3. การประกอบธุรกิจของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย

3.1 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

ปตท.สผ. และบริษัทย่อยดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท) โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท.สผ.
ดำเนินโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำนวน 34 โครงการ และ 40 โครงการลงทุน
ดังที่กล่าวมาแล้วตามข้อ 2.2.1 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

3.2 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 สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม⁴ตั้งแต่ปี 2514 –
  2532 และสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกที่ออกก่อนปี 2525

  Thailand II⁵ สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกทั้งหมด ที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม⁴
  ตั้งแต่ปี 2525 – 2532

  Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม⁴ ตั้งแต่ปี 2533

___________________________

⁴ ปัจจุบันคือกระทรวงพลังงาน

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

Thailand III ทั้งหมดแล้ว

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          | ปีนับจากว          |
|            | ันสิ้นระยะเวลาสำรวจ | ันสิ้นระยะเวลาสำรวจ | ันสิ้นระยะเวลาสำรวจ |
|            | 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 2549 ปตท.สผ. และบริษัทย่อยจำหน่ายน้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท
ในอัตราเฉลี่ยวันละ 169,348 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นร้อยละ 10.30 จากปี 2548
คิดเป็นมูลค่าทั้งปีเท่ากับ 86,339 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 30 จากปี 2548
ปริมาณและรายได้จากการขายสรุปได้ดังนี้

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

  น้ำมันดิบ (ล้านบาร์เรล)      13                      30,076

  ก๊าซธรรมชาติ              254,916                 39,810
  (ล้านลูกบาศก์ฟุต)                                   

  ก๊าซแอลพีจี (เมตริกตัน)      96,518                  1,060

  คอนเดนเสท (ล้านบาร์เรล)   6.64                    15,393
  ----------------------- ----------------------- -----------------------

3.3.1 นโยบายและลักษณะการตลาด

ด้วยวิสัยทัศน์ของ ปตท.สผ. ที่มุ่งมั่นจะเติบโตเพื่อสนองความต้องการปิโตรเลียมของประเทศ
จึงมีนโยบายจำหน่ายผลิตภัณฑ์จากแหล่งผลิตทั้งในและต่างประเทศให้แก่ตลาดในประเทศไทยเป็นหลัก
ลูกค้าหลักของบริษัทคือ ปตท. นำเอาผลิตภัณฑ์ไปผ่านกระบวนการแยกและผลิต
เพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงและวัตถุดิบสำหรับใช้ในธุรกิจการผลิตไฟฟ้า ปิโตรเคมี ภาคขนส่ง
ภาคอุตสาหกรรม และใช้ในครัวเรือนในรูปแบบก๊าซหุงต้มต่อไป

(1) ก๊าซธรรมชาติ

ปตท.สผ.
จำหน่ายก๊าซธรรมชาติทั้งหมดจากโครงการในประเทศและภูมิภาคใกล้เคียงในรูปแบบสัญญาระยะยาว
20-30 ปีให้แก่ตลาดในประเทศ
ก๊าซธรรมชาติจากโครงการนอกชายฝั่งขนส่งทางทะเลผ่านระบบท่อส่งก๊าซของ ปตท. ทั้ง 3
เส้นในพื้นที่อ่าวไทย และก๊าซธรรมชาติจากสหภาพเมียนมาร์ขนส่งทางระบบท่อของ MGTC และ TPC
ซึ่ง PTTEPO มีสัดส่วนการลงทุนอยู่ประมาณร้อยละ 25.5 และ 19.3 ตามลำดับ
นอกจากนี้ยังมีการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติจากโครงการบนบก ได้แก่ โครงการอี 5
และโครงการภูฮ่อม ซึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าน้ำพอง
และก๊าซธรรมชาติที่เป็นผลพลอยได้จากการผลิตน้ำมันดิบที่โครงการเอส 1
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าลานกระบือ

สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเป็นสัญญา Take-or-Pay
เพื่อประกันรายได้จากการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติก่อนที่บริษัทจะลงทุนเพื่อพัฒนาแหล่งผลิต
โดยจะกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำในแต่ละปีและกำหนดสูตรราคาที่อ้างอิงดัชนีทางเศรษฐกิจ
และราคาน้ำมันเตา เพื่อให้มั่นใจว่าราคาก๊าซที่จำหน่ายสะท้อนต้นทุนการผลิตที่อาจเปลี่ยนแปลงได้
ในขณะเดียวกันก็สามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงอื่นๆ ได้ตลอดอายุสัญญา

การลงทุนในโครงการต่างประเทศนั้น หากค้นพบปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์
ปตท.สผ. จะหาลูกค้าในพื้นที่ใกล้เคียงแหล่งผลิต
เนื่องจากไม่สามารถขนส่งก๊าซธรรมชาติกลับมาที่ประเทศไทยได้
การจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในโครงการต่างประเทศจึงขึ้นอยู่กับโครงสร้างของตลาดในแต่ละประเทศที่ไปลงทุน
เช่น โครงการโอมาน 44 ซึ่ง PTTEP OM ได้ลงนามสัญญาซื้อขายกับรัฐบาลรัฐสุลต่านโอมานในปี
2548 ทั้งนี้ ในส่วนของคอนเดนเสทและน้ำมันดิบจากโครงการดังกล่าว ปตท.สผ.
ยังคงจำหน่ายให้แก่ ปตท. เพื่อนำมาใช้ภายในประเทศ

ในปี 2549 ปตท.สผ. ลงนามและทำข้อตกลงที่เกี่ยวข้องกับการซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ดังนี้

-   เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2549 บริษัท ปตท.สผ.ส.
    ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่เป็นผลพลอยได้จากฐานผลิตน้ำมันดิบประดู่เฒ่า-เอ
    ในโครงการเอส 1 กับบริษัทราชบุรีพลังงาน จำกัด ในอัตราประมาณวันละ 0.4
    ล้านลูกบาศก์ฟุต เป็นเวลา 8 ปี คาดว่าจะเริ่มทดสอบการผลิตกระแสไฟฟ้าได้ในไตรมาสที่ 2
    ของปี 2550
    ทั้งนี้ถือเป็นความสำเร็จอย่างสูงในการนำก๊าซธรรมชาติที่เป็นผลพลอยได้จากฐานผลิตน้ำมันมาใช้ให้เกิดประโยชน์แทนการเผาทิ้ง

-   เมื่อวันที่ 1 กันยายน 2549 ปตท.สผ.อ.
    และผู้ร่วมทุนโครงการยาดานาซึ่งอยู่ในบริเวณอ่าวเมาะตะมะ ประเทศสหภาพเมียนมาร์ ได้แก่
    บริษัท โททาล อีแอนด์พี เมียนมาร์ บริษัท ยูโนแคล เมียนมาร์ ออฟชอร์ จำกัด
    และองค์การน้ำมันและก๊าซแห่งสหภาพเมียนมาร์ ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซแก้ไขเพิ่มเติมกับ
    ปตท. เพื่อเพิ่มปริมาณซื้อขายก๊าซตามสัญญาจากวันละ 525 ล้านลูกบาศก์ฟุตเป็น 565
    ล้านลูกบาศก์ฟุต ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2549 ทั้งนี้ ปตท.สผ.อ. มีสัดส่วนการลงทุนร้อยละ
    25.50 ในโครงการยาดานา

นอกจากนี้ ปตท.สผ. มีโครงการที่เริ่มผลิตและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติจำนวน 1 โครงการ คือ

-   โครงการภูฮ่อม ซึ่ง ปตท.สผ.เป็นผู้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 20
    เริ่มผลิตและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้แก่ ปตท. ในเดือนพฤศจิกายน
    ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติลงวันที่ 19 กรกฎาคม 2548
    โดยกำลังการผลิตในระยะเริ่มแรกเท่ากับ 60 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

    (2) น้ำมันดิบและคอนเดนเสท

ปตท.สผ. จำหน่ายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทส่วนใหญ่แก่ตลาดในประเทศในราคาตามภาวะตลาด
โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ซื้อขายในภูมิภาค
การจำหน่ายคอนเดนเสทและน้ำมันดิบของบริษัทมักจะเป็นรูปแบบสัญญาระยะยาว
มีบางส่วนเป็นสัญญาระยะสั้น และจำหน่ายในตลาดจร
เพื่อเพิ่มช่องทางการตลาดและเพิ่มโอกาสในการสร้างมูลค่าจากน้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ผลิตได้

ในปี 2549 ปตท.สผ. ลงนามสัญญาซื้อขายคอนเดนเสทและน้ำมันดิบจากโครงการใหม่ ดังนี้

-   เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2549 ปตท.สผ. ปตท.สผ.ส. และผู้ร่วมทุนโครงการภูฮ่อม คือ เฮสส์
    (ประเทศไทย) จำกัด อพิโก แอลแอลซี จำกัด และบริษัทเอ็กซอนโมบิลเอ็กซ์โพลเรชั่น แอนด์
    โพรดักชั่น โคราช อิงค์ จำกัด
    ได้ลงนามสัญญาซื้อขายคอนเดนเสทที่เป็นผลพลอยได้จากการผลิตก๊าซธรรมชาติกับ ปตท.
    โดยประมาณการอัตราการผลิตในช่วงเริ่มต้นเท่ากับ 420 บาร์เรลต่อวัน
    และเริ่มจำหน่ายตั้งแต่ไตรมาสที่ 4 ของปี 2549

-   เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2549 PTTEP OM ลงนามสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบกับ ปตท.
    เพื่อจำหน่ายน้ำมันดิบจากโครงการโอมาน 44 สัญญาดังกล่าวมีระยะเวลา 1 ปี
    และนับเป็นครั้งแรกที่ ปตท.สผ. จำหน่ายน้ำมันดิบจากแหล่งปิโตรเลียมต่างประเทศให้กับ
    ปตท.

    3.3.2 ภาวะการแข่งขัน

ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมภายในประเทศมีภาวะการแข่งขันไม่รุนแรง
ก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสทซื้อขายกันในแบบสัญญาระยะยาว
ซึ่งเป็นการรับประกันตลาดให้กับผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้น ส่วนน้ำมันดิบซื้อขายในแบบสัญญาทั้งระยะยาว
และระยะสั้น และยังส่งออกในตลาดจร
ทั้งนี้แม้จะไม่มีสัญญาซื้อขายระยะยาวเพื่อรองรับการผลิตทั้งหมดจากภายในประเทศ
น้ำมันดิบที่ผลิตได้ก็ยังมีข้อได้เปรียบในการแข่งขันกับน้ำมันดิบจากต่างประเทศ
ทั้งในเรื่องค่าขนส่งและสิทธิประโยชน์ทางภาษีตาม พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
และเนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันสูงกว่าอุปทานจากในประเทศอยู่มาก
จึงอาจกล่าวได้ว่าไม่มีการแข่งขันระหว่างผู้ผลิตในประเทศด้วยกันเอง

เนื่องจากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เติบโตอย่างต่อเนื่อง ทำให้ ปตท.
มีแผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวในปี 2555
อย่างไรก็ดีคาดว่าการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวจะไม่ทำให้ภาวะการแข่งขันเพิ่มสูงขึ้น
เนื่องจากประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงกว่าอุปทานจากภายในประเทศและภูมิภาคใกล้เคียงที่สามารถขนส่งทางท่อได้
นอกจากนี้ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตในประเทศและภูมิภาคใกล้เคียงยังได้เปรียบในการแข่งขันกับก๊าซธรรมชาติเหลวในด้านราคา
เพราะมีต้นทุนที่ต่ำกว่า

การลงทุนในโครงการต่างประเทศนั้น ปตท.สผ.
ได้ศึกษาช่องทางการตลาดเพื่อพิจารณาประกอบก่อนตัดสินใจลงทุน ซึ่งในปี 2550 โครงการโอมาน
44 จะเริ่มการผลิตในเชิงพาณิชย์ โดยจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในรูปแบบสัญญา Take-or-Pay
ให้แก่รัฐบาลรัฐสุลต่านโอมาน และจำหน่ายน้ำมันดิบโอมานในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้
ประเทศไทยเป็นตลาดสำคัญของน้ำมันดิบโอมาน
เนื่องจากโรงกลั่นในประเทศต้องการใช้ในปริมาณสูงอย่างต่อเนื่อง

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 2549
ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 156 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 5,001
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 923 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ทั้งนี้
ไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่เพิ่งสำรวจพบในแปลงสำรวจ บี, แปลงสำรวจ 48/95, แปลงสำรวจ
52/97, แปลงสำรวจ 16-1 นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม แปลงสำรวจ G4/43 ในอ่าวไทย
แปลงสำรวจของโครงการพม่า เอ็ม 7 และ เอ็ม 9 ในอ่าวมะตะบัน และ แปลงสำรวจ 433a &
416b ในประเทศอัลจีเรีย เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์

3.4.3 ปริมาณการผลิต ของ ปตท.สผ.

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย0 ในปี 2549 คิดเป็น 71
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือ ประมาณ 194,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 10,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 5
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิต ส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการบี 8/32 และ
9 เอ โครงการไพลิน และโครงการบงกช การเริ่มการผลิตของโครงการภูฮ่อม
และโครงการโอมาน 44 ในรอบปีที่ผ่านมา

3.5 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
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุดทั้งโครงการภายในประเทศและต่างประเทศ

(5) อัดฉีดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตกลับลงสู่ชั้นหินกักเก็บใต้ดิน

(6) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์ผิวดิน
    และปลา บริเวณรอบแท่นผลิต

(7) นำก๊าซที่จะนำไปเผาทิ้งมาใช้ประโยชน์ในการผลิตกระแสไฟฟ้าของโครงการ
    และนำกลับเข้าสู่ระบบท่อส่งแก๊ส เพื่อใช้เป็นพลังงานต่อไป

(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 2547 ถึงปี 2549
บริษัทได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด
และบริษัทยังได้ปรับปรุงการดำเนินงานเพื่อรักษา ควบคุม
และดูแลลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพอย่างต่อเนื่อง
โดยผ่านการตรวจสอบและรับรองระบบมาตรฐานการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001 จาก
บริษัท AJA Registrars LTD. ภายใต้การรับรองของ UKAS (United Kingdom
Accreditation Service) ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการดังต่อไปนี้

(1) โครงการพีทีทีอีพี 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(1) อาคารสำนักงาน ปตท.สผ. ด้านการบริหารและการบริการบำรุงรักษาอาคารสำนักงาน

(2) โครงการบงกช ด้านการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(3) โครงการฐานสนับสนุนการพัฒนาปิโตรเลียม ปตท.สผ.
    ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล

(4) โครงการเอส 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

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

ในปี 2549 ปตท.สผ. ได้พัฒนาระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมของบริษัท
เพื่อให้สอดคล้องกับระบบมาตรฐานการจัดการสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001
ฉบับปรับปรุงใหม่และได้รับการรับรองมาตรฐาน ISO 14001: 2004 ในทุกหน่วยปฏิบัติการที่
ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการเอง

ทางด้านความปลอดภัย บริษัทมีนโยบายที่ชัดเจนในการดำเนินงานของบริษัท
โดยมุ่งเน้นให้เกิดความสูญเสียน้อยที่สุด
ซึ่งที่ผ่านมาอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost
Time Injury Frequency Rate) ของ ปตท.สผ. ในปี 2547, 2548 และ 2549 มีค่าเท่ากับ
1.03 , 0.41 และ 0.34 ตามลำดับ จะเห็นได้ว่า ในปี 2549
ปตท.สผ.มีอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานดีขึ้นเนื่องจากได้มีการดำเนินการเพื่อการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย
ความมั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม อย่างเป็นระบบ
และดำเนินการประเมินความเสี่ยงด้านความปลอดภัย ความมั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม
(SSHE CASE)
สำหรับกิจกรรมต่างๆในการปฏิบัติการบนแท่นขุดเจาะและผลิตก๊าซและคอนเดนเสทบงกชเพื่อดำเนินการลดความเสี่ยงในเชิงป้องกัน
(Proactive )
และลดความเสี่ยงในการดำเนินกิกรรมต่างๆให้อยู่ในระดับที่ต่ำที่สุดที่เป็นไปได้ในทางปฏิบัติ ( As
Low As Reasonably Practicable, ALARP)

สำหรับสถิติปริมาณการเกิดการรั่วหกของผลิตภัณฑ์ ในปี 2547, 2548 และ 2549 มีค่าเท่ากับ
1.30, 31.86 และ 4.17 ตัน/ล้านตันการผลิตตามลำดับ
ซึ่งจะเห็นว่าปริมาณการรั่วหกของผลิตภัณฑ์ในปีที่ผ่านมามีค่าลดลงกว่าในปี 2548
มากเนื่องจากมาตรฐานการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย ความมั่นคง อาชีวอนามัย
และสิ่งแวดล้อมที่ได้มีการปรับปรุงขึ้นอย่างต่อเนื่อง

อย่างไรก็ตาม เนื่องจากบริษัทมีการขยายการดำเนินงานของบริษัทอย่างต่อเนื่อง
การจัดเตรียมมาตรการด้านความปลอดภัยให้มีความเข้มงวดและครอบคลุมในทุกๆหน่วยปฏิบัติการทั้งในและต่างประเทศจึงเป็นสิ่งที่
ปตท.สผ. ให้ความสำคัญ ในปี 2550
บริษัทได้จัดเตรียมแผนการและเป้าหมายที่จะปรับปรุงการดำเนินการของบริษัทเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้เหลือน้อยที่สุด
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่างๆ ด้านความปลอดภัย มั่นคง สุขอนามัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงาน ทั้งในระดับบริหารและระดับปฏิบัติการ เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ
และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน
และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่างๆ
เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม โดย ปตท.สผ.
ได้มีการลงทุนในโครงการควบคุมดูแลด้านสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ 14.7 ล้านบาทในปี
2547 จำนวนเงิน 67.2 ล้านบาท ในปี 2548 และ 78.7 ล้านบาท ในปี 2549 เพิ่มขึ้นเป็นลำดับ

ในการบริหารจัดการสิ่งแวดล้อมเพื่อการพัฒนาที่ยั่งยืน(Sustainable Development) นั้น
ถึงแม้ว่าประเทศไทยจะไม่ใช่ประเทศในกลุ่ม Annex I ซึ่งจะต้องทำการลดปริมาณแก๊สเรือนกระจก
ตามพิธีสารเกียวโต (Kyoto Protocol)
ภายใต้การให้สัตยาบันต่ออนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงภูมิอากาศ (United
Nations Flamework Convention on Climate Change, UNFCCC) แต่ปตท.สผ.
ยังคงดำเนินการเพื่อสนับสนุนการลดปริมาณการปลดปล่อยแก๊สเรือนกระจกจากกิจกรรมของบริษัทฯ
ทั้งในส่วนที่ต้องผ่านทางกลไกลการพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism, CDM)
และโครงการที่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจอยู่แล้วและไม่ต้องดำเนินการผ่านกลไกลดังกล่าวไปพร้อมกัน

โดยในปีที่ผ่านมา
นอกเหนือจากการดำเนินการติดตั้งระบบนำแก๊สที่จะนำไปเผาทิ้งกลับมาใช้ประโยชน์ใหม่ (Flare
Gas Recovery Unit, FGRU) เพิ่มเติม ที่แท่นผลิตแก๊สและคอนเดนเสทบงกช
ซึ่งคาดว่าจะลดการปล่อยแก๊สเรือนกระจกออกสู่บรรยากาศได้ประมาณปีละ 250,000
ตันเทียบเท่าตันคาร์บอนไดออกไซด์ ซึ่งโครงการดังกล่าวถือว่าเป็นโครงการที่คุ้มค่าต่อการลงทุน
บริษัทฯยังได้ดำเนินการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการต่างๆในส่วนของสัมปทานการขุดเจาะและผลิตปิโตรเลียมในแหล่งบงกชเพื่อดำเนินการลดแก๊สเรือนกระจกตามกลไกลการพัฒนาที่สะอาดต่อไปอีกด้วย