3. การประกอบธุรกิจของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย

3.1 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

ปตท.สผ. และบริษัทย่อยดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท) โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 ปตท.สผ.
ดำเนินโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำนวน 29 โครงการ[1] และ 40 โครงการลงทุน
ดังที่กล่าวมาแล้ว โดยคำนิยามของผลิตภัณฑ์เป็น ดังนี้

3.1.1 ปิโตรเลียม

ปิโตรเลียม (Petroleum) หมายถึง น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเหลว
หรือคอนเดนเสท สารพลอยได้และสารประกอบไฮโดรคาร์บอนอื่น ๆ
ที่เกิดขึ้นโดยธรรมชาติและอยู่ในสภาพอิสระ

น้ำมันดิบ (Crude Oil) หมายถึง น้ำมันแร่ดิบและบิทูเมน (Bitumen) ทุกชนิดในสภาพเหลว
ตามธรรมชาติ ซึ่งได้จากบ่อหรือหลุมน้ำมัน ซึ่งรวมทั้งอาจได้ผ่านเครื่องแยกก๊าซออกแล้ว
แต่ยังมิได้ทำการกลั่นหรือทำให้บริสุทธิ์

ก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas) หมายถึง ไฮโดรคาร์บอนที่อยู่ในสถานะก๊าซหรือไอ ณ อุณหภูมิ
และความดันปกติโดยปกติมีมีเทน (Methane) เป็นองค์ประกอบส่วนใหญ่

คอนเดนเสท (Condensate) หมายถึง ไฮโดรคาร์บอนซึ่งควบแน่นอยู่ในก๊าซธรรมชาติ
เมื่อแยกตัวออกมามีสภาพเป็นของเหลว มีลักษณะสีใส และมีค่าความถ่วงจำเพาะต่ำ (API สูง)

ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม (LPG) หมายถึง
ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ได้จากขบวนการกลั่นน้ำมันดิบ หรือขบวนการแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบไปด้วย
บิวเทน (Butane) และโพรเพน (Propane)
เป็นส่วนใหญ่

คุณลักษณะปิโตรเลียมในรูปของน้ำมันดิบและคอนเดนเสท ถือเป็นของเหลวและมีหน่วยวัดเป็นบาร์เรล
ขณะที่ปิโตรเลียมที่อยู่ในสถานะก๊าซ ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติจะมีหน่วยเป็นลูกบาศก์ฟุต
ซึ่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมทุกประเภทอาจถูกแปลงโดยการเทียบค่าความร้อน
มีหน่วยเป็นบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือ Barrel of Oil Equivalent (BOE)
ซึ่งก๊าซธรรมชาติ 1 ลูกบาศก์ฟุต มีความร้อน 1,000 บีทียู โดยประมาณในขณะที่น้ำมันดิบ 1
บาร์เรล จะมีค่าความร้อนถึงประมาณ 6,000,000 บีทียู

2.  ท่อขนส่งก๊าซ

PTTEPO ประกอบธุรกิจหลักในการลงทุนในบริษัทอื่น ได้แก่ การร่วมลงทุนใน MGTC สัดส่วนร้อยละ
25.5 และใน TPC ร้อยละ 19.31784
เพื่อดำเนินธุรกิจในการขนส่งก๊าซทางท่อจากโครงการยาดานาและโครงการเยตากุนในประเทศพม่ามายังชายแดนไทย

3.  ไฟฟ้า

ในปี 2543 ที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้นครั้งที่ 1/2543 เมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2543 ได้อนุมัติให้
ปตท.สผ. โดย ปตท.สผ.อ. เข้าลงทุนในธุรกิจผลิตไฟฟ้าของ บริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด
ในสัดส่วนร้อยละ 26 โดยมีการโอนหุ้นและชำระเงินประมาณ 1,450 ล้านบาทเมื่อวันที่ 30
สิงหาคม 2543

ต่อมาในปี 2548 ที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้นครั้งที่ 1/2548 เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2548
ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท.สผ. โดย ปตท.สผ.อ. ขายหุ้นสามัญทั้งหมดร้อยละ 26 ที่ถือในบริษัท
ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด ให้แก่ ปตท. ในราคา 2,300 ล้านบาท หรือราคาประมาณ 31.48
บาทต่อหุ้น เพื่อมุ่งเน้นในธุรกิจหลักของบริษัทคือ การสำรวจและผลิตปิโตรเลียม โดยมีบริษัท
ไพร้ซวอเตอร์เฮ้าส์คูเปอร์ส เอฟเอเอส จำกัด เป็นที่ปรึกษาทางการเงินอิสระซึ่งมีความเห็นว่า
รายการดังกล่าวมีความเป็นธรรมต่อผู้ถือหุ้นของ ปตท.สผ. และรายการดังกล่าวมีความสมเหตุสมผล
ทั้งนี้ การรับชำระเงินและการโอนหุ้นได้เสร็จสิ้นเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2548

ด้วยกลยุทธ์ที่มุ่งเน้นในธุรกิจหลักด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
บริษัทจะไม่มุ่งลงทุนในธุรกิจไฟฟ้า
แต่ในอนาคตบริษัทอาจมีความเป็นไปได้ที่จะพิจารณาลงทุนธุรกิจไฟฟ้าในต่างประเทศ
ถ้าหากการลงทุนนั้นเป็นมีความต่อเนื่องและส่งเสริมธุรกิจหลักของบริษัท เช่น
อาจลงทุนโรงไฟฟ้าในต่างประเทศเพื่อสร้างตลาดก๊าซธรรมชาติให้แก่แหล่งก๊าซที่ ปตท.สผ.
มีการลงทุนอยู่แล้วในประเทศนั้นๆ

3.2 ปัจจัยที่มีผลกระทบต่อโอกาสหรือข้อจำกัดในการประกอบธุรกิจ

ปตท.สผ. ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ
โดยในการลงทุนต่างประเทศนั้น ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานตามกฎหมายของประเทศนั้น ๆ ซึ่งอาจเป็นรูปของ
Production Sharing Agreement/Contract หรือ Services Agreement
สำหรับภายในประเทศปตท.สผ. จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่าง ๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปของค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และสิทธิพิเศษอื่น ๆ
ทั้งนี้ ประเด็นสำคัญในการประกอบธุรกิจปิโตรเลียม ได้แก่

3.2.1 การกำหนดพื้นที่สัมปทาน

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน
ในฐานะหน่วยงานที่รับผิดชอบตามกฎหมายปิโตรเลียมจะเป็นผู้กำหนดพื้นที่สัมปทาน
โดยแบ่งพื้นที่ออกเป็นแปลง (Block) และเชิญชวนให้บริษัทน้ำมันต่าง ๆ เข้ามายื่นขอสัมปทาน
สำหรับขั้นตอนการอนุมัติสัมปทานนั้น คณะกรรมการปิโตรเลียมเป็นผู้พิจารณาคำขอสัมปทาน
โดยมีคณะอนุกรรมการเป็นผู้กลั่นกรองข้อมูลตามคำขอในเบื้องต้น
และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
โดยได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเป็นผู้มีอำนาจให้สัมปทานและลงนามในสัมปทาน ทั้งนี้
หลักเกณฑ์ในการอนุมัติสัมปทานแต่ละแปลงนั้น
รัฐจะพิจารณาถึงคุณสมบัติของผู้ยื่นคำขอแต่ละรายว่ามีการนำเงินทุนเข้ามาใช้ในการสำรวจปิโตรเลียมอย่างเหมาะสม
การถ่ายทอดความรู้และเทคโนโลยี การว่าจ้างแรงงานในประเทศ
รวมทั้งพิจารณาถึงผลประโยชน์สูงสุดที่รัฐพึงได้ เป็นต้น

3.2.2 ลักษณะของผู้ประกอบการ

สัมปทานปิโตรเลียมหนึ่ง ๆ อาจออกให้แก่ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire)
รายเดียวหรือผู้รับสัมปทานร่วม (Co-Concessionaire) ตั้งแต่ 2 รายขึ้นไปได้
เนื่องจากลักษณะธุรกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมค่อนข้างจะมีความเสี่ยงสูงในระดับหนึ่ง ดังนั้น
ผู้รับสัมปทานจึงมักจะหาบริษัทอื่นเข้ามารับสัมปทานร่วม หรือเข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียม
(Co-Venturer) เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยง
ในการลงทุน
โดยผู้เข้าร่วมทุนในโครงการภายหลังนี้อาจจะต้องชำระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นก่อนการเข้าร่วมโครงการให้แก่ผู้รับสัมปทานหรือผู้ร่วมทุนเดิม
ในการร่วมทุนข้างต้นจะมีบริษัทหนึ่งเป็นผู้ดำเนินการ (Operator)
เพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตแทนผู้ร่วมทุนอื่น
ภายใต้การควบคุมของคณะกรรมการจัดการ(Management Committee)
ซึ่งประกอบด้วยตัวแทนจากผู้ร่วมทุนแต่ละราย ทั้งนี้
ผู้ดำเนินการจะเป็นผู้กำหนดแผนการเงินที่จะเรียกเก็บ (Cash Call)
จากผู้ร่วมทุนทุกรายเพื่อนำมาใช้จ่ายในโครงการ
ผู้ร่วมทุนจะมีส่วนในการตัดสินใจทางเทคนิคและในทางการเงิน
โดยผ่านตัวแทนของตนในคณะกรรมการจัดการ โดยทั่วไปบริษัทน้ำมันหนึ่ง ๆ
จะมีบทบาทเป็นผู้ดำเนินการ หรือไม่ในแต่ละโครงการย่อมขึ้นอยู่กับเงื่อนไขการลงทุน ความพร้อม
และ
กลยุทธ์การดำเนินธุรกิจของบริษัทในโครงการนั้นๆ

3.2.3 ลักษณะการดำเนินงานและการตัดสินใจลงทุน

โดยทั่วไปแล้วก่อนที่บริษัทน้ำมันจะตัดสินใจเข้าลงทุนในการสำรวจปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศนั้น
จะต้องพิจารณาถึงโอกาสที่การสำรวจจะประสบผลสำเร็จ ปัจจัยความเสี่ยงต่าง ๆ
ในการลงทุนอย่างรอบคอบ โดยจะต้องมีการศึกษาข้อมูล
เพื่อวิเคราะห์ศักยภาพของพื้นที่ว่าจะมีปิโตรเลียมสูงเพียงใด และมีสมรรถนะในเชิงพาณิชย์หรือไม่
ตลอดจนสถิติของอัตราส่วนความสำเร็จ (Success Ratio)
ของการเจาะหลุมสำรวจในพื้นที่ใกล้เคียงด้วย ตลอดจนถึงปัจจัยความเสี่ยงต่างๆ
ของประเทศที่เราเข้าไปลงทุนด้วย ทั้งนี้
เมื่อเห็นว่าคุ้มค่าต่อการลงทุนในระยะการสำรวจแล้วจึงจะยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม
หรือเข้าร่วมทุนในสัมปทานปิโตรเลียมที่มีการขอไว้แล้ว

เมื่อบริษัทน้ำมันได้รับอนุมัติพื้นที่สัมปทานให้เข้าไปดำเนินการสำรวจแหล่งปิโตรเลียม
และเริ่มงานสำรวจ ซึ่งโดยปกติจะใช้เวลาในการสำรวจขั้นต้นประมาณ 2 – 3 ปี
จนเมื่อพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมก็จะเปรียบเทียบมูลค่าเงินลงทุนที่ต้องใช้ในช่วงการพัฒนาแหล่งผลิต
กับมูลค่าการขายปิโตรเลียมตามปริมาณสำรองในส่วนที่คาดว่าจะผลิตขึ้นมาได้
หากพบว่าเป็นการลงทุนพัฒนาที่คุ้มค่าก็จะถือว่าแหล่งปิโตรเลียมนั้นมีศักยภาพในเชิงพาณิชย์
โดยผู้ดำเนินการจะต้องยื่นขออนุมัติให้แหล่งปิโตรเลียมนั้นเป็นพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมและเริ่มทำการผลิตในแหล่งนั้นไปก่อน
ทั้งนี้ ผู้ดำเนินการยังคงสามารถทำการสำรวจพื้นที่
ที่เหลือต่อไปได้ หากยังอยู่ในระยะเวลาสำรวจตามที่กำหนดในสัมปทาน
ในช่วงของการขออนุมัติพื้นที่ผลิตนี้ ผู้ดำเนินการจะต้องสร้างความมั่นใจในการลงทุน
เนื่องจากการลงทุนเพื่อพัฒนาการผลิตดังกล่าวจะมีมูลค่าสูงมาก ดังนั้น
จึงต้องติดต่อจัดหาผู้ซื้อปิโตรเลียมไว้ล่วงหน้า และจัดทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมระยะยาว (Sales
Agreement) ในปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับซื้อปิโตรเลียมรายใหญ่ที่สุดในประเทศ สำหรับสาระสำคัญ
โดยปกติในสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมจะประกอบด้วย วิธีการกำหนดราคาซื้อขาย
และกำหนดปริมาณปิโตรเลียมที่จะส่งมอบ ทั้งนี้
เมื่อถึงกำหนดเริ่มการผลิตผู้ซื้อจะต้องรับผิดชอบต่อผลผลิตปิโตรเลียมทันทีเมื่อมีการผลิต
โดยในการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในประเทศจะส่งมอบกันที่ปากหลุมผลิต
ส่วนการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในต่างประเทศจะทำการซื้อขายที่เขตชายแดนประเทศไทย
ปตท. จึงต้องเป็นผู้จัดวางท่อส่งก๊าซที่สามารถรองรับได้ตามปริมาณผลิตที่ระบุไว้ตามสัญญา
สำหรับการซื้อขายน้ำมันดิบจะส่งมอบกันที่โรงกลั่นน้ำมันตามที่ระบุไว้
ส่วนการซื้อขายคอนเดนเสทจะทำการส่งมอบที่ Floating Storage Unit (FSU)
ใกล้บริเวณหลุมผลิต

3.2.4 ลักษณะของกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจ

ปัจจุบันการประกอบธุรกิจปิโตรเลียมในประเทศไทยอยู่ภายใต้ 2 กฎหมายหลัก ได้แก่
พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
(รวมทั้งฉบับที่แก้ไขเพิ่มเติม) ซึ่งสรุปประเด็นสำคัญของกฎหมายดังกล่าวได้ ดังนี้

1.  ผู้ขอสัมปทานต้องเป็นบริษัทจำกัด หรือนิติบุคคลที่มีสภาพเช่นเดียวกับบริษัทจำกัด
    ซึ่งจัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย หรือกฎหมายต่างประเทศ อย่างไรก็ตาม
    ผู้ได้รับสัมปทานจะต้องเป็นบริษัทจำกัดที่จัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย

2.  ผู้รับสัมปทาน ผู้รับสัมปทานร่วม และผู้เข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียม
    จะต้องชำระค่าภาคหลวง ซึ่งโดยปกติชำระเป็นตัวเงิน
    แต่รัฐมนตรีมีอำนาจสั่งให้ชำระเป็นปิโตรเลียมได้
    ซึ่งต้องแจ้งล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 6 เดือน ค่าภาคหลวงนี้สามารถนำมาเครดิตภาษีเงินได้
    (Thailand I) หรือ
    ตัดเป็นค่าใช้จ่ายได้ (Thailand III)

3.  อัตราภาษีเงินได้ปิโตรเลียมเก็บในอัตราไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 แต่ไม่เกิน
    ร้อยละ 60 ของกำไรสุทธิที่ได้จากกิจการปิโตรเลียม

4.  ดอกเบี้ยจ่าย ไม่สามารถนำมาคำนวณเป็นรายจ่ายทางภาษีได้

5.  ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire) แต่ละรายมีสิทธิได้รับสัมปทานไม่เกิน 4 แปลง
    เว้นแต่กรณีที่รัฐมนตรีเห็นสมควรอาจจะอนุญาตให้ผู้ขอสัมปทานได้รับสัมปทานเพิ่มขึ้นอีกหนึ่งแปลงสำรวจ

  Thailand I สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม[2] ตั้งแต่ปี 2514 –
  2532 และสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกที่ออกก่อนปี 2525

  Thailand II[3] สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกทั้งหมด ที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม²
  ตั้งแต่ปี 2525 – 2532

  Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม² ตั้งแต่ปี 2533

รายละเอียดเงื่อนไขของ Thailand I, II และ III

+------------+------------------+------------------+------------------+
| เ          | THAILAND I       | THAILAND II      | THAILAND III     |
| งื่อนไขที่สำคัญ |                  |                  |                  |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| อัตร        | ร้อยละ 12.5       | ร้อยละ 12.5       | อัตราก้าวห         |
| าค่าภาคหลวง | ของรายได้จาก      | ของรายได้จาก      | น้าแบบขั้นบันไดร้อยละ |
|            | การขายห          | ก                | 5 – 15 และถือเป็น  |
|            | รือจำหน่ายปิโตรเลียม | ารขายหรือจำหน่ายปิโ | ค่าใช้จ่ายที่พึงห      |
|            | ซึ่งจะสามารถ       | ตรเลียมซึ่งจะสามารถ | ักได้ในการคำนวณภาษี |
|            | นำมาเครดิตหักภาษีได้ | นำมาเครดิตหักภาษีได้ |                  |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| ภาษีเงิน     | ในปัจจุบันร้อยละ 50  | ในปัจจุบันร้อยละ 50  | ในปัจจุบันร้อยละ 50  |
| ได้ปิโตรเลียม | ของกำไรสุทธิ       | ของกำไรสุทธิ       | ของกำไรสุทธิ       |
|            | จากการประ        | จากการประ        | จากการประ        |
|            | กอบกิจการปิโตรเลียม | กอบกิจการปิโตรเลียม | กอบกิจการปิโตรเลียม |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| ผลประโยชน์  | -                | ผลประโยช         | ผลประโ           |
|            |                  | น์รายปีและโบนัสรายปี | ยชน์ตอบแทนพิเศษโดย |
| ตอบแทนพิเศษ |                  |                  | ถือเป็นค่าใช้จ่ายที่พึงห |
|            |                  |                  | ักได้ในการคำนวณภาษี |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| ระย        | 8 ปี              | 8 ปี              | 6 ปี              |
| ะเวลาสำรวจ | และขอต่ออายุได้อีก 4 | และขอต่ออายุได้อีก 4 | และขอต่ออายุได้อีก 3 |
|            | ปี                | ปี                | ปี                |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| ร          | ไม่เกิน 30         | ไม่เกิน 30         | ไม่เกิน 20         |
| ะยะเวลาผลิต | ปีนับจากว          | ปีนับจากว          | ปีนับจาก           |
|            | ันสิ้นระยะเวลาสำรวจ | ันสิ้นระยะเวลาสำรวจ | วันสิ้ระยะเวลาสำรวจ |
|            | และ              | และ              | และ              |
|            | ขอต่ออายุได้อีกไม่เกิน | ขอต่ออายุได้อีกไม่เกิน | ขอต่ออายุได้อีกไม่เกิน |
|            | 10 ปี             | 10 ปี             | 10 ปี             |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| พื้นที่สัมปทาน  | ไม่เกิน 10,000     | ไม่เกิน 10,000     | ไม่เกิน 4,000      |
|            | ตร.กม.           | ตร.กม.           | ตร.กม.           |
|            | ต่อแปลงสำรวจ      | ต่อแปลงสำรวจ      | ต่อแปลงสำรวจ      |
|            | โดยจำ            | โดยจำ            | โดยจำนวนแปลง     |
|            | นวนแปลงสูงสุดไม่เกิน | นวนแปลงสูงสุดไม่เกิน | สูงสุดไม่เกิน 5      |
|            | 5 แปลงสำรวจ      | 5 แปลงสำรวจ      | แปลงสำรวจ        |
+------------+------------------+------------------+------------------+

3.3 การตลาด

ในปี 2548 ปตท.สผ. และบริษัทย่อย มีรายได้จากผลิตภัณฑ์ คือ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท รวมมูลค่าทั้งสิ้น 66,357 ล้านบาทโดยสามารถสรุปปริมาณการผลิต
ราคา และรายได้จากการขาย ดังนี้

  ------------------------- ------------------ --------------------------
  ผลิตภัณฑ์                    ปริมาณ              มูลค่า (ล้านบาท)

  น้ำมันดิบ (ล้านบาร์เรล)        9.64               19,943

  ก๊าซธรรมชาติ (ล้านลูกบาศก์ฟุต)  245,248            32,277

  ก๊าซแอลพีจี (เมตริกตัน)        99,659             1,159

  คอนเดนเสท (ล้านบาร์เรล)     6.30               12,978
  ------------------------- ------------------ --------------------------

1.  นโยบายทางการตลาด และลักษณะการตลาดของผลิตภัณฑ์

ธุรกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย เป็นการได้รับสัมปทานจากรัฐ
เพื่อทำการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ก๊าซธรรมชาติ น้ำมัน และคอนเดนเสท) ทั้งนี้ ผลิตภัณฑ์ของ
ปตท.สผ. ที่ผลิตได้จะขายให้กับลูกค้ารายใหญ่ คือ ปตท.
ซึ่งจะนำไปขายต่อให้กับธุรกิจการผลิตไฟฟ้า ปิโตรเคมี กลุ่มอุตสาหกรรม
และใช้ในครัวเรือนในรูปของก๊าซหุงต้มต่อไป

ส่วนการดำเนินธุรกิจในต่างประเทศนั้น จะอยู่ในรูปของสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production
Sharing Contract) กับรัฐบาลของประเทศนั้นๆ
ปตท.สผ.มีนโยบายที่จะขายผลิตภัณฑ์ตามสัดส่วนการลงทุน (Equity Petroleum) ให้กับ ปตท.
เพื่อนำมาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย เช่น ก๊าซธรรมชาติจากประเทศพม่า
และคอนเดนเสทจากประเทศโอมาน เป็นต้น

(1) ก๊าซธรรมชาติ

สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติทุกฉบับเป็นสัญญา Take or Pay ระยะยาว (20-30 ปี)
เพื่อเป็นการประกันรายได้ที่แน่นอนให้แก่ผู้ผลิต ขณะเดียวกันเป็นการสร้างความมั่นใจให้แก่ผู้ซื้อว่า
จะมีก๊าซธรรมชาติตามปริมาณที่ได้ตกลงไว้ตลอดระยะเวลาของสัญญา
ซึ่งสัญญาจะมีการกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำเป็นรายปี
และกำหนดสูตรการคำนวณราคาซื้อขายที่แน่นอนตลอดอายุสัญญา
โดยราคาขายจะปรับตามค่าดัชนีทางเศรษฐกิจ
และราคาน้ำมันอ้างอิงเพื่อให้สามารถแข่งขันได้กับเชื้อเพลิงชนิดอื่น ๆ
โดยผู้ผลิตจะผลิตก๊าซตามปริมาณที่ได้ตกลงไว้ในสัญญา และผู้ซื้อจะต้องรับซื้อก๊าซในปริมาณที่ตกลงนั้น

ในปี 2548 ปตท.สผ. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซ หรือได้มีข้อตกลง ดังนี้

-   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.
    โดยคาดว่าจะเริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติได้ในอัตรา 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในกลางปี 2551
    โดยได้กำหนดราคาขายก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในระดับราคาที่ใกล้เคียงกับราคาขายก๊าซจากแหล่งสำคัญๆในอ่าวไทย
    ทั้งนี้ หากมีการค้นพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมเพิ่มขึ้นในภายหลัง
    กลุ่มผู้ขายจะสามารถเพิ่มอัตราการผลิตได้ถึง 470 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   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.
    และจะเริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติที่อัตรา 79 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในไตรมาส 4 ปี 2549
    โดยที่ราคาขายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยจะใกล้เคียงกับราคาก๊าซของโครงการ E5 ซึ่ง ปตท.สผ.
    เป็นผู้ร่วมทุนอยู่ในสัดส่วนร้อยละ 20 การผลิตก๊าซธรรมชาติจากโครงการภูฮ่อมนี้
    ถือเป็นความสำเร็จในการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบกในภาคตะวันออกเฉียงเหนือของประเทศไทยที่สำคัญ                                     

-   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

-   ด้วยก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า ปตท.สผ.
    จึงได้ให้การสนับสนุนนโยบายของรัฐในการพยุงอัตราค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (ค่าเอฟที)
    เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนและกลุ่มอุตสาหกรรมต่างๆ
    โดยได้นำส่วนลดราคาก๊าซที่กำหนดไว้ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซปัจจุบัน
    ซึ่งจะมีผลประมาณกลางปี 2549 มาจ่ายให้กับผู้ซื้อ (ปตท.) เป็นการล่วงหน้า
    ในวงเงินมูลค่าปัจจุบัน 1,500 ล้านบาท ซึ่ง ปตท.สผ. จะได้รับเงินที่จ่ายล่วงหน้าดังกล่าวคืน
    จนครบจำนวนมูลค่าสุทธิปัจจุบัน โดยที่
    การดำเนินการดังกล่าวไม่มีผลกระทบต่อมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (Net Present Value)
    ของโครงการแต่อย่างใด

-   ในส่วนของโครงการต่างประเทศนั้น เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2548 PTTEP OM
    ซึ่งเป็นผู้ดำเนินการและถือสัดส่วนทั้งหมด ในโครงการโอมาน 44 ที่ประเทศโอมาน
    ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซชามส์ (Shams) ของโครงการโอมาน
    44 กับ รัฐบาลของรัฐสุลต่านโอมาน โดย PTTEP OM
    มีแผนจะเริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติในไตรมาส 1 ปี 2549 ที่อัตราการผลิตวันละ 50
    ล้านลูกบาศก์ฟุต และคอนเดนเสท ที่อัตราวันละ 3,000 บาร์เรล
    ทั้งนี้ถือเป็นความสำเร็จที่สำคัญอีกขั้นหนึ่งของ ปตท.สผ.
    ที่จะสามารถขายก๊าซธรรมชาติให้แก่ประเทศในตะวันออกกลางได้เป็นครั้งแรก นอกจากนี้
    ปตท.สผ. มีแผนจะขายคอนเดนเสทที่ผลิตได้ให้กับ ปตท.
    เพื่อลดภาระบางส่วนของประเทศไทยในการนำเข้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศด้วย

(2) น้ำมันดิบและคอนเดนเสท

การซื้อขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจะอิงราคาขายกับราคาน้ำมันที่มีการซื้อขายในตลาดโลกซึ่งมีคุณสมบัติใกล้เคียงกับน้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่บริษัทผลิตได้
เพื่อให้สามารถสะท้อนมูลค่าของผลิตภัณฑ์ได้ใกล้เคียงกับราคาตลาด ปัจจุบันโครงการส่วนใหญ่ของ
ปตท.สผ. ต่างมีสัญญาซื้อขายระยะยาวเรียบร้อยแล้ว

-   ในเดือนมิถุนายน 2548 ปตท.สผ.ส.
    ซึ่งเป็นผู้ดำเนินการและถือสัดส่วนทั้งหมดในโครงการนางนวล (แปลง B6/27) ในอ่าวไทย
    นอกชายฝั่งจังหวัดชุมพร
    ได้เริ่มดำเนินการผลิตน้ำมันดิบจากโครงการนางนวลที่อัตราการผลิตเฉลี่ยวันละ 3,100
    บาร์เรล จากหลุมผลิตจำนวน 1 หลุม   ทั้งนี้ ปตท.สผ.ส.
    ได้ขายน้ำมันดิบที่ผลิตได้ทั้งหมดให้กับลูกค้าในประเทศ ในลักษณะ Spot Sales
    ซึ่งการผลิตน้ำมันดิบจากโครงการนางนวลนี้
    ได้ช่วยตอบสนองความต้องการด้านพลังงานของประเทศที่เพิ่มขึ้น
    และลดการพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ
    ซึ่งทำให้ประเทศไทยสามารถประหยัดการใช้จ่ายที่เป็นเงินตราต่างประเทศได้  นอกจากนี้
    ในปี 2549 ปตท.สผ. มีแผนที่จะเจาะหลุมสำรวจ และหลุมผลิต เพิ่มอีก 2 หลุม
    เพื่อเพิ่มปริมาณสำรองน้ำมันดิบ และเพิ่มอัตราการผลิตจากแหล่งดังกล่าว
    เพื่อพิจารณาทำสัญญาซื้อขายระยะยาวต่อไป

-   เมื่อวันที่ 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 B8/32  ในอ่าวไทย ประกอบด้วย 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

                

3.3.2 ภาวะการแข่งขัน

(1) ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

การที่ประเทศไทยมีแหล่งปิโตรเลียมขนาดไม่ใหญ่มากนัก กระจายตัวอยู่ทั้งบนบกและในทะเล
จึงมีบริษัทสำรวจและผลิตจากต่างประเทศสนใจเข้ามาลงทุนไม่มากราย อย่างไรก็ตาม
เนื่องจากการดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมต้องใช้เงินลงทุนสูง และมีความเสี่ยงสูง
ผู้ประกอบการจึงมักจะดำเนินธุรกิจในลักษณะของการร่วมทุน (Joint Ventures)
เพื่อลดความเสี่ยง จึงทำให้ภาวะการแข่งขันไม่รุนแรงนัก
เนื่องจากประเทศไทยยังต้องนำเข้าปิโตรเลียมจากต่างประเทศ
ดังนั้นปิโตรเลียมที่ผลิตได้ในประเทศทั้งหมดมีตลาดในประเทศรองรับอยู่แล้ว อย่างไรก็ตาม ในปี
2548 นี้ ผลจากการควบรวมบริษัทยูโนแคลเข้ากับบริษัทเชฟรอนในต่างประเทศ ทำให้บริษัท
เชฟรอน ประเทศไทย
กลายเป็นผู้ประกอบการรายใหญ่ที่มีอำนาจในการต่อรองสูงในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย

(2) ธุรกิจการผลิตไฟฟ้า

ตามที่รัฐบาลมีนโยบายการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า และการแปรรูปรัฐวิสาหกิจด้านไฟฟ้า
เพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพ เพิ่มการแข่งขัน และส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วม โดยคณะรัฐมนตรี
เมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ได้ให้ความเห็นชอบโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารูปแบบ Enhanced
Single Buyer (ESB) ซึ่งในรูปแบบ ESB นี้ ยังคงให้ บริษัท กฟผ. จำกัด มหาชน หรือ กฟผ.
เป็นผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว แล้วส่งกระแสไฟฟ้าขายให้แก่ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และ
การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) แต่งานบางส่วนของ กฟผ.
เดิมก็จะถูกโอนย้ายไปยังคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า (Regulator)
เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลให้เกิดความเป็นธรรมต่อทุกฝ่าย เช่น ค่าไฟฟ้า การประมูลโรงไฟฟ้าใหม่
ชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ และสถานที่ตั้งของโรงไฟฟ้า เป็นต้น เพราะต่อไปนี้ กฟผ.
ก็เป็นเพียงผู้ประกอบการรายหนึ่งที่สามารถร่วมประมูลแข่งขันกับเอกชนรายอื่นเพื่อขายไฟฟ้าเข้าสู่ระบบ
ทั้งนี้ กฟผ. ได้แปลงสภาพมาจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้ว เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน
2548 แต่การกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ฯ นั้น ศาลปกครองสูงสุดมีคำสั่งเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน
2548 ให้ระงับไว้ก่อนจนกว่าจะมีคำสั่งอื่นใดต่อไป
ส่วนความคืบหน้าของการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้านั้น
คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงานในการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าทั้งสิ้น
7 คนเมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2548

สำหรับการประมูลโรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) รอบใหม่เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าในปี
2554 นั้น คาดว่าคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าน่าจะจัดให้มีการประมูลราวสิ้นปี 2549
โดยก๊าซธรรมชาติยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักของโรงไฟฟ้าที่จะก่อสร้างใหม่
และถ่านหินก็ยังเป็นเชื้อเพลิงทางเลือกหนึ่งของโรงไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้
คาดว่าจะสามารถสรุปและนำเสนอต่อที่ประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
ได้ราวกลางปี 2549

นโยบายดังกล่าวจะส่งผลให้ธุรกิจการผลิตไฟฟ้ามีการแข่งขันมากขึ้นในส่วนของการลงทุนในโรงไฟฟ้าใหม่
แต่อย่างไรก็ตาม ในส่วนของบริษัทผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้ง SPP และ IPP
ที่ดำเนินการอยู่แล้วยังคงได้รับความคุ้มครองตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวที่ทำไว้กับ กฟผ.
ทำให้รายได้เดิมของบริษัทเหล่านี้ไม่ได้รับผลกระทบจากนโยบายดังกล่าว ขณะเดียวกัน
นโยบายดังกล่าวจะเปิดโอกาสให้บริษัทเหล่านี้สามารถขยายการลงทุนเพิ่มเติมได้
โดยการร่วมประมูล IPP เพื่อขายไฟฟ้าป้อนให้แก่ กฟผ.

3.4 การผลิต

3.4.1 ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยทั่วไปสามารถแบ่งออกได้เป็น 4 ขั้นตอน ดังนี้

(1) ขั้นตอนการสำรวจ (Exploration Stage) กระทำโดย

สำรวจธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์เบื้องต้น 

สำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) 

แปลความหมายข้อมูลจากการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 

เจาะสำรวจ

(2) ขั้นตอนการประเมินผลและหาขอบเขต (Appraisal / Delineation Stage) กระทำโดย

ศึกษาลักษณะธรณีวิทยาปิโตรเลียมในรายละเอียด และสำรวจคลื่นไหวสะเทือนเพิ่ม

เจาะประเมินผล

(3) ขั้นตอนการพัฒนา (Development Stage)

-   กระทำโดยกำหนดแผนการพัฒนาที่เหมาะสม

-   สร้างและติดตั้งแท่นหลุมผลิต อุปกรณ์การผลิต และเจาะหลุมพัฒนา

-   ในการพัฒนาแหล่งในทะเล Production Facilities ที่จะต้องสร้างและติดตั้ง
    ประกอบด้วยแท่นขุดหลุมผลิต (Wellhead Platform) Processing Platform
    และแท่นกลางสำหรับใช้ในการ ควบคุมและสนับสนุนการผลิต (Production Platform)
    และเป็นที่พักอาศัย (Living Quarter)

(4) ขั้นตอนการผลิต (Production Stage)

    -   การผลิตน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติจะต้องผ่านระบบควบคุมความดันที่
        ปากหลุม (Christmas Tree) และอุปกรณ์การผลิตอื่น ๆ รวมทั้งมาตรวัด
        เพื่อให้ทราบอัตราการผลิตของแต่ละหลุม

    -   ติดตามอัตราการผลิต สัดส่วนของน้ำและปิโตรเลียม สัดส่วนของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ
        อัตราการลดลงของความดันของชั้นปิโตรเลียม และคาดการณ์อัตราการผลิตในอนาคต

การซ่อมหลุมผลิต (Workover) จะดำเนินการเป็นประจำเพื่อเพิ่มอัตรา ระยะเวลา และประสิทธิภาพการผลิตให้สูงขึ้น

ในอ่าวไทย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จะส่งไปยังโรงแยกก๊าซธรรมชาติและ โรงไฟฟ้า ส่วนคอนเดนเสท (Condensate) จะส่งไปยัง Floating Storage Unit ก่อนจะถูกส่งไปยังโรงกลั่น

ทั้งนี้ ปตท.สผ. มีความพร้อมของบุคลากร เทคโนโลยี และเครื่องจักรอุปกรณ์
ที่จะสามารถดำเนินธุรกิจได้อย่างมีประสิทธิภาพตามเป้าหมายของบริษัทได้เป็นอย่างดี

3.4.2 ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองแบ่งออกเป็น 2 ประเภทใหญ่ๆ ตามระดับความเชื่อมั่น คือ ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
(proved reserves) และปริมาณสำรองที่ยังไม่ได้พิสูจน์ (unproved reserves)
ปริมาณสำรองที่ยังไม่ได้พิสูจน์ยังแบ่งออกได้เป็นอีกสองประเภท คือ
ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่น่าจะพบ (Probable Reserves)
และปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่อาจจะพบ (Possible Reserves)

(1) ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) คือ
ปริมาณน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติที่ประมาณได้จากข้อมูลทางธรณีวิทยาและทางวิศวกรรม ณ
เวลาใดเวลาหนึ่ง ด้วยความเชื่อมั่นว่าจะสามารถผลิตได้นับจากเวลาใดเวลาหนึ่งเป็นต้นไป
จากแหล่งที่สำรวจพบแล้วภายใต้สภาพทางเศรษฐกิจ วิธีการผลิต และกฎระเบียบของทางราชการ ณ
เวลาที่ทำการประเมินนั้น ในทางปฏิบัติปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
หมายถึงปริมาณปิโตรเลียมในแหล่งกักเก็บที่สามารถผลิตขึ้นมาได้อย่างคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์
โดยมีข้อมูลการทดสอบการไหลของปิโตรเลียมในแหล่งกักเก็บมาสนับสนุน ในบางกรณี
ปริมาณสำรองสามารถจัดเป็น proved reserves
ได้โดยอาศัยข้อมูลการวิเคราะห์ผลการหยั่งธรณีหลุมเจาะและ/หรือ การวิเคราะห์แท่งตัวอย่างหิน
ซึ่งบ่งชี้ว่าแหล่งกักเก็บที่กำลังพิจารณามีปิโตรเลียมอยู่
และมีลักษณะคล้ายกับแหล่งกักเก็บในบริเวณเดียวกัน
ซึ่งมีการผลิตแล้วหรือสามารถจะผลิตได้โดยวิเคราะห์จากการทดสอบการไหลของแหล่งกักเก็บ
นอกจากนี้ Proved reserves
จะต้องผลิตได้โดยอุปกรณ์การผลิตและการขนส่งปิโตรเลียมที่มีอยู่แล้ว
หรือมีความเชื่อมั่นว่าจะติดตั้งในอนาคต

(2) ปริมาณสำรองที่ยังไม่ได้พิสูจน์ (Unproved Reserves)

-   ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่น่าจะพบ (Probable Reserves) คือ
    ปริมาณปิโตรเลียมที่ประมาณได้จากข้อมูลทางธรณีวิทยาและทางวิศวกรรม ณ
    เวลาใดเวลาหนึ่งเช่นเดียวกับ proved reserves
    แต่มีความเชื่อมั่นและความเป็นไปได้ในการผลิตน้อยกว่า
    อันอาจจะเนื่องมาจากเทคนิคในการผลิต กฎระเบียบต่างๆ หรือสภาพทางเศรษฐกิจ

-   ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่อาจจะพบ (Possible Reserves) คือ
    ปริมาณปิโตรเลียมที่ประมาณได้จากข้อมูลทางธรณีวิทยาและทางวิศวกรรม ณ เวลาใดเวลาหนึ่ง
    เช่นเดียวกับ probable reserves แต่มีความเชื่อมั่นและความเป็นไปได้ในการผลิตน้อยกว่า
    อันอาจจะเนื่องมาจากเทคนิคในการผลิต กฎระเบียบต่าง ๆ หรือ สภาพเศรษฐกิจ

ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วจะมีการตรวจสอบและประเมินทุกรอบปีโดยนักธรณีวิทยาและวิศวกรแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมของ
ปตท.สผ. เพื่อให้ได้ตัวเลขที่ได้มาตรฐาน
ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วในรายงานนี้จะรวมถึงปริมาณสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ ปตท.สผ.
และส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548
ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 151 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 5,158
พันล้านลูกบาศก์ฟุต 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

3.4.3 ปริมาณการผลิต ของ ปตท.สผ.

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย0 ในปี 2548 คิดเป็น 67
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือ ประมาณ 184,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 30,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 19
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิต ส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการเยตากุน
โครงการไพลิน การเริ่มการผลิตใหม่ของโครงการนางนวล และการเข้าร่วมถือหุ้นในโครงการ
B8/32 & 9Aในปี 2548

3.4.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

ในการดำเนินงานด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนั้น
ระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ดีถือเป็นส่วนสำคัญในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่อาจเกิดขึ้นจากกิจกรรมการดำเนินงานของบริษัท
โดยประเด็นด้านสิ่งแวดล้อมหลักๆในกิจกรรมของบริษัทมีดังต่อไปนี้

(1) การใช้ประโยชน์ที่ดินและสิ่งมีชีวิตทางทะเล
    จากแรงสั่นสะเทือนของการส่งคลื่นเสียงในขั้นตอนการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic
    Survey)

(2) คุณภาพน้ำและการปนเปื้อนของดิน จากการปล่อยทิ้งของเหลวที่ใช้ในกระบวนการขุดเจาะ
    (Drilling Fluid) น้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิต (Produced Water)
    ตะกอนและของเสียที่ปนเปื้อนสารเคมีและโลหะหนัก และอุบัติเหตุจากการรั่วไหลของน้ำมันและ
    Condensate ในขั้นตอนการขุดเจาะและการผลิต

(3) คุณภาพอากาศ
    จากการปล่อยก๊าซที่ได้จากการเผาไหม้และการรั่วไหลของก๊าซธรรมชาติในกระบวนการผลิต

ในปัจจุบัน การควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมดังกล่าว อยู่ภายใต้การดูแลของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงาน ซึ่งเป็นหน่วยงานอนุญาตโดยตรง
และสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ที่กำหนดให้โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมก่อนเริ่มดำเนินโครงการ

เพื่อให้การดำเนินงานของบริษัทมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด
บริษัทได้กำหนดแนวทางและมาตรการการดำเนินการต่าง ๆ โดยสรุป ดังต่อไปนี้

(1) นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมมาตรฐานสากล ISO 14001 มาปรับใช้กับหน่วยปฏิบัติการต่างๆ
    ของบริษัท
    โดยระบบดังกล่าวจะเน้นให้การดำเนินงานมีมาตรฐานเทียบเท่าหรือดีกว่าข้อกำหนดของกฎหมาย
    การป้องกันการเกิดมลพิษ การประหยัดพลังงาน
    และการปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมของบริษัทอย่างต่อเนื่อง โดย ปตท.สผ.
    นับเป็นบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแห่งแรกในภาคพื้นเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่ได้รับการรับรองนี้

(4) จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่างๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุด

(5) อัดฉีดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตกลับลงสู่ชั้นหินกักเก็บใต้ดิน

(6) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์ผิวดิน
    และปลา บริเวณรอบแท่นผลิต

(7) นำก๊าซที่เผาทิ้งมาใช้ประโยชน์ในการผลิตกระแสไฟฟ้า

(8) จัดเตรียมแผนและอุปกรณ์ต่างๆเพื่อรองรับเหตุการณ์หกรั่วไหลของน้ำมัน
    และได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกในกลุ่ม IESG (Industrial Environmental Safety
    Group) เพื่อเตรียมความพร้อมในการรับสถานการณ์หกรั่วไหลของน้ำมันในระดับ tier 2
    (20-1,000 tonnes) และร่วมเป็นสมาชิกของ EARL (East Asia Response
    Limited) โดยเข้าร่วมกับกลุ่ม ปตท.
    เพื่อเตรียมความพร้อมในการรองรับสถานการณ์หกรั่วไหลของน้ำมันในระดับ tier 3 (>
    1,000 tonnes) อีกด้วย

(9) ดำเนินการจัดการของเสีย เช่น ของเสียที่ปนเปื้อนปรอท คราบน้ำมัน
    ที่เกิดจากการผลิตให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด

(10) จัดฝึกอบรมพนักงานเกี่ยวกับการจัดการความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อม
     เสริมสร้างและรณรงค์จิตสำนึกด้านความปลอดภัย มั่นคง สุขอนามัย
     และสิ่งแวดล้อมให้กับพนักงานโดยการฝึกอบรม และ การจัดทำเอกสารเผยแพร่รายเดือน
     เป็นต้น

(11) ให้ความร่วมมือและสนับสนุนบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
     สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย หน่วยราชการ และองค์กรต่าง ๆ
     ในการแก้ไขปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม
     และปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

ในช่วงเวลา 3 ปีที่ผ่านมาคือตั้งแต่ปี 2546 ถึงปี 2548
บริษัทได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด
และบริษัทยังได้ปรับปรุงการดำเนินงานเพื่อรักษา ควบคุม
และดูแลลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพอย่างต่อเนื่อง
โดยผ่านการตรวจสอบและรับรองระบบมาตรฐานการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001 จาก
บริษัท AJA Registrars LTD. ภายใต้การรับรองของ UKAS (United Kingdom
Accreditation Service) ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการดังต่อไปนี้

(1) โครงการ PTTEP1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(1) อาคารสำนักงาน ปตท.สผ. ด้านการบริหารและการบริการบำรุงรักษาอาคารสำนักงาน

(2) โครงการบงกช ด้านการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(3) โครงการฐานสนับสนุนการพัฒนาปิโตรเลียม ปตท.สผ.
    ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล

(4) โครงการ S1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(5) ศูนย์วิจัยตัวอย่างหิน ปตท.สผ. ด้านห้องทดลองตัวอย่างแท่งหิน
    สำหรับสำรวจหาแหล่งปิโตรเลียม Logistic การจัดเก็บและขนส่งพัสดุอุปกรณ์

ในปี 2548 ปตท.สผ. ได้พัฒนาระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมของบริษัท
เพื่อให้สอดคล้องกับระบบมาตรฐานการจัดการสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001
ฉบับปรับปรุงใหม่อีกด้วย

ทางด้านความปลอดภัย บริษัทมีนโยบายที่ชัดเจนในการดำเนินงานของบริษัท
โดยมุ่งเน้นให้เกิดความสูญเสียน้อยที่สุด
ซึ่งที่ผ่านมาอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost
Time Injury Frequency Rate) ของ ปตท.สผ. ในปี 2546, 2547 และ 2548 มีค่าเท่ากับ
0.48, 1.03 และ 0.41 ตามลำดับ จะเห็นได้ว่า ในปี 2548
ปตท.สผ.มีอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานดีขึ้นอย่างเห็นได้ชัด
เนื่องจากในปีที่ผ่านมาบริษัทได้กำหนดมาตรการต่างๆและเพิ่มความเข้มงวดในเรื่องระบบการบริหารจัดการด้านความปลอดภัยมากขึ้น

อย่างไรก็ตาม เนื่องจากบริษัทมีการขยายการดำเนินงานของบริษัทอย่างต่อเนื่อง
การจัดเตรียมมาตรการด้านความปลอดภัยให้มีความเข้มงวดและครอบคลุมในทุกๆหน่วยปฏิบัติการทั้งในและต่างประเทศจึงเป็นสิ่งที่
ปตท.สผ. ให้ความสำคัญ ในปี 2549
บริษัทได้จัดเตรียมแผนการและเป้าหมายที่จะปรับปรุงการดำเนินการของบริษัทเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้เหลือน้อยที่สุด
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่างๆ ด้านความปลอดภัย มั่นคง สุขอนามัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงาน เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย
การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย
รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่างๆ เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม โดย
ปตท.สผ. ได้มีการลงทุนในโครงการควบคุมดูแลด้านสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ 20.5
ล้านบาทในปี 2546 จำนวนเงิน 14.7 ล้านบาท ในปี 2547 และ 67.2 ล้านบาท ในปี 2548
ตามลำดับ โดยในปี 2548 ที่ผ่านมาค่าใช้จ่ายส่วนใหญ่
เป็นค่าใช้จ่ายในการกำจัดของเสียที่เกิดจากการขุดเจาะผลิตปิโตรเลียมซึ่งมีการเพิ่มหลุมเจาะมากขึ้นเพื่อขยายกำลังการผลิต

[1] โปรดดูการจัดแยกโครงการในข้อ 2.2 ส่วนที่ 2 หน้า 9

[2] ปัจจุบันคือกระทรวงพลังงาน

[3] โดยอาศัยมาตรา 36 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ.2532
ผู้ถือสัมปทานปิโตรเลียมใน Thailand II ได้ขอเปลี่ยนมาอยู่ภายใต้ Thailand III ทั้งหมดแล้ว