4. การประกอบธุรกิจ

4.1 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

4.1.1 ปิโตรเลียม

ปิโตรเลียม (Petroleum) หมายถึง น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ
คอนเดนเสท สารพลอยได้ และสารประกอบไฮโดรคาร์บอนอื่น ๆ
ที่เกิดขึ้นโดยธรรมชาติและอยู่ในสภาพอิสระ

น้ำมันดิบ (Crude Oil) หมายถึง สารประกอบไฮโดรคาร์บอนทุกชนิดในสภาพเหลว
ตามธรรมชาติ ที่อุณหภูมิและความดันบรรยากาศ ซึ่งได้จากบ่อหรือหลุมน้ำมัน และยังมิได้ทำการกลั่น

ก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas) หมายถึง สารประกอบไฮโดรคาร์บอนที่อยู่ในสถานะก๊าซหรือไอ
ที่อุณหภูมิและความดันบรรยากาศ โดยปกติมีก๊าซมีเทน (Methane) เป็นองค์ประกอบส่วนใหญ่

คอนเดนเสท (Condensate) หมายถึง
สารประกอบไฮโดรคาร์บอนเหลวที่ได้จากการควบแน่นของสารประกอบไฮโดรคาร์บอนที่อยู่ในสภาวะเป็นไอในแหล่งกักเก็บ
โดยการควบแน่นจะเกิดขึ้นเมื่อสารประกอบไฮโดรคาร์บอนนั้นถูกผลิตขึ้นมาที่ปากหลุม
โดยที่อุณหภูมิและความดันลดลง

ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม (LPG) หมายถึง
ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ได้จากขบวนการกลั่นน้ำมันดิบ หรือขบวนการแยกก๊าซธรรมชาติ
ประกอบไปด้วยสารประกอบไฮโดรคาร์บอนที่เรียกว่าบิวเทน (Butane) และโพรเพน (Propane)
เป็นส่วนใหญ่

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

2.  ท่อขนส่งก๊าซ

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

3.  บริการท่าเทียบเรือ, อาคารซ่อมบำรุง และคลังเก็บผลิตภัณฑ์และวัสดุ

โครงการฐานสนับสนุนการพัฒนาปิโตรเลียม ปตท. สผ
จัดตั้งขึ้นมาเพื่อเป็นศูนย์กลางในการสนับสนุนการพัฒนาปิโตรเลียมในพื้นที่อ่าวไทยและฝั่งทะเลอันดามัน
งานบริการหลักคือการสนับสนุนการปฏิบัติการส่งกำลังบำรุงแก่แท่นสำรวจและผลิตปิโตรเลียมต่างๆนอกชายฝั่ง
รวมถึงเป็นศูนย์ประสานงานในกรณีเกิดเหตุฉุกเฉินแก่แท่นผลิตปิโตรเลียมต่างๆในอ่าวไทยและทะเลอันดามัน
โดยทางอากาศยานและทางเรือ
รวมทั้งเป็นศูนย์กลางจัดเก็บอุปกรณ์การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับโครงการต่างๆ ของ ปตท.
สผ และให้บริการด้านการส่งกำลังบำรุงอย่างครบวงจรแก่บริษัทผู้รับสัมปทานนอกชายฝั่งทุกราย
พร้อมทั้งเป็นสถานที่ทำการตรวจสอบอุปกรณ์การปฏิบัติการต่างๆให้มีความเป็นมาตรฐานก่อนส่งออกไปยังแท่นสำรวจและผลิตปิโตรเลียมต่างๆ
นอกชายฝั่ง

พื้นที่ทั้งหมด 30 ไร่ หรือ 48,000 ตารางเมตร และส่วนที่เช่าเพิ่มเติมอีก 28.12 ไร่
หรือประมาณ 44.900 ตารามเมตร แบ่งเป็น

(1) ส่วนของท่าเทียบเรือ มีขนาดความยาว 380 เมตร แบ่งเป็น 6 ท่า ความยาวท่าละ 65
    เมตร สามารถ เทียบเรือได้จำนวน 6 ลำพร้อมกัน ท่าเรือสูงจากระดับน้ำทะเล 2.3 เมตร
    และมีระดับความลึกหน้าท่า 8 เมตร
    มีการติดตั้งถังบรรจุของเหลวและสารเคมีที่ใช้ในการผลิตและขุดเจาะจำพวก H2S
    Scavenger, Barite, Base Oil, Cement
    และเป็นท่าเทียบเรือที่ได้รับหนังสือรับรองว่าด้วยการรักษาความปลอดภัยของเรือและท่าเรือระหว่างประเทศ
    ซึ่งออกโดยกรมการขนส่งทางน้ำและพาณิชนาวี

(2) ส่วนของอาคารซ่อมบำรุง มีอาคารซ่อมบำรุง 2 อาคาร พื้นที่ประมาณ 5,400ตารางเมตร คือ
    อาคารซ่อมบำรุงเกี่ยวข้องกับงานก่อสร้าง,
    อาคารซ่อมบำรุงเกี่ยวข้องกับงานบำรุงรักษาและตรวจสอบอุปกรณ์
    และที่อยู่ในระหว่างการก่อสร้าง คือ
    อาคารซ่อมบำรุงเกี่ยวข้องกับงานซ่อมและบำรุงรักษาหลุมผลิต ซึ่งมีเนื้อที่ประมาณ 4,400
    ตารางเมตร

(3) ส่วนของคลังเก็บผลิตภัณฑ์และวัสดุ มีคลังพัสดุ 2 หลัง (1,200 และ 900 ตารางเมตร)
    และที่เหลือประมาณ 15,000 ตารางเมตร
    เป็นพื้นที่ใช้จัดเก็บอุปกรณ์ที่ใช้ในการผลิตและขุดเจาะ เช่น ท่อกรุ หัวเจาะ วาล์ว เป็นต้น
    และมีการกำหนดเขตปลอดอากรไว้ให้บริการสำหรับ
    บริษัทร่วมทุนที่นำเข้าวัสดุอุปกรณ์จากต่างประเทศอีกด้วย

ทุกส่วนงานมีระบบรักษาความปลอดภัย
โดยการติดตั้งกล้องวงจรปิดโดยรอบและมีเจ้าหน้าที่ควบคุมตลอด 24 ชม.

2.  บริษัท เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์ จำกัด (เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์)

ปตท. และ ปตท.สผ. ได้ร่วมกันจัดตั้ง เอนเนอร์ยี่
คอมเพล็กซ์เพื่อรับผิดชอบการก่อสร้างและบริหารโครงการศูนย์เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์
ซึ่งเป็นศูนย์ธุรกิจด้านพลังงานของประเทศและเป็นที่ตั้งสำนักงานกระทรวงพลังงาน
บริษัทในเครือปตท. รวมทั้งบริษัทเอกชนในธุรกิจพลังงาน

3.  บริษัท พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด (พีทีที ไอซีที)

พีทีที ไอซีที ซึ่ง ปตท.สผ. ถือหุ้นร้อยละ 20 ตามมติประชุมคณะกรรมการ ปตท.สผ. ครั้งที่
10/2549/254 เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2549 ให้ ปตท.สผ. ลงนามในสัญญาว่าจ้าง พีทีที ไอซีที
เพื่อให้บริการด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ และการสื่อสารอย่างมีประสิทธิภาพ
ซึ่งประกอบด้วยการวางระบบ การให้คำปรึกษา การจัดหา และการจัดส่งบุคลากร
เพื่อดูแลและให้บริการทางด้านเทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสารแก่บริษัท โดยมีกำหนดอายุสัญญา
5 ปี นับตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2549 เป็นต้นไป ตามนโยบายด้าน ICT
ตามแผนกลยุทธ์ในการบริหารงานแบบกลุ่มธุรกิจ ของกลุ่ม ปตท.
เพื่อสร้างศักยภาพในการทำงานร่วมกัน

4.  บริษัท พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส จำกัด (พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส)

พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส จัดตั้งขึ้นตามมติที่ประชุมคณะกรรมการ ปตท.สผ. ครั้งที่ 12/2546/216
โดยมีภารกิจในการจัดหาบุคลากรเพื่อสนับสนุนการปฏิบัติงานให้กับบริษัทในกลุ่ม ปตท.สผ.
และเพื่อเป็นการรองรับการขยายบทบาททางธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของ ปตท.สผ.
ทั้งภายในและต่างประเทศ ซึ่ง ปตท.สผ.
มีความต้องการบุคลากรที่มีความรู้ความสามารถเพื่อมารองรับการขยายตัวขององค์กรเป็นจำนวนมาก

พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส เริ่มดำเนินการว่าจ้างพนักงานเพื่อมาปฏิบัติงานให้กับ ปตท.สผ. ตั้งแต่วันที่ 1
กรกฎาคม 2547 เป็นต้นมาจนถึงปัจจุบัน ตลอดระยะเวลาที่ผ่านมา พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส
ได้ดำเนินการศึกษา
พัฒนาและปรับปรุงสิทธิประโยชน์และสวัสดิการต่างๆของพนักงานให้มีความเหมาะสมเพื่อให้พนักงานของ
พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส ได้รับการดูแลที่ดีทั้งในด้านค่าตอบแทน สวัสดิการและการฝึกอบรม เป็นต้น

4.2 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

4.2.1 การกำหนดพื้นที่สัมปทาน

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

4.2.2 ลักษณะของผู้ประกอบการ

สัมปทานปิโตรเลียมหนึ่ง ๆ อาจออกให้แก่ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire)
รายเดียวหรือผู้รับสัมปทานร่วม (Co-Concessionaire) ตั้งแต่ 2 รายขึ้นไปได้
เนื่องจากลักษณะธุรกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมค่อนข้างจะมีความเสี่ยงสูงในระดับหนึ่ง ดังนั้น
ผู้รับสัมปทานจึงมักจะหาบริษัทอื่นเข้ามารับสัมปทานร่วม หรือเข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียม
(Co-Venturer) เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยงในการลงทุน
โดยผู้เข้าร่วมทุนในโครงการภายหลังนี้อาจจะต้องชำระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นก่อนการเข้าร่วมโครงการให้แก่ผู้รับสัมปทานหรือผู้ร่วมทุนเดิม
ในการร่วมทุนข้างต้นจะมีบริษัทหนึ่งเป็นผู้ดำเนินการ (Operator)
เพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตแทนผู้ร่วมทุนอื่นภายใต้การควบคุมของคณะกรรมการจัดการ
(Management Committee) ซึ่งประกอบด้วยตัวแทนจากผู้ร่วมทุนแต่ละราย ทั้งนี้
ผู้ดำเนินการจะเป็นผู้กำหนดแผนการเงิน
ที่จะเรียกเก็บ (Cash Call) จากผู้ร่วมทุนทุกรายเพื่อนำมาใช้จ่ายในโครงการ
ผู้ร่วมทุนจะมีส่วนในการตัดสินใจทางเทคนิคและในทางการเงิน
โดยผ่านตัวแทนของตนในคณะกรรมการจัดการ โดยทั่วไปบริษัทน้ำมันหนึ่ง ๆ
จะมีบทบาทเป็นผู้ดำเนินการ หรือไม่ในแต่ละโครงการย่อมขึ้นอยู่กับเงื่อนไขการลงทุน
ความพร้อม และกลยุทธ์การดำเนินธุรกิจของบริษัทในโครงการนั้น ๆ

4.2.3 ลักษณะการดำเนินงานและการตัดสินใจลงทุน

โดยทั่วไปแล้วก่อนที่บริษัทน้ำมันจะตัดสินใจเข้าลงทุนในการสำรวจปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศนั้น
จะต้องพิจารณาถึงโอกาสที่การสำรวจจะประสบผลสำเร็จ ปัจจัยความเสี่ยงต่าง ๆ
ในการลงทุนอย่างรอบคอบ
โดยจะต้องมีการศึกษาข้อมูลเพื่อวิเคราะห์ศักยภาพของพื้นที่ว่าจะมีปิโตรเลียมสูงเพียงใด
และมีสมรรถนะในเชิงพาณิชย์หรือไม่ ตลอดจนสถิติของอัตราส่วนความสำเร็จ (Success Ratio)
ของการเจาะหลุมสำรวจในพื้นที่ใกล้เคียง และปัจจัยความเสี่ยงต่าง ๆ
ของประเทศที่เราเข้าไปลงทุนด้วย ทั้งนี้
เมื่อเห็นว่าคุ้มค่าต่อการลงทุนในระยะการสำรวจแล้วจึงจะยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม
หรือเข้าร่วมทุนในสัมปทานปิโตรเลียมที่มีการขอไว้แล้ว

เมื่อบริษัทน้ำมันได้รับอนุมัติพื้นที่สัมปทานให้เข้าไปดำเนินการสำรวจแหล่งปิโตรเลียม
และเริ่มงานสำรวจ ซึ่งโดยปกติจะใช้เวลาในการสำรวจขั้นต้นประมาณ 2 – 3 ปี
จนเมื่อพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมก็จะเปรียบเทียบมูลค่าเงินลงทุนที่ต้องใช้ในช่วงการพัฒนาแหล่งผลิตกับมูลค่าการขายปิโตรเลียมตามปริมาณสำรองในส่วนที่คาดว่าจะผลิตขึ้นมาได้
หากพบว่าเป็นการลงทุนพัฒนาที่คุ้มค่าก็จะถือว่าแหล่งปิโตรเลียมนั้นมีศักยภาพในเชิงพาณิชย์
โดยผู้ดำเนินการจะต้องยื่นขออนุมัติให้แหล่งปิโตรเลียมนั้นเป็นพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมและเริ่มทำการผลิตในแหล่งนั้นไปก่อน
ทั้งนี้ผู้ดำเนินการยังคงสามารถทำการสำรวจพื้นที่
ที่เหลือต่อไปได้หากยังอยู่ในระยะเวลาสำรวจตามที่กำหนดในสัมปทาน
ในช่วงของการขออนุมัติพื้นที่ผลิตนี้ ผู้ดำเนินการจะต้องสร้างความมั่นใจในการลงทุน
เนื่องจากการลงทุนเพื่อพัฒนาการผลิตดังกล่าวจะมีมูลค่าสูงมาก ดังนั้น
จึงต้องติดต่อจัดหาผู้ซื้อปิโตรเลียมไว้ล่วงหน้า และจัดทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมระยะยาว (Sales
Agreement) ในปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับซื้อปิโตรเลียมรายใหญ่ที่สุดในประเทศ สำหรับสาระสำคัญ
โดยปกติในสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมจะประกอบด้วย วิธีการกำหนดราคาซื้อขาย
และกำหนดปริมาณปิโตรเลียมที่จะส่งมอบ
ทั้งนี้เมื่อถึงกำหนดเริ่มการผลิตผู้ซื้อจะต้องรับผิดชอบต่อผลผลิตปิโตรเลียมทันทีเมื่อมีการผลิต
โดยในการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในประเทศจะส่งมอบกันที่ปากหลุมผลิต
ส่วนการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในต่างประเทศจะทำการซื้อขายที่เขตชายแดนประเทศไทย
ปตท. จึงต้องเป็นผู้จัดวางท่อส่งก๊าซที่สามารถรองรับได้ตามปริมาณผลิตที่ระบุไว้ตามสัญญา
สำหรับการซื้อขายน้ำมันดิบจะส่งมอบกันที่โรงกลั่นน้ำมันตามที่ระบุไว้
ส่วนการซื้อขายคอนเดนเสทจะทำการส่งมอบที่ Floating Storage Unit (FSU)
ใกล้บริเวณหลุมผลิต

4.2.4 ลักษณะของกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจ

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

1.  ผู้ขอสัมปทานต้องเป็นบริษัทจำกัด หรือนิติบุคคลที่มีสภาพเช่นเดียวกับบริษัทจำกัด
    ซึ่งจัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย หรือกฎหมายต่างประเทศ

2.  ผู้รับสัมปทาน ผู้รับสัมปทานร่วม
    และผู้เข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียมจะต้องชำระค่าภาคหลวง ซึ่งโดยปกติชำระเป็นตัวเงิน
    แต่รัฐมนตรีมีอำนาจสั่งให้ชำระเป็นปิโตรเลียมได้ ซึ่งต้องแจ้งล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 6 เดือน
    ค่าภาคหลวงนี้สามารถนำมาเครดิตหักออกจากภาษีได้ (Thailand I)
    หรือตัดเป็นค่าใช้จ่ายได้ (Thailand III)

3.  อัตราภาษีเงินได้ปิโตรเลียมเก็บในอัตราไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 แต่ไม่เกินร้อยละ 60
    ของกำไรสุทธิที่ได้จากกิจการปิโตรเลียม

4.  ดอกเบี้ยจ่าย ไม่สามารถนำมาคำนวณเป็นรายจ่ายทางภาษีได้

5.  ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire)
    แต่ละรายมีสิทธิได้รับสัมปทานโดยไม่จำกัดจำนวนแปลงสำรวจ

Thailand I สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม⁴ ตั้งแต่ปี 2514 – 2532
และสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกที่ออกก่อนปี 2525

Thailand II⁵ สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกทั้งหมด ที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม⁴ ตั้งแต่ปี
2525 – 2532

Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม⁴ ตั้งแต่ปี 2533

Thailand IV สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงพลังงาน⁶ ตั้งแต่ปี 2550

⁴ ปัจจุบันคือกระทรวงพลังงาน

⁵โดยอาศัยมาตรา 36 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ.2532
ผู้ถือสัมปทานปิโตรเลียมใน Thailand II ได้ขอเปลี่ยนมาอยู่ภายใต้

Thailand III ทั้งหมดแล้ว

⁶พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514 แก้ไขเพิ่มเติมโดย (ฉบับที่ 6) พ.ศ.2550
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 18 ตุลาคม 2550

 รายละเอียดเงื่อนไขของ Thailand I, II, III และ IV 

+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| เ     | THAILAND I   | THAILAND II  | THAILAND III | THAILAND IV  |
| งื่อนไข |              |              |              |              |
| ที่สำคัญ |              |              |              |              |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| อัตร   | ร้อยละ 12.5   | ร้อยละ 12.5   | อัตราก้าวหน้าแบ | อัตราก้าวหน้าแบ |
| าค่าภา | ของรายได้จาก  | ของรายได้จาก  | บขั้นบันไดร้อยละ | บขั้นบันไดร้อยละ |
| คหลวง | การขายหรือจำ  | ก            |              |              |
|       | หน่ายปิโตรเลียม | ารขายหรือจำหน | 5 – 15       | 5 – 15       |
|       | ซึ่ง           | ่ายปิโตรเลียมซึ่ง | และถือเป็นค่าใ  | และถือเป็นค่าใ  |
|       | จะสามารถนำมา | จะสามารถนำมา | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ |
|       | เครดิตหักภาษีได้ | เครดิตหักภาษีได้ | นการคำนวณภาษี | นการคำนวณภาษี |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| ภ     | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ |
| าษีเงิน | 50           | 50           | 50           | 50           |
| ได้ปิโต | ของกำไรสุทธิ   | ของกำไรสุทธิ   | ของกำไรสุทธิ   | ของกำไรสุทธิ   |
| รเลียม | จ            | จ            | จ            | จ            |
|       | ากการประกอบก | ากการประกอบก | ากการประกอบก | ากการประกอบก |
|       | ิจการปิโตรเลียม | ิจการปิโตรเลียม | ิจการปิโตรเลียม | ิจการปิโตรเลียม |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| ผลปร  | -            | ผลประโยชน์ราย | ผลประโย      | ผลประโย      |
| ะโยชน์ |              | ปีและโบนัสรายปี | ชน์ตอบแทนพิเศษ | ชน์ตอบแทนพิเศษ |
|       |              |              |              |              |
| ตอบแท |              |              | โดยถือเป็นค่าใ  | โดยถือเป็นค่าใ  |
| นพิเศษ |              |              | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ |
|       |              |              | นการคำนวณภาษี | นการคำนวณภาษี |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| ระย   | 8 ปี          | 8 ปี          | 6 ปี          | 6 ปี          |
| ะเวลา | แล           | แล           | แล           | แล           |
| สำรวจ | ะขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก |
|       | 4 ปี          | 4 ปี          | 3 ปี          | 3 ปี          |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| ร     | ไม่เกิน 30     | ไม่เกิน 30     | ไม่เกิน 20     | ไม่เกิน 20     |
| ะยะเว | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันสิ้นร  |
| ลาผลิต | ะยะเวลาสำรวจ | ะยะเวลาสำรวจ | ะยะเวลาสำรวจ | ะยะเวลาสำรวจ |
|       | และขอต่อ      | และขอต่อ      | และขอต่อ      | และขอต่อ      |
|       | อายุได้อีกไม่เกิน | อายุได้อีกไม่เกิน | อายุได้อีกไม่เกิน | อายุได้อีกไม่เกิน |
|       | 10 ปี         | 10 ปี         | 10 ปี         | 10 ปี         |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| พื้นที่ส  | ไม่เกิน 10,000 | ไม่เกิน 10,000 | ไม่เกิน 4,000  | ไม่เกิน 4,000  |
| ัมปทาน | ตร.กม.       | ตร.กม.       | ตร.กม.       | ตร.กม.       |
|       | ต่อแปลงสำรวจ  | ต่อแปลงสำรวจ  | ต่อแปลงสำรวจ  | ต่อแปลงสำรวจ  |
|       | โดยจำนวนแ    | โดยจำนวนแ    | โดยจำนวนแ    | โดยไม่จำกัดจำ  |
|       | ปลงสูงสุดไม่เกิน | ปลงสูงสุดไม่เกิน | ปลงสูงสุดไม่เกิน | นวนแปลงสำรวจ |
|       | 5 แปลงสำรวจ  | 5 แปลงสำรวจ  | 5 แปลงสำรวจ  |              |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+

4.3 ตลาดและภาวะการแข่งขัน

ปตท.สผ. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรวมทั้งสิ้น 42 โครงการ
เป็นโครงการในประเทศจำนวน 17 โครงการ และเป็นโครงการในต่างประเทศจำนวน 25
โครงการ โดยบริษัทมีนโยบายจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ
คอนเดนเสทหรือก๊าซธรรมชาติเหลวซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่เป็นผลผลิตร่วมจากการผลิตก๊าซธรรมชาติ
น้ำมันดิบ รวมทั้งก๊าซแอลพีจี ให้แก่ตลาดในประเทศเป็นหลัก ทั้งนี้การที่บริษัทได้ขยายกิจการสำรวจ
ผลิต
และจำหน่ายปิโตรเลียมไปยังต่างประเทศถือเป็นการสร้างความมั่นคงทางพลังงานและนำรายได้กลับคืนสู่ประเทศไทยอีกทางหนึ่ง

ในปี 2552 ปตท.สผ. และบริษัทย่อยจำหน่ายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวัน 233,756
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 7 จากปี 2551
ปริมาณจำหน่ายที่เพิ่มขึ้นมีปัจจัยสนับสนุนจากการผลิตที่เพิ่มขึ้น
จากโครงการที่ได้เริ่มทำการผลิตได้เต็มกำลังการผลิตในปีนี้ คือ
โครงการอาทิตย์และโครงการเวียดนามแปลง 9-2 และโครงการใหม่อีก 2 โครงการ ได้แก่
โครงการพีทีทีอีพี ออสตราเลเชีย จากการเข้าซื้อบริษัท Coogee Resources Limited
ในช่วงต้นปี และโครงการอาทิตย์เหนือในช่วงกลางปี

โดยสรุปปริมาณและรายได้จากการขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในปี 2552
มีสัดส่วนปริมาณการขายผลิตภัณฑ์ก๊าซฯ ต่อผลิตภัณฑ์น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเป็น 70 ต่อ 30
หรือคิดเป็นสัดส่วนมูลค่าการขายผลิตภัณฑ์ก๊าซฯต่อผลิตภัณฑ์น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเป็น 48 ต่อ 52
โดยมีรายละเอียดแสดงได้ดังนี้

+---------------------+-----------------------+------------------------+
| ผลิตภัณฑ์              | ปริมาณการขาย           | มูลค่าการขาย             |
+---------------------+-----------------------+------------------------+
| ก๊าซธรรมชาติ          | 352,783.93            | 61,805.20      ล้านบาท  |
|                     |  ล้านลูกบาศก์ฟุต          |                        |
+---------------------+-----------------------+------------------------+
| คอนเดนเสท           | 11.80  ล้านบาร์เรล      | 22,955.27      ล้านบาท  |
+---------------------+-----------------------+------------------------+
| น้ำมันดิบ              | 15.00  ล้านบาร์เรล      | 30,053.03      ล้านบาท  |
+---------------------+-----------------------+------------------------+
| ก๊าซแอลพีจี            | 72,409.92  เมตริกตัน    | 2.      ล้านบาท         |
+---------------------+-----------------------+------------------------+

4.3.1 ลักษณะการตลาด

ปตท.สผ.
จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ผลิตได้จากโครงการในประเทศและภูมิภาคใกล้เคียงให้ตลาดในประเทศเป็นหลัก
โดยทำการจำหน่ายให้แก่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ซึ่งเป็นผู้นำผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมไปผ่านกระบวนการแยกและผลิตเพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงและวัตถุดิบสำหรับธุรกิจผลิตไฟฟ้า
ธุรกิจปิโตรเคมี ธุรกิจภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม และการใช้ในครัวเรือน
สำหรับน้ำมันดิบที่ผลิตได้จากแหล่งผลิตในประเทศบางส่วนซึ่งมีข้อจำกัดในเรื่องคุณสมบัติที่ไม่สามารถกลั่นโดยโรงกลั่นในประเทศได้
บริษัทจะจำหน่ายน้ำมันดิบดังกล่าวในตลาดต่างประเทศ

สำหรับแหล่งผลิตในต่างประเทศ การจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมจะแตกต่างกันไปในแต่ละประเทศ
ปัจจุบันบริษัทจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในต่างประเทศดังนี้

(1) โครงการยาดานาและเยตากุน ในประเทศสหภาพพม่า ก๊าซฯ ที่ผลิตได้จากทั้ง 2
โครงการจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยเป็นหลัก และก๊าซฯ
บางส่วนจำหน่ายให้กับประเทศสหภาพพม่าเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
สำหรับคอนเดนเสทจากโครงการเยตากุนจะจำหน่ายเพื่อใช้ในประเทศสหภาพพม่า
และจำหน่ายส่วนที่เหลือในตลาดจรภายในภูมิภาค

(2) โครงการโอมาน 44 ในประเทศโอมาน บริษัทจำหน่ายก๊าซฯ
ที่ผลิตได้ทั้งหมดให้กับรัฐบาลรัฐสุลต่านโอมาน ส่วนคอนเดนเสทที่ผลิตได้ บริษัทจำหน่ายให้กับบริษัท
ปตท. จำกัด (มหาชน) เพื่อนำมาใช้ในประเทศไทย

(3) โครงการเวียดนาม 9-2 ในประเทศเวียดนาม
น้ำมันดิบที่ผลิตได้จะจำหน่ายทั้งในตลาดจรและในรูปแบบสัญญาการซื้อขายระยะสั้น ส่วนก๊าซฯ
ที่ผลิตได้จะจำหน่ายให้กับ Vietnam Oil and Gas Group
ซึ่งเป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจของรัฐบาลเวียดนามเพื่อใช้ในประเทศ

(4) โครงการพีทีทีอีพี ออสตราเลเชีย ในประเทศออสเตรเลีย
น้ำมันดิบที่ผลิตได้จะจำหน่ายโดยมีสัญญารองรับ และบางส่วนจำหน่ายในตลาดจร
ทั้งนี้บริษัทกำลังเจรจาสัญญาซื้อขายกับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
เพื่อนำน้ำมันดิบบางส่วนมาใช้ในประเทศไทย

การซื้อขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมแต่ละชนิดมีความแตกต่างกัน
ทั้งในเรื่องระยะเวลาของสัญญาและโครงสร้างราคา โดยมีรายละเอียดดังนี้

(1) ก๊าซธรรมชาติ

เนื่องจากการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ ต้องใช้เงินลงทุนเป็นจำนวนมาก
จึงจำเป็นต้องมีสัญญาซื้อขายก่อนทำการลงทุน โดยเป็นสัญญาระยะยาว 15-30 ปี
และมีการกำหนดราคา ปริมาณและจุดซื้อขายไว้ในสัญญาฯ การจำหน่ายก๊าซฯ
จากแหล่งผลิตในประเทศทั้งหมดจะกำหนดจุดส่งมอบที่ปากหลุมผลิต
โดยผู้ซื้อทำการลงทุนวางระบบท่อมารับก๊าซฯ ที่แหล่งผลิต ส่วนก๊าซฯ
จากประเทศสหภาพพม่าที่ส่งมาจำหน่ายยังประเทศไทย จุดส่งมอบอยู่ที่เขตชายแดน
โดยผู้ขายเป็นผู้ลงทุนวางระบบท่อจากแหล่งผลิตมาถึงชายแดน ราคาที่ใช้ซื้อขายก๊าซฯ
จะอ้างอิงกับราคาน้ำมันเตาและดัชนีเศรษฐกิจเพื่อสะท้อนต้นทุนการผลิตและสามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงอื่นได้ตลอดอายุสัญญา

ปริมาณซื้อขายถูกกำหนดขึ้นจากปริมาณสำรองที่ทำการประเมิน ณ วันเจรจาสัญญา
ทั้งผู้ซื้อและผู้ขายมีข้อผูกพันที่ต้องทำการซื้อขายตามปริมาณที่กำหนด ในกรณีที่ผู้ซื้อไม่สามารถรับก๊าซฯ
ได้ตามปริมาณในสัญญา ผู้ขายจะได้รับหลักประกันโดยผู้ซื้อต้องจ่ายเงินให้แก่ผู้ขายครบตามจำนวน
และผู้ซื้อมีสิทธิรับก๊าซฯ นี้โดยไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมในปีถัดๆ ไป (Take-or-Pay)
และหากผู้ขายไม่สามารถจัดส่งก๊าซฯ ตามปริมาณที่ผู้ซื้อสั่งในวันใดวันหนึ่งได้
ผู้ซื้อสามารถรักษาสิทธิปรับผู้ขาย โดยการซื้อก๊าซฯ
ปริมาณดังกล่าวด้วยราคาลดลงตามที่กำหนดในแต่ละสัญญา

(2) คอนเดนเสทและน้ำมันดิบ

บริษัทจำหน่ายคอนเดนเสทและน้ำมันดิบส่วนใหญ่ให้แก่ตลาดในประเทศในราคาตามภาวะตลาด
โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ซื้อขายในภูมิภาค
โดยมีรูปแบบที่เป็นทั้งสัญญาระยะยาวและสัญญาระยะสั้นและบางส่วนจำหน่ายในตลาดจร

(3) ก๊าซแอลพีจี

บริษัทจำหน่ายก๊าซแอลพีจีจากโครงการเอส 1 ให้แก่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
โดยมีรูปแบบเป็นสัญญาระยะยาว ราคาขายอ้างอิงตามราคาประกาศหน้าโรงกลั่นที่กำหนดโดยรัฐบาล

4.3.2 ภาวะการแข่งขัน

ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีการแข่งขันไม่รุนแรง
ซึ่งเป็นผลมาจากลักษณะของตลาดที่ปริมาณความต้องการใช้มากกว่าปริมาณที่ผลิตได้
และรูปแบบการซื้อขายที่เป็นสัญญาระยะยาว
โดยมีการกำหนดเงื่อนไขเพื่อเป็นการรับประกันตลาดให้กับผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้

แม้ปี 2552 ภาวะเศรษฐกิจไทยจะหดตัวมาก จากวิกฤติเศรษฐกิจโลกในครึ่งปีแรก
แต่เศรษฐกิจไทยเริ่มฟื้นตัวดีขึ้นในครึ่งปีหลังและกลับมาขยายตัวเป็นบวกได้ในไตรมาสสุดท้ายต่อเนื่องจนถึงปี
2553 โดยคาดว่าในปี 2553 เศรษฐกิจจะขยายตัวที่ร้อยละ 3.3 ต่อปี
ซึ่งมีปัจจัยสนับสนุนสำคัญจากการใช้จ่ายของภาครัฐและภาคเอกชนที่มีแนวโน้มปรับตัวดีขึ้น
และจากการส่งออกสินค้าและบริการที่คาดว่าจะกลับมาขยายตัวตามการฟื้นตัวของเศรษฐกิจคู่ค้า
จากภาวะเศรษฐกิจที่ฟื้นตัวนี้คาดว่าจะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้พลังงานของประเทศปรับตัวดีขึ้นตามไปด้วย

สำหรับภาวะตลาดในระยะปานกลางถึงระยะยาว
ปริมาณความต้องการใช้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมยังคงมีแนวโน้มเติบโตอย่างต่อเนื่อง ปตท.สผ.
มุ่งมั่นที่จะเสาะหาแหล่งพลังงานใหม่ทั้งภายในและต่างประเทศให้เพียงพอกับความต้องการในประเทศที่เพิ่มขึ้น
โดยในปี 2552 นี้ บริษัทและผู้ร่วมทุน (บริษัท โททาล อีแอนด์พี ไทยแลนด์ และ บริษัท บีจี เอเชีย
แปซิฟิก พีทีอี จำกัด) ในฐานะผู้ขาย ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Gas Sales
Agreement หรือ GSA) ของแหล่งบงกชใต้ กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในฐานะผู้ซื้อ
โดยมีสาระสำคัญ คือ ปริมาณการซื้อขาย ก๊าซฯ 320 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และคาดว่าจะสามารถเริ่มทำการผลิตได้ประมาณช่วงระหว่างกลางปี 2555 ถึงกลางปี 2556
ซึ่งจะทำให้ปริมาณการซื้อขายตามสัญญาของโครงการบงกชรวมเป็น 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และบริษัทยังมีแผนพัฒนาโครงการเอ็ม 9 ในอ่าวเมาะตะมะ ซึ่งคาดว่าจะเริ่มผลิตก๊าซฯ ได้ในปี
2556 นอกจากนี้บริษัทยังมีแผนสำรวจทั้งในและต่างประเทศอีก 20 โครงการ
ซึ่งถือเป็นความพยายามในการขยายฐานการผลิตเพื่อสร้างความมั่นคงในการจัดหาพลังงานแก่ประเทศในระยะยาว

4.4 การผลิต

4.4.1 ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

  ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยทั่วไปสามารถแบ่งออกได้เป็น 4 ขั้นตอน ดังนี้

(1) ขั้นตอนการสำรวจ (Exploration Stage)

สำรวจธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์เบื้องต้น 

สำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) 

เจาะสำรวจ

(2) ขั้นตอนการประเมินผลและหาขอบเขต (Appraisal / Delineation Stage)

ศึกษาลักษณะธรณีวิทยาปิโตรเลียมในรายละเอียด และสำรวจคลื่นไหวสะเทือนเพิ่ม

เจาะประเมินผล

(3) ขั้นตอนการพัฒนา (Development Stage)

-   กำหนดแผนการพัฒนาที่เหมาะสม

-   ออกแบบ สร้างและติดตั้ง อุปกรณ์การผลิต และเจาะหลุมพัฒนา

-   ในการพัฒนาแหล่งในทะเล อุปกรณ์การผลิต ที่จะต้องสร้างและติดตั้ง
    ประกอบด้วยแท่นขุดหลุมผลิต (Wellhead Platform)
    แท่นกลางสำหรับใช้ในการควบคุมและสนับสนุนการผลิต (Production Platform)
    และแท่นที่ใช้เป็นที่พักอาศัย (Living Quarter)

(4) ขั้นตอนการผลิต (Production Stage)

    -   การผลิตน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติจะต้องผ่านระบบควบคุมความดันที่
        ปากหลุม (Christmas Tree) และอุปกรณ์การผลิตอื่น ๆ รวมทั้งมาตรวัด
        เพื่อให้ทราบอัตราการผลิตของแต่ละหลุม

    -   ติดตามอัตราการผลิต สัดส่วนของน้ำและปิโตรเลียม สัดส่วนของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ
        อัตราการลดลงของความดันของชั้นปิโตรเลียม และคาดการณ์อัตราการผลิตในอนาคต

    -   การซ่อมบำรุงหลุมผลิต จะดำเนินการเป็นประจำเพื่อเพิ่มอัตรา ระยะเวลา
        และประสิทธิภาพการผลิตให้สูงขึ้น

    -   ในอ่าวไทย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จะส่งไปยังโรงแยกก๊าซธรรมชาติและ
        โรงไฟฟ้า ส่วนคอนเดนเสท (Condensate) จะส่งไปเก็บในเรือขนาดใหญ่
        ก่อนจะถูกส่งไปยังโรงกลั่น

ทั้งนี้ ปตท.สผ. มีความพร้อมของบุคลากร เทคโนโลยี และเครื่องจักรอุปกรณ์
ที่จะสามารถดำเนินธุรกิจได้อย่างมีประสิทธิภาพตามเป้าหมายของบริษัทได้เป็นอย่างดี

4.4.2 ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองแบ่งออกเป็น 2 ประเภทใหญ่ ๆ ตามระดับความเชื่อมั่น คือ ปริมาณสำรอง
ที่พิสูจน์แล้ว (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
และมีลักษณะคล้ายกับแหล่งกักเก็บในบริเวณเดียวกันซึ่งมีการผลิตแล้วหรือสามารถจะผลิตได้
โดยวิเคราะห์จากการทดสอบการไหลของแหล่งกักเก็บ 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 2552
ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 219 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 5,650
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 1,099 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

4.4.3 ปริมาณการผลิต ของ ปตท.สผ.

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย0 ในปี 2552 คิดเป็น 95.8
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือประมาณ 262,466 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 14,766 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 6
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิต ส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเริ่มผลิตของโครงการอาทิตย์เหนือ

4.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

ในการดำเนินงานด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนั้น
ระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ดีถือเป็นส่วนสำคัญในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่อาจเกิดขึ้นจากกิจกรรมการดำเนินงานของบริษัท
โดยประเด็นด้านสิ่งแวดล้อมหลัก ๆ ในกิจกรรมของบริษัทมีดังต่อไปนี้

(1) การใช้ประโยชน์ที่ดินและสิ่งมีชีวิตทางทะเล
    จากแรงสั่นสะเทือนของการส่งคลื่นเสียงในขั้นตอนการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic
    Survey)

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

(3) คุณภาพอากาศ
    จากการปล่อยก๊าซที่ได้จากการเผาไหม้และการรั่วไหลของก๊าซธรรมชาติในกระบวนการผลิต

ในปัจจุบัน การควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมดังกล่าว อยู่ภายใต้การดูแลของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงาน ซึ่งเป็นหน่วยงานกำกับดูแลโดยตรง
และสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ที่กำหนดให้โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและได้รับอนุญาตก่อนเริ่มดำเนินโครงการ

เพื่อให้การดำเนินงานของบริษัทมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด
บริษัทได้กำหนดแนวทางและมาตรการการดำเนินการต่าง ๆ โดยสรุป ดังต่อไปนี้

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

(4) จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่างๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุดทั้งโครงการภายในประเทศและต่างประเทศ

(5) อัดฉีดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตกลับลงสู่ชั้นหินกักเก็บใต้ดิน

(6) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์
    ผิวดิน และปลา บริเวณรอบแท่นผลิต

(7) นำก๊าซที่จะนำไปเผาทิ้งมาใช้ประโยชน์ในการผลิตกระแสไฟฟ้าของโครงการ
    และนำกลับเข้าสู่ระบบท่อส่งแก๊ส เพื่อใช้เป็นพลังงานต่อไป

(8) จัดเตรียมแผนและอุปกรณ์ต่างๆเพื่อรองรับเหตุการณ์รั่วไหลของน้ำมันในระดับ Tier 1
    (< 20 tonnes) และได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกในกลุ่ม IESG (Industrial
    Environmental Safety Group)
    เพื่อเตรียมความพร้อมในการรับสถานการณ์รั่วไหลของน้ำมันในระดับ Tier 2 (20-1,000
    tonnes) และร่วมเป็นสมาชิกของ OSRL/EARL (Oil Spill Response Limited/East
    Asia Response Limited) โดยร่วมกับกลุ่ม ปตท.
    เพื่อเตรียมความพร้อมในการรองรับสถานการณ์หกรั่วไหลของน้ำมันในระดับ tier 3 (>
    1,000 tonnes) อีกด้วยโดยในกรณีของการรั่วไหลในแหล่งมอนทาร่า ปตท.สผ.
    ได้ประสานงานกับ EARL
    ที่ประเทศสิงคโปร์เพื่อเข้าร่วมดำเนินการในการกำจัดคราบน้ำมันโดยได้รับอนุญาตจากรัฐบาลออสเตรเลีย

(9) ดำเนินการจัดการของเสีย เช่น ของเสียที่ปนเปื้อนปรอท คราบน้ำมัน
    ที่เกิดจากการผลิตให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด

(10) จัดฝึกอบรมพนักงานเกี่ยวกับการจัดการความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อม
     เสริมสร้างและรณรงค์จิตสำนึกด้านความปลอดภัย มั่นคง อาชีวอนามัย
     และสิ่งแวดล้อมให้กับพนักงานโดยการฝึกอบรม และ การจัดทำเอกสารเผยแพร่รายเดือน
     เป็นต้น

(11) ให้ความร่วมมือและสนับสนุนบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
     สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย หน่วยราชการ และองค์กรต่าง ๆ
     ในการแก้ไขปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม
     และปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

ในช่วงเวลา 3 ปีที่ผ่านมาคือตั้งแต่ปี 2550 ถึงปี 2552
บริษัทได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด
และบริษัทยังได้ปรับปรุงการดำเนินงานเพื่อรักษา ควบคุม
และดูแลลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพอย่างต่อเนื่อง
โดยผ่านการตรวจสอบและรับรองระบบมาตรฐานการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001 จาก
บริษัท AJA Registrars LTD. ภายใต้การรับรองของ UKAS (United Kingdom
Accreditation Service) ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการดังต่อไปนี้

(1) โครงการบงกช ด้านการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(1) โครงการเอส 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(2) โครงการพีทีทีอีพี 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(3) โครงการฐานสนับสนุนการพัฒนาปิโตรเลียม ปตท.สผ.
    ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล

(4) อาคารสำนักงาน ปตท.สผ. ด้านการบริหารและการบริการบำรุงรักษาอาคารสำนักงาน

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

ในปัจจุบัน ปตท.สผ. ได้พัฒนาระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมของบริษัท
เพื่อให้สอดคล้องกับระบบมาตรฐานการจัดการสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001
ฉบับปรับปรุงใหม่และได้รับการรับรองมาตรฐาน ISO 14001: 2004 ในทุกหน่วยปฏิบัติการที่
ปตท.สผ.
เป็นผู้ดำเนินการเองและมีแผนที่จะพัฒนาระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมภายใต้มาตรฐานดังกล่าวในการดำเนินการโครงการในต่างประเทศซึ่งบริษัทเป็นผู้ดำเนินการเองอีกด้วย

สำหรับอัตราการการรั่วไหลของผลิตภัณฑ์ ในปี 2550, 2551 และ 2552 มีค่าเท่ากับ 0.07,
2.56 และ 1.19
ตัน/ล้านตันการผลิตตามลำดับในกรณีที่ไม่รวมกับกรณีการรั่วไหลของแหล่งมอนทาราและเมื่อรวมกับกรณีรั่วไหลของมอนทาราอัตราการรั่วไหลจะมีค่าเท่ากับ
318.75 ตัน/ล้านตันการผลิต
ซึ่งจะเห็นว่าอัตราการรั่วไหลของผลิตภัณฑ์ในปีที่ผ่านมามีค่าสูงกว่าในปีก่อนมาก ซึ่ง ปตท.สผ.
ได้ดำเนินการแก้ไขปัญหาเมื่อเกิดเหตุการณ์ดังกล่าวโดยเร่งด่วนตามที่ได้รับอนุมัติจากหน่วยงานของรัฐบาลในประเทศออสเตรเลียแล้วและ
บริษัทยังได้ดำเนินการสืบสวนหาสาเหตุที่แท้จริงของปัญหาเพื่อหาแนวทางแก้ไขในเชิงป้องกันอีกด้วย

ทางด้านความปลอดภัย บริษัทมีนโยบายที่ชัดเจนในการดำเนินงานของบริษัท
โดยมุ่งเน้นให้เกิดความสูญเสียน้อยที่สุด
ซึ่งที่ผ่านมาอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost
Time Injury Frequency Rate) ของ ปตท.สผ. ในปี 2550, 2551 และ 2552 มีค่าเท่ากับ
0.32, 1.24 และ 0.81 ตามลำดับ จะเห็นได้ว่า ในช่วงปี 2552 ที่ผ่านมา ปตท.สผ.
มีอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานลดลงกว่าปีที่ผ่านมาแต่ยังสูงกว่าที่ ปตท.สผ.
ตั้งเป้าหมายไว้

ในช่วงปีที่ผ่านมา ปตท.สผ.
ได้ดำเนินการการปรับปรุงระบบเอกสารที่ใช้เป็นมาตรฐานและแนวทางในการบริหารและจัดการด้านความปลอดภัย
ความมั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม เพื่อให้สามารถใช้ในการบริหารจัดการในหน่วยงานต่างๆ
ของบริษัททั้งภายในประเทศและต่างประเทศให้เป็นมาตรฐานเดียวกัน

อย่างไรก็ตาม เนื่องจากบริษัทมีการขยายการดำเนินงานของบริษัทอย่างต่อเนื่อง
การจัดเตรียมมาตรการด้านความปลอดภัยให้มีความเข้มงวดและครอบคลุมในทุก ๆ
หน่วยปฏิบัติการทั้งในและต่างประเทศจึงเป็นสิ่งที่ ปตท.สผ. ให้ความสำคัญ ในปี 2552 ที่ผ่านมา
บริษัทได้ดำเนินการเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้เหลือน้อยที่สุด
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่างๆ ด้านความปลอดภัย มั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงาน ทั้งในระดับบริหารและระดับปฏิบัติการ เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ
และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน
และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่าง ๆ
เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม (Behavior Based Safety)
รวมทั้งได้มีการจัดนิทรรศการและการประชุมต่างๆ สำหรับพนักงานและผู้รับเหมา
เพื่อส่งเสริมจิตสำนึกดังกล่าวในโอกาสต่าง ๆ กันอีกด้วย
และเพื่อเป็นการเน้นให้พนักงานทุกระดับได้เห็นถึงความสำคัญของการปฏิบัติตามมาตรฐานด้านความปลอดภัยในทุกระดับปฏิบัติการ
ได้มีการเยี่ยมเยียนของผู้บริหารในในพื้นที่ปฏิบัติการต่าง ๆ
บ่อยขึ้นทั้งในประเทศและต่างประเทศในปี
2552ที่ผ่านมาและได้มีการนำระบบประกันความน่าเชื่อถือและความปลอดภัยมาใช้ปฏิบัติในการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย
มั่นคงอาชีวอนามัยและสิ่งแวดล้อมของบริษัทอีกด้วย

ในการดำเนินการในช่วง 3 ปีที่ผ่านมา ปตท.สผ.
ได้มีการทุ่มเทงบประมาณลงทุนในโครงการควบคุมดูแลด้านสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ 98.0
ล้านบาทในปี 2550 จำนวนเงิน 141.7 ล้านบาท
ในปี 2551 และ 116.3 ล้านบาท ในปี 2552 ตามลำดับ

ในการบริหารจัดการสิ่งแวดล้อมเพื่อการพัฒนาที่ยั่งยืน (Sustainable Development) นั้น
ถึงแม้ว่าประเทศไทยจะไม่ใช่ประเทศในกลุ่ม Annex I
ซึ่งจะต้องทำการลดปริมาณแก๊สเรือนกระจกตามพิธีสารเกียวโต (Kyoto Protocol)
ภายใต้การให้สัตยาบันต่ออนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงภูมิอากาศ (United
Nations Flamework Convention on Climate Change, UNFCCC) แต่ ปตท.สผ.
ยังคงดำเนินการเพื่อสนับสนุนการลดปริมาณการปลดปล่อยแก๊สเรือนกระจกจากกิจกรรมของบริษัท
ทั้งในส่วนที่ต้องผ่านทางกลไกการพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism, CDM)
และโครงการที่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจอยู่แล้วและไม่ต้องดำเนินการผ่านกลไกลดังกล่าวไปพร้อมกัน

ในปี 2551 ปตท.สผ. ร่วมกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติในการการนำก๊าซที่ต้องเผาทิ้งของโครงการ
เอส 1 บริเวณฐานผลิตหนองตูม เอ มาใช้เพื่อประโยชน์ของชุมชน
โดยมีการลำเลียงแก๊สที่จะต้องเผาทิ้งไปยังศูนย์กลางผลผลิตทางการเกษตรหนองตูม
เพื่อการผลิตผลิตภัณฑ์ทางการเกษตรของท้องถิ่น เช่น กล้วยทอด เผือกทอด และฟักทองทอดเป็นต้น
โครงการนี้แล้วเสร็จสมบูรณ์เมื่อเดือนตุลาคม 2551
และสามารถนำก๊าซที่จะต้องเผาทิ้งมาใช้ประโยชน์ได้วันละ 0.04 ล้านลูกบาศก์ฟุต
ซึ่งช่วยให้ประชาชนในชุมชนดังกล่าวสามารถประหยัดค่าก๊าซหุงต้มได้หลายล้านบาทและยังเป็นการช่วยลดปริมาณการปลดปล่อยแก๊สเรือนกระจกจากกิจกรรมของ
ปตท.สผ. อีกด้วย

นอกจากนี้ ในปี 2552 ที่ผ่านมา ปตท.สผ.
พิจารณาดำเนินการนำก๊าซที่ต้องเผาทิ้งของแหล่งเสาเถียร เอ ในโครงการเอส 1
มาใช้ในรูปแบบต่างๆและอยู่ในระหว่างการพัฒนาโครงการโครงการภายใต้กลไกลการพัฒนาที่สะอาดและดำเนินการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการต่างๆ
ในส่วนของสัมปทานการขุดเจาะและผลิตปิโตรเลียมในแหล่งบงกชเพื่อดำเนินการลดแก๊สเรือนกระจกตามกลไกการพัฒนาที่สะอาดต่อไปอีกด้วย
โดยในส่วนของโครงการดังกล่าว ปตท.สผ.
กำลังอยู่ในระหว่างดำเนินการศึกษารายละเอียดของการออกแบบทางวิศวกรรมเพื่อประกอบการพิจารณาดำเนินการโครงการต่อไป