง 240%
เนื่องจากเหตุการณ์พายุเฮอริเคนในอ่าวแม็กซิโก

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต กา  |             |             |            |             |
| รนำเข้า การ |             |             |            |             |
| บริโภค และก |             |             |            |             |
| ารส่งออกเอท |             |             |            |             |
| ิลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2541       | 1,104.00    | 60.00       | 1,155.00   | 9.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 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      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต การ |             |             |            |             |
| นำเข้า การส |             |             |            |             |
| ่งออก และกา |             |             |            |             |
| รบริโภคโพรพ |             |             |            |             |
| ิลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2541       | 692.00      | 165.00      | 855.00     | 2.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 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       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

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      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

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      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

3.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

3.5.1 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

ตลอดระยะเวลาการดำเนินงานของโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมา ปตท.
ได้ตระหนักถึงผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ความปลอดภัย และอาชีวอนามัย
รวมทั้งสภาพชีวิตความเป็นอยู่ของประชาชนที่อาศัยอยู่ในบริเวณใกล้เคียง ดังนั้น ปตท.
จึงได้ติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่องและเคร่งครัด
โดยในช่วงก่อนการก่อสร้างจะจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental
Impact Assessment : EIA)
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เพื่อเสนอต่อ สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
ในรายงานดังกล่าวจะระบุมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
และมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ซึ่งจนถึงปัจจุบันนี้ ปตท. ยังคงติดตามตรวจวัด
บันทึกผล และจัดทำรายงานฯ เสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
รวมถึงหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมโรงงานอุตสาหกรรม เป็นต้น อย่างสม่ำเสมอ
โดยจากการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมของโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้ง 4 โรง
ตั้งแต่เปิดดำเนินการเป็นต้นมา ปรากฏว่าคุณภาพอากาศ คุณภาพเสียง คุณภาพน้ำ
และกากของเสียจากกระบวนการผลิต
ล้วนอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่าที่มาตรฐานกำหนดในกฎหมายที่เกี่ยวข้องทั้งสิ้น
สำหรับโครงการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ หน่วยที่ 5 ที่ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง
ซึ่งก่อสร้างแล้วเสร็จและเข้าสู่ระยะดำเนินการ
ได้จัดทำรายงานการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมและการปฏิบัติตามมาตรการลดผลกระทบและระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม
ความปลอดภัย และอาชีวอนามัยในระยะการก่อสร้าง
เสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ในเดือนพฤษภาคม 2548 แล้ว
พร้อมทั้งโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยองได้เข้ามาดำเนินการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมในระยะดำเนินการเป็นที่เรียบร้อยแล้ว
นอกจากนี้
ยังมีโครงการที่อยู่ในระหว่างการศึกษาและจัดเตรียมรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
ได้แก่ โครงการโรงแยกก๊าซอีเทน

นอกจากการปฏิบัติตามกฎหมายข้างต้นแล้ว ปตท. ยังได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก. 18001 เข้ามาใช้ โดยปัจจุบัน
โรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้ง 4 หน่วยได้รับการรับรองระบบ ISO 14001 และระบบ มอก. 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 โดยมีการศึกษาวิจัยถึงผลกระทบต่อสัตว์ป่าและสภาพป่าไม้
ติดตามตรวจวัดผลกระทบสิ่งแวดล้อมระหว่างการก่อสร้าง
และดำเนินการปรับสภาพพื้นที่ให้เข้าสู่สภาพเดิมเมื่อการฝังกลบท่อแล้วเสร็จ
ซึ่งทุกโครงการนับแต่การก่อสร้างท่อส่งก๊าซสายประธานเส้นแรกที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย
และโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติอื่น ๆ ก็มีแนวทางปฏิบัติในทิศทางเดียวกัน

สำหรับท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากสหภาพเมียนมาร์มายังชายแดนไทย-ที่บ้านอีต่อง
และต่อมายังโรงไฟฟ้าราชบุรีจังหวัดราชบุรี ที่เริ่มก่อสร้างในปี 2540 นั้น ปตท.
ได้จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
เพื่อเสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ
พ.ศ. 2535 เช่นเดียวกับการดำเนินการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งจากการติดตามตรวจวัดกระทบต่อสิ่งแวดล้อมตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ล้วนปรากฏว่า
เป็นไปตามมาตรการลดและติดตามผลกระทบที่ได้เสนอไว้ในรายงานฯ

ในปี 2547 โครงการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซฯ ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3
และโครงการเกี่ยวเนื่อง ได้มีการศึกษาและจัดทำรายงาน EIA
รวมทั้งมีการนำมาตรการลดผลกระทบและการดำเนินการระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมไปสู่การปฏิบัติทั้งในระยะก่อสร้างและระยะดำเนินการแล้วเสร็จทุกโครงการ
สำหรับโครงการที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างที่จะต้องดำเนินการตามมาตรการลดผลกระทบและการวางระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม
ความปลอดภัย และอาชีวอนามัย ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 3 ในทะเลและบนบก
(ฝั่งตะวันออก) โครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันหน่วยที่ 3
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทรน้อย-พระนครใต้ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย-แก่งคอย
และโครงการท่อส่งก๊าซ NGV สุวรรณภูมิ-พญาไท นอกจากนี้
ยังมีโครงการที่อยู่ในระหว่างการศึกษาและจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
เพื่อเสนอต่อสำนักงานนโยบายทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ได้แก่
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติศูนย์ราชการแจ้งวัฒนะและศูนย์พลังงานแห่งชาติ (ปทุมธานี-พญาไท)
และโครงการท่อส่งก๊าซฯ ย่อยเข้าโรงงานอุตสาหกรรมต่าง ๆ

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

3.5.3 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการท่าเทียบเรือของคลังปิโตรเลียม

ในการก่อสร้างท่าเทียบเรือของ ปตท. เพื่อขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
ได้มีการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact
Assessment) ซึ่งระบุมาตรการป้องกัน และแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
ตลอดจนได้ดำเนินการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อคุณภาพสิ่งแวดล้อม (Monitoring)
ตามที่กฎหมายกำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม อย่างต่อเนื่อง ซึ่งจากการติดตามตรวจสอบดังกล่าว
ปรากฏผลอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐาน อีกทั้งหน่วยงานของ ปตท.
ที่มีท่าเทียบเรือขนส่งผลิตภัณฑ์ทุกคลังยังได้รับการรับรองระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.) เรียบร้อยแล้วเช่นเดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

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

[2] ^(/ 2) 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 และในระยะที่ 3
ถ้าผู้ขายมีปริมาณก๊าซรองรับปตท.และเปโตรนาสจะรับก๊าซเพิ่มขึ้นอีกไม่เกิน 400
ล้านลูกบากศ์ฟุตต่อวัน

^(/3) ปัจจุบันยังไม่ได้ดำเนินการผลิต ทั้งนี้คาดว่าแหล่งอาทิตย์จะเริ่มผลิตก๊าซฯ
เข้าสู่ระบบได้ประมาณปี 2550

^(4/) ปัจจุบันยังไม่ได้ดำเนินการผลิต ทั้งนี้คาดว่าแหล่งเจดีเอ B-17&C-19 and
B-17-01จะเริ่มผลิตก๊าซฯ เข้าสู่ระบบได้ประมาณปี 2551

^(5/) ปัจจุบันยังไม่ได้ดำเนินการผลิต ทั้งนี้คาดว่าแหล่งภูฮ่อม จะเริ่มผลิตก๊าซฯ
เข้าสู่ระบบได้ประมาณปี 2549

[3] ^(/)

[4] ¹

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

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

[7] ¹