-----------------------------------------------------------------------
  5. การประกอบธุรกิจของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย

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

5.1 ลักษณะทั่วไป

ปตท.สผ. ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจึงต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.
2514 ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่าง ๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปของค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และสิทธิพิเศษอื่น ๆ
ทั้งนี้ ประเด็นสำคัญในการประกอบธุรกิจปิโตรเลียม ได้แก่

5.1.1 การกำหนดพื้นที่สัมปทาน

กรมทรัพยากรธรณี กระทรวงอุตสาหกรรม ในฐานะหน่วยงานที่รับผิดชอบจะเป็น
ผู้กำหนดพื้นที่สัมปทาน โดยแบ่งพื้นที่ออกเป็นแปลง (Block) และเชิญชวนให้บริษัทน้ำมันต่าง ๆ
เข้ามายื่นขอสัมปทานสำหรับขั้นตอนการอนุมัติสัมปทานนั้น
คณะกรรมการปิโตรเลียมเป็นผู้พิจารณาคำขอสัมปทาน
โดยมีคณะอนุกรรมการเป็นผู้กลั่นกรองข้อมูลตามคำขอในเบื้องต้น
และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม
โดยได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเป็นผู้มีอำนาจให้สัมปทานและลงนามในสัมปทาน ทั้งนี้
หลักเกณฑ์ในการอนุมัติสัมปทานแต่ละแปลงนั้น รัฐจะพิจารณาถึงคุณสมบัติของผู้ยื่นคำขอแต่ละราย
โดยดูว่ามีการนำเงินทุนเข้ามาใช้ในการสำรวจปิโตรเลียมอย่างเหมาะสม
การถ่ายทอดความรู้และเทคโนโลยี การว่าจ้างแรงงานในประเทศ
รวมทั้งพิจารณาถึงผลประโยชน์สูงสุดที่รัฐพึงได้ เป็นต้น

5.1.2 ลักษณะของผู้ประกอบการ

สัมปทานปิโตรเลียมหนึ่ง ๆ อาจออกให้แก่ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire) รายเดียว
หรือผู้รับสัมปทานร่วม (Co-Concessionaire) ตั้งแต่ 2 รายขึ้นไปได้
เนื่องจากลักษณะธุรกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมค่อนข้างจะมีความเสี่ยงสูงในระดับหนึ่ง ดังนั้น
ผู้รับสัมปทานจึงมักจะจัดหาบริษัทอื่นเข้ามารับสัมปทานร่วมด้วย
หรือเข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียม (Co-Venturer) ด้วย เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยง
ในการลงทุน
โดยผู้เข้าร่วมทุนในโครงการภายหลังนี้อาจจะต้องชำระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นก่อนการเข้าร่วมโครงการให้แก่ผู้รับสัมปทานหรือผู้ร่วมทุนเดิม
ในการร่วมทุนข้างต้นจะมีบริษัทหนึ่งเป็นผู้ดำเนินงาน (Operator)
เพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตแทนผู้ร่วมทุนอื่น ภายใต้การควบคุมของคณะกรรมการจัดการ
ซึ่งประกอบด้วยตัวแทนจากผู้ร่วมทุนแต่ละราย
และสำหรับบริษัทผู้ร่วมทุนอื่นซึ่งมิได้เป็นผู้ดำเนินงานจะถูกเรียกว่า ผู้ร่วมทุน (Non-Operator)
โดยทั้งนี้ ผู้ดำเนินงานจะเป็นผู้กำหนดแผนการเงินที่จะเรียกเก็บ (Cash Call)
จากผู้ร่วมทุนเพื่อนำมาใช้จ่ายในโครงการ
ผู้ร่วมทุนจะมีส่วนในการตัดสินใจทางเทคนิคและในทางการเงิน
โดยผ่านตัวแทนของตนในคณะกรรมการจัดการ (Management Committee)
โดยทั่วไปบริษัทปิโตรเลียมหนึ่ง ๆ
เมื่อสะสมประสบการณ์ได้พอสมควรแล้วมักจะผันตนเองเข้าเป็นผู้ดำเนินงาน
เพื่อให้มีบทบาทมากยิ่งขึ้นในการจัดการและบริหารงาน

5.1.3 ลักษณะการดำเนินงานและการตัดสินใจลงทุน

โดยทั่วไปแล้วก่อนที่บริษัทน้ำมันจะตัดสินใจเข้าลงทุนในการสำรวจปิโตรเลียมนั้น
จะต้องพิจารณาถึงโอกาสที่การสำรวจจะประสบผลสำเร็จ ปัจจัยความเสี่ยงต่าง ๆ ในการลงทุน
โดยจะต้องมีการศึกษาข้อมูล เพื่อวิเคราะห์ศักยภาพของพื้นที่ว่าจะมีปิโตรเลียมสูงเพียงใด
และมีสมรรถนะในเชิงพาณิชย์หรือไม่ ตลอดจนสถิติของอัตราส่วนความสำเร็จ (Success Ratio)
ของการเจาะหลุมสำรวจในพื้นที่ใกล้เคียงด้วย ทั้งนี้
เมื่อเห็นว่าคุ้มค่าต่อการลงทุนในระยะการสำรวจแล้วจึงจะยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม
หรือเข้าร่วมทุนในสัมปทานปิโตรเลียมที่มีการขอไว้แล้ว

เมื่อบริษัทน้ำมันได้รับอนุมัติพื้นที่สัมปทานให้เข้าไปดำเนินการสำรวจแหล่งปิโตรเลียม
และเริ่มงานสำรวจ ซึ่งโดยปกติจะใช้เวลาในการสำรวจขั้นต้นประมาณ 2 – 3 ปี
จนเมื่อพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมก็จะเปรียบเทียบมูลค่าเงินลงทุนที่ต้องใช้ในช่วงการพัฒนาแหล่งผลิต
กับมูลค่าการขายปิโตรเลียมตามปริมาณสำรองในส่วนที่คาดว่าจะผลิตขึ้นมาได้
หากพบว่าเป็นการลงทุนพัฒนาที่คุ้มค่าก็จะถือว่าแหล่งปิโตรเลียมนั้นมีศักยภาพในเชิงพาณิชย์
โดยผู้ดำเนินงานจะต้องยื่นขออนุมัติให้แหล่งปิโตรเลียมนั้นเป็นพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมและเริ่มทำการผลิตในแหล่งนั้นไปก่อน
ทั้งนี้ ผู้ดำเนินงานยังคงสามารถทำการสำรวจพื้นที่
ที่เหลือต่อไปได้ หากยังอยู่ในระยะเวลาสำรวจตามที่กำหนดในสัมปทาน
ในช่วงของการขออนุมัติพื้นที่ผลิตนี้ ผู้ดำเนินงานจะต้องมีความมั่นใจในการลงทุน
เนื่องจากการลงทุนเพื่อพัฒนาการผลิตดังกล่าวจะมีมูลค่าสูงมาก ดังนั้น
จึงต้องติดต่อจัดหาผู้ซื้อปิโตรเลียมไว้ล่วงหน้า และจัดทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมระยะยาว (Sales
Agreement) ในปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับซื้อปิโตรเลียมรายใหญ่ที่สุดในประเทศ สำหรับสาระสำคัญ
โดยปกติในสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมจะประกอบด้วย วิธีการกำหนดราคาซื้อขาย
และกำหนดปริมาณปิโตรเลียมที่จะส่งมอบ ทั้งนี้
เมื่อถึงกำหนดเริ่มสัญญาผู้ซื้อจะต้องรับผิดชอบต่อผลผลิตปิโตรเลียมทันทีเมื่อมีการผลิต
โดยในการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในประเทศจะซื้อขายกันที่ปากหลุมผลิต
ส่วนการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในต่างประเทศจะทำการซื้อขายที่เขตชายแดนประเทศไทย
ปตท. จึงต้องเป็นผู้จัดวางท่อส่งก๊าซที่สามารถรองรับ
ได้ตามปริมาณผลิตที่ระบุไว้ตามสัญญา สำหรับการซื้อขายน้ำมันดิบจะซื้อขายกันที่โรงกลั่นน้ำมันของผู้ซื้อ
ส่วนการซื้อขายคอนเดนเสทจะทำการซื้อขายที่ Floating Storage Unit (FSU)
ใกล้บริเวณหลุมผลิต

5.1.4 ลักษณะของกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจ

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

-   

-   ผู้ขอสัมปทานต้องเป็นบริษัทจำกัด หรือนิติบุคคลที่มีสภาพเช่นเดียวกับบริษัทจำกัด
    ซึ่งจัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย หรือกฎหมายต่างประเทศ อย่างไรก็ตาม
    ผู้ได้รับสัมปทานจะต้องเป็นบริษัทจำกัดที่จัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย

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

-   อัตราภาษีเงินได้ปิโตรเลียมเก็บในอัตราไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 แต่ไม่เกิน
    ร้อยละ 60 ของกำไรสุทธิที่ได้จากกิจการปิโตรเลียม

-   ดอกเบี้ยจ่าย ไม่สามารถนำมาคำนวณเป็นรายจ่ายทางภาษีได้

-   ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire) แต่ละรายมีสิทธิได้รับสัมปทานไม่เกิน 4 แปลง
    เว้นแต่กรณีที่รัฐมนตรีเห็นสมควรอาจจะอนุญาตให้ผู้ขอสัมปทานได้รับสัมปทานเพิ่มขึ้นอีกหนึ่งแปลงสำรวจ

  Thailand I สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรมตั้งแต่ปี 2514 – 2532
  และสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกที่ออกก่อนปี 2525

Thailand II[1]¹ สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกทั้งหมด ที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม
ตั้งแต่ปี 2525 – 2532

  Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรมตั้งแต่ปี 2533

 5.1.5 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        |
+------------+------------------+------------------+------------------+

 

5.2 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

ปตท.สผ. และ ปตท.สผ.อ. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท) โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2544 ปตท.สผ. และ ปตท.สผ.อ.
ดำเนินโครงการต่าง ๆ จำนวน 14โครงการ[2] ดังที่กล่าวมาแล้ว โดยคำนิยามของผลิตภัณฑ์เป็น
ดังนี้

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

ไฟฟ้า : ในปี 2543 ที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้นครั้งที่ 1/2543 เมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2543 ได้อนุมัติให้
ปตท.สผ. โดย ปตท.สผ.อ. เข้าลงทุนในธุรกิจผลิตไฟฟ้าของ บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด
ในสัดส่วนร้อยละ 26 มูลค่า 35.88 ล้านดอลลาร์สหรัฐ หรือประมาณ 1,400 ล้านบาท โดยปัจจุบัน
บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (TOP) เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายย่อยภายใต้โครงการ SPP
ด้วยโรงไฟฟ้าขนาด 117.5 เมกกะวัตต์ ซึ่งได้ทำการผลิตในเชิงพาณิชย์แล้วมาตั้งแต่ปี 2541 และ
TOP ยังถือหุ้นร้อยละ 56 ในบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (IPT)
ซึ่งได้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าขนาด 700 เมกกะวัต์ เสร็จสิ้น
และเริ่มทำการผลิตในเชิงพาณิชย์ส่งให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตฯ มาตั้งแต่ 15 สิงหาคม 2543

ท่อขนส่งก๊าซฯ : ส่วนบริษัท พีทีที ออฟชอร์ อินเวสเมนต์ จำกัด (PTTEP)
ประกอบธุรกิจหลักในการลงทุนในบริษัทอื่น ได้แก่ การร่วมลงทุนใน Moattama Gas
Transportation Co. (MGTC) สัดส่วนร้อยละ 25.5 และใน Taninthayi Pipeline
Company LLC (TPC) ร้อยละ 14.1667
เพื่อดำเนินธุรกิจในการวางท่อก๊าซจากโครงการยาดานาและโครงการเยตากุนในประเทศสหภาพพม่ามายังชายแดนไทย
ตามลำดับ

5.3 การผลิต

5.3.1 ขั้นตอนและเทคโนโลยีการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยทั่วไปสามารถแบ่งออกได้เป็น 4 ขั้นตอนใหญ่ ๆ
ซึ่งได้เคยกล่าวไว้โดยละเอียดในแบบเปิดเผยข้อมูลประจำปีในปีที่ผ่านๆ มาแล้ว ซึ่งอาจสรุปได้ดังนี้

(1) (1) ขั้นตอนการสำรวจ (Exploration Stage) กระทำโดยการ

สำรวจธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์เบื้องต้น 

การสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) 

การแปลความหมายข้อมูลจากการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 

การเจาะสำรวจ

(2) (2) ขั้นตอนการประเมินผลและหาขอบเขต (Appraisal / Delineation Stage)
    กระทำโดย

ศึกษาลักษณะธรณีวิทยาปิโตรเลียมในรายละเอียด และสำรวจคลื่นไหวสะเทือนเพิ่ม

เจาะประเมินผล

(3) (3) ขั้นตอนการพัฒนา (Development Stage) กระทำโดย

กำหนดแผนการพัฒนาที่เหมาะสม 

สร้างและติดตั้งแท่นหลุมผลิต อุปกรณ์การผลิต และเจาะหลุมพัฒนา 

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

(4) 

(5) (4) ขั้นตอนการผลิต (Production Stage)

การผลิตน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติ จะต้องผ่านระบบควบคุมความดันที่ 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

2.  ปริมาณสำรองปิโตรเลียม และปริมาณการผลิต[3]

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2544 ปตท.สผ. และบริษัทย่อย มีปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวม
ทุกโครงการ คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 98 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ
4,640 พันล้านลูกบาศก์ฟุต รวมทั้งสิ้นประมาณ 768 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
โดยเป็นปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วจากในประเทศ 510 ล้านบาร์เรล และต่างประเทศ 258
ล้านบาร์เรล และเมื่อรวมสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัท Medco
ด้วยแล้วปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมเท่ากับประมาณ 829 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

3.  การดำเนินงานของโครงการต่าง ๆ ในรอบปี 2544

การดำเนินงานในโครงการต่างๆ ทั้งที่ ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการ
และโครงการร่วมทุนประสบความสำเร็จเป็นที่น่าพอใจ โดยการดำเนินการในรอบปี 2544
สรุปได้ดังนี้

โครงการที่ ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการ

  1) โครงการบงกช

-   วันที่ 31 กรกฎาคม 2544 ปตท.สผ. และบริษัทผู้ร่วมทุนโครงการบงกชได้ร่วมลงนามกับ
    ปตท. ในข้อตกลงเพิ่มเติมสำหรับการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกช
    โดยมีระยะเวลาตั้งแต่วันที่ 5 สิงหาคม 2544 ถึงวันที่ 1 มิถุนายน 2545
    โดยผู้รับสัมปทานสามารถเพิ่มปริมาณการขายได้อีกจำนวนหนึ่งจากปริมาณที่ขายตามสัญญา

-   อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยอยู่ในระดับ 567 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท
    16,206 บาร์เรลต่อวัน โดยสามารถผลิตก๊าซฯ ในอัตราสูงสุดที่ 651 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
    และคอนเดนเสทที่ 20,397 บาร์เรลต่อวัน

-   ขุดเจาะหลุมพัฒนาตามแผนพัฒนาระยะที่ 3 บี จำนวน 25 หลุม และติดตั้งแท่นหลุมผลิต จำนวน
    2 แท่น

-   ดำเนินการก่อสร้างเรือเก็บน้ำมัน (FSO) ลำใหม่

-   ทำการศึกษาและวางแผนพัฒนาระยะที่ 3 ซี

-   อัดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตก๊าซฯ คืนสู่ชั้นหินใต้ดิน

-   ได้รับใบรับรองการจัดการสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001

  2) โครงการอาทิตย์

-   ประสบความสำเร็จในการเจาะสำรวจและประเมินผลแหล่งปิโตรเลียมต่าง ๆ
    และศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมที่พบ

-   ขุดเจาะหลุมสำรวจ 5 หลุม หลุมประเมินผล 7 หลุม

-   ดำเนินการอย่างถูกต้องตามข้อกำหนดของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม และนโยบายด้านสุขอนามัย
    ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อมของบริษัท

  3) โครงการพีทีทีอีพี 1

-   ระดับการผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยอยู่ในอัตรา 580 บาร์เรลต่อวัน

-   ขุดเจาะหลุมสำรวจ 1 หลุม เพื่อประเมินศักยภาพปิโตรเลียมในพื้นที่สงวน

-   อัดฉีดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตน้ำมันดิบลงสู่ใต้ดินได้ทั้งหมด

-   ไม่มีอุบัติเหตุที่ทำให้สูญเสียเวลาทำงาน

-   รักษามาตรฐาน ISO14001 และ ISRS ระดับ 6

  โครงการร่วมทุนอื่น ๆ

  1) โครงการไพลิน

-   การก่อสร้างแท่นผลิตกลางสำหรับการผลิตระยะที่ 2 ใกล้เสร็จสมบูรณ์
    คาดว่าจะแล้วเสร็จและพร้อมติดตั้งในต้นปี 2545

-   ขุดเจาะหลุมประเมินผล 7 หลุม และหลุมพัฒนา 19 หลุม

-   ติดตั้งแท่นผลิตเพิ่มอีก 4 แท่น เพื่อเตรียมการผลิตระยะที่ 2

  2) โครงการยาดานา

-   ได้รับเงิน Take or Pay ปี 2543 จาก ปตท. ในเดือนมิถุนายน 2544

-   ดำเนินการ Sharing อุปกรณ์ และ Facilities แนวท่อก๊าซฯ กับโครงการเยตากุน
    เพื่อลดต้นทุนการผลิต

-   ปรับปรุงพื้นที่บริเวณแนวท่อก๊าซฯ ให้กลับสู่สภาพเดิม

  3) โครงการเอส 1

-   ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้ขาย คือ ไทยเชลล์ และ ปตท.สผ. กับ
    ผู้ซื้อ คือ การไฟฟ้าฝ่าย ผลิตแห่งประเทศไทย เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2544

-   ประมวลผลข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ เพื่อหาแหล่งปิโตรเลียมเพิ่มเติม

-   หลุมสำรวจ 2 หลุม หลุมประเมิน 2 หลุม และหลุมพัฒนา 28 หลุม

-   ใช้เทคนิคการผลิตโดยใช้แรงน้ำอัด (Waterflood) ในแหล่งสิริกิติ์ (E-Block) และ
    แหล่งทับแรด

-   ขุดหลุมผลิตน้ำเพื่อใช้ในโครงการ Waterflood โดยทำการ Completion หลุมด้วยวิธี
    Expandable Sand Screen

  4) โครงการอี 5

-   ทดสอบความดันของหลุมผลิต และสภาพของหลุมทั้งหมด
    เพื่อพิจารณาปรับปรุงคุณภาพให้สามารถผลิตได้เต็มกำลัง

  5) โครงการเยตากุน

-   ได้รับเงิน Take or Pay ปี 2543 จาก ปตท. ในเดือนมิถุนายน 2544

-   ดำเนินการ Sharing อุปกรณ์ และ Facilities
    แนวท่อกับโครงการยาดานาเพื่อลดต้นทุนการผลิต

-   ปรับปรุงพื้นที่บริเวณแนวท่อก๊าซฯ ให้กลับสู่สภาพเดิม

  6) โครงการยูโนแคล 3

-   เริ่มการผลิตน้ำมันดิบตามโครงการ Big Oil

-   ขุดเจาะหลุมประเมินผล 1 หลุม และหลุมพัฒนา 39 หลุม

-   ติดตั้งแท่นผลิตน้ำมันดิบกลาง และติดตั้งแท่นผลิตเพิ่มอีก 2 แท่น สำหรับโครงการ Big Oil

7) โครงการเจดีเอ

-   ศึกษาความเป็นไปได้ของการพัฒนาแปลง บี17 และศึกษาความต้องการใช้ก๊าซฯ
    ในประเทศไทยและประเทศมาเลเซีย เพื่อเร่งผลักดันการพัฒนาโครงการ

-   เตรียมการเจาะหลุมสำรวจในไตรมาสแรกของปี 2545

  8) โครงการดับเบิ้ลยู 7/38

-   ดำเนินการในระยะสำรวจที่ 2 โดยศึกษาศักยภาพปิโตรเลียมด้านฝั่งตะวันตกของแปลง

  9) โครงการแปลงบี และ 48/95

-   ทำแผนพัฒนาแหล่งก๊าซฯ เบื้องต้น และร่วมศึกษากับ Petrovietnam ในการนำก๊าซฯ
    จากโครงการมาใช้ประโยชน์ทางภาคใต้ของประเทศเวียดนาม

-   ขุดเจาะหลุมสำรวจเพิ่มอีก 1 หลุม

  10) โครงการแปลง 52/97

-   ทำแผนพัฒนาแหล่งก๊าซฯ เบื้องต้น และร่วมศึกษากับ Petrovietnam ในการนำก๊าซฯ
    จากโครงการมาใช้ประโยชน์ทางภาคใต้ของประเทศเวียดนาม

-   ขุดเจาะหลุมสำรวจเพิ่มอีก 3 หลุม

  11) โครงการเมดโก เอนเนอร์ยี

-   วันที่ 12 ธันวาคม 2544 PTTEPO ได้เข้าถือหุ้นร้อยละ 40 ในบริษัท New Links Energy
    Resources ซึ่งเป็นผู้ถือหุ้นบริษัท PT Medco Energi Internasional Tbk. (Medco)
    ร้อยละ 85.44 โดยมีผู้ร่วมทุน ได้แก่ บริษัท Encore Int’l Ltd. และบริษัท Cumin
    (ของ CSFB) ในสัดส่วนร้อยละ 40.1 และร้อยละ 19.9 ตามลำดับ การที่ ปตท.สผ.
    ถือสัดส่วนร้อยละ 40 ใน New Links จะเท่ากับเป็นเจ้าของ Medco ร้อยละ 34.18

-   Medco เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์จาการ์ตา
    เป็นผู้ดำเนินการในโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม 9 โครงการ
    ให้บริการแท่นขุดเจาะปิโตรเลียม 13 แท่น และดำเนินการโรงงานผลิต Methanol จำนวน
    1 โรงงาน

-   สัญญาผู้ถือหุ้นของบริษัท New Links
    จะมีหลักการคล้ายคลึงกับสัญญาร่วมทุนในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ซึ่งกำหนดให้
    ปตท.สผ. มีสิทธิเข้าร่วมในการดำเนินธุรกิจของ Medco โดยในระดับบริหารจะมีตัวแทนของ
    ปตท.สผ. ใน Board of Commissioners และ Board of Directors
    ในระดับปฏิบัติการ ปตท.สผ. ยังสามารถส่งพนักงานเข้าร่วมทำงานใน Medco
    และบริษัทปฏิบัติการในเครือ

5.3.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ถ้าไม่มีการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ถูกต้องอาจก่อให้เกิดผลกระทบสิ่งแวดล้อมในด้านต่าง ๆ ดังต่อไปนี้

(6) การใช้ประโยชน์ที่ดินและแหล่งเพาะพันธุ์สัตว์น้ำ
    จากแรงสั่นสะเทือนของการส่งคลื่นเสียงในขั้นตอนการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic
    Survey)

(7) คุณภาพน้ำและการปนเปื้อนของดิน จากการปล่อยทิ้งของเหลวที่ใช้ในกระบวนการขุดเจาะ
    (Drilling Fluid) น้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต (Produced Water)
    ตะกอนและของเสียที่ปนเปื้อนสารเคมีและโลหะหนัก และอุบัติเหตุจากการรั่วไหลของน้ำมันและ
    Condensate ในขั้นตอนการขุดเจาะและการผลิต

(8) คุณภาพอากาศจากการรั่วไหลของไฮโดรเจนคาร์บอนและก๊าซธรรมชาติในขั้นตอนการ
    ขุดเจาะและการผลิต

ในปัจจุบัน การควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมดังกล่าว อยู่ภายใต้การดูแลของกรมทรัพยากรธรณี
กระทรวงอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นหน่วยงานอนุญาตโดยตรง และสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม
กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม ที่กำหนดให้โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมก่อนเริ่มดำเนินโครงการ

บริษัทฯได้มีการดำเนินการต่าง ๆ ในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ดังต่อไปนี้

(1) นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมมาตรฐานสากล ISO 14001 มาใช้ โดยระบบดังกล่าว
    จะเน้นการดำเนินงานที่มีมาตรฐานเทียบเท่าหรือดีกว่าข้อกำหนดของกฎหมาย
    การป้องกันไม่ให้เกิดมลพิษ การประหยัดพลังงาน
    และการปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมของบริษัทอย่างต่อเนื่อง ปตท.สผ.
    นับเป็นบริษัทสำรวจและผลิตแห่งแรกในภาคพื้นเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่รับใบรับรองนี้
    นอกจากนี้ บริษัทยังได้นำเอาระบบการจัดการความปลอดภัย ISRS (International
    Safety Rating System) มาใช้ในการจัดการความปลอดภัยของบริษัท

(9) จัดทำรายงานการศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่าง ๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุด

(10) นำน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิตอัดลงในหลุมที่ไม่มีการผลิตน้ำมันแล้ว ที่ความลึกมากกว่า 700
     เมตร ซึ่งลึกกว่าชั้นของการใช้น้ำบาดาลมาก

(11) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์ผิวดิน
     และปลารอบ ๆ บริเวณแท่นผลิต

(12) จัดฝึกอบรมพนักงานเกี่ยวกับการจัดการสิ่งแวดล้อมและความปลอดภัย

(13) เสริมสร้างและรณรงค์จิตสำนึกด้านสุขภาพอนามัยความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อมให้กับพนักงานโดยการฝึกอบรม
     การจัดทำเอกสารเผยแพร่รายเดือน นิทรรศการ เป็นต้น

(14) ร่วมมือและสนับสนุนบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
     หน่วยราชการ และองค์กรต่าง ๆ ในการแก้ไขปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม
     และปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

ในปี 2544 ที่ผ่านมาบริษัทฯได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด
และไม่พบว่ามีการเกิดอุบัติเหตุที่ก่อให้เกิดผลกระทบรุนแรงต่อสิ่งแวดล้อมแต่อย่างใด และบริษัทฯ
ยังได้ขยายผลการรับรองมาตรฐานการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001 ในส่วนปฏิบัติการสองส่วน
คือ “แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติบงกช”
ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติที่ใหญ่ที่สุดในอ่าวไทย โดยได้รับการรับรองระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม
ISO 14001 ในด้านการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท และ
“ฐานส่งกำลังบำรุงจังหวัดสงขลา”
ซึ่งเป็นฐานส่งกำลังบำรุงสำหรับกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแห่งแรกในภูมิภาคเอเซียตะวันออกเฉียงใต้
ที่ได้รับการรับรองระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล
ซึ่งรวมถึงการฝึกอบรมด้านความปลอดภัย การจัดการขนส่งพนักงานและวัสดุ
การบำรุงรักษาอุปกรณ์และเครื่องมือ และการจัดเก็บวัสดุ
นอกเหนือจากที่บริษัทฯได้รับใบรับรองการจัดการสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001
เป็นแห่งแรกในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้และในประเทศไทย
ในประเภทการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่โครงการพีทีทีอีพี 1
และในด้านการบริหารและการบริการรักษาอาคาร ที่อาคารสำนักงาน ปตท.สผ. ตามลำดับ

สำหรับอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost Time
Accident Frequency Rate) ของบริษัทฯ ในปี 2544 เท่ากับ 1.42 ซึ่งบริษัทฯ
มีแผนการและเป้าหมายที่จะปรับปรุงต่อไปเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้น้อยลง
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่างๆ ด้านสุขภาพอนามัย ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงาน เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย
การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย
รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่าง ๆ เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
โดยบริษัทได้มีการลงทุนในโครงการควบคุมดูแลสุขภาพอนามัย ความปลอดภัย
และสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ 170 ล้านบาท ในปี 2544

5.4 การตลาด

ปตท.สผ. และบริษัทย่อย มีรายได้จากผลิตภัณฑ์ คือ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซแอลพีจี
และคอนเดนเสท โดยสามารถสรุปปริมาณการผลิต ราคา และรายได้จากการขาย ดังนี้

+--------------------------------------------+--------+--------+-------+
| รายการ                                     | 2542   | 2543   | 2544  |
+--------------------------------------------+--------+--------+-------+
| ปริมาณการผลิต (MMBOE)                        | 27     | 31     | 36    |
+--------------------------------------------+--------+--------+-------+
| ราคาขายของผลิตภัณฑ์โดยเฉลี่ย (US$/BOE)          | 13.46  | 18.37  | 18.68 |
+--------------------------------------------+--------+--------+-------+
| รายได้จากการขายผลิตภัณฑ์ (ล้านบาท)              | 12,483 | 21,519 | 2     |
|                                            |        |        | 7,518 |
+--------------------------------------------+--------+--------+-------+

5.4.1 นโยบายทางการตลาด และลักษณะการตลาดของผลิตภัณฑ์

ธุรกิจของการผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย เป็นการได้รับสัมปทานจากรัฐ
เพื่อสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ก๊าซธรรมชาติ น้ำมัน และคอนเดนเสท) โดยผลิตภัณฑ์ของ
ปตท.สผ. ที่ผลิตได้จะขายให้กับ ปตท.
ทั้งหมด ในรูปสัญญาระยะยาว เพื่อ ปตท. นำไปขายต่อให้กับธุรกิจการผลิตไฟฟ้า ปิโตรเคมี
กลุ่มอุตสาหกรรม และใช้ในครัวเรือนในรูปของก๊าซหุงต้ม

ลูกค้าที่สำคัญของผู้ผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย รวมทั้ง ปตท.สผ. คือ ปตท. เพียงรายเดียว
ซึ่งในสัญญาซื้อขายผลิตภัณฑ์ก๊าซธรรมชาติจะกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำเป็นรายปี
ซึ่งผู้ผลิตจะต้องผลิตให้ได้ในปริมาณที่ได้ตกลงไว้ เพื่อเป็นการสร้างความมั่นใจให้แก่ผู้ซื้อ
และผู้ซื้อจะต้องรับก๊าซให้ได้ในปริมาณที่ตกลงนั้น เพื่อประกันรายได้ที่แน่นอนให้แก่ผู้ผลิต

แนวทางในการตลาดของ ปตท.สผ. ในปีที่ผ่านมา คือ บริษัทฯ ทำสัญญาตกลงที่จะขายก๊าซฯ
ส่วนเกิน ในปริมาณที่มากกว่าที่กำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายก๊าซ ในช่วงระหว่างวันที่ 5 สิงหาคม 2544
ถึงวันที่ 1 มิถุนายน 2545 โดย
ปตท.ได้ตกลงที่จะรับซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นจากสัญญาในโครงการบงกช ในปริมาณ 11,600
ล้านลูกบาศก์ฟุต โดย ปตท.สผ.
ใช้หลักการสร้างแรงจูงใจในด้านราคาในปริมาณส่วนเพิ่มที่นอกเหนือสัญญา ทำให้ ปตท.สผ.
มีรายได้และส่วนแบ่งการตลาดเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับคู่แข่งรายอื่น ๆ ในปีที่ผ่านมา

สำหรับแนวทางในการแข่งขันกับผู้ผลิตก๊าซฯ รายอื่นนั้น ปตท.สผ.
ได้กำหนดเป้าหมายในการลดต้นทุนของการผลิต
เพื่อเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันสำหรับอนาคต
ในกรณีที่ประเทศไทยเปิดเสรีอุตสาหกรรมตลาดก๊าซฯ

สำหรับการตลาดในต่างประเทศ เช่น สหภาพพม่านั้น ปตท.สผ.
ในฐานะผู้ร่วมทุนโครงการผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศพม่า
ได้พยายามผลักดันให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจากพม่าให้มากที่สุด
เพื่อเพิ่มยอดขายและเป็นการสนับสนุน ปตท. ในการบรรเทาภาระ Take or Pay ที่ ปตท.
ได้ชำระเงินมาให้แล้ว

นอกจากนี้ ปตท.สผ. ยังให้ความสำคัญในโครงการลงทุนต่างประเทศ เช่น ในประเทศอินโดนีเซีย
โดยบริษัทมีนโยบายที่จะนำผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมเข้ามาใช้ประโยชน์ในประเทศไทยเพื่อเสริมความมั่นคงด้านการจัดหา
และเป็นหลักประกันว่าประเทศไทยจะมีพลังงานใช้อย่างเพียงพอภายในประเทศ

5.4.2 ภาวะการแข่งขัน

ผู้ประกอบการในธุรกิจผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีอยู่หลายรายได้แก่ ปตท.สผ., ยูโนแคล
เชฟรอน, เอ็กซอนโมบิล, ไทยเชลล์ เอกพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น และรายอื่น ๆ
แต่โดยทั่วไปแล้วการผลิตปิโตรเลียมในแต่ละแหล่งสัมปทานก็จะมีผู้ประกอบการหลายรายร่วมทุนกันในแหล่งนั้น
ๆ ในสัดส่วนที่แตกต่างกันจึงถือได้ว่าธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นธุรกิจที่มีผู้แข่งขันน้อยราย
โดยมียูโนแคลเป็น ผู้นำตลาดอยู่ในขณะนี้ ส่วน ปตท.สผ. เป็นลำดับที่ 2
ในด้านของส่วนแบ่งการตลาดและยอดการผลิต แต่ในด้านปริมาณสำรองของปิโตรเลียมนั้น ปตท.สผ.
มีปริมาณสำรองมากที่สุดตามด้วยยูโนแคล และรายเล็ก ๆ รายอื่น

สภาพการแข่งขันในธุรกิจโดยรวมแล้วยังไม่มีความรุนแรงมาก
เนื่องจากว่าตลาดมีความต้องการก๊าซฯ อยู่สูงกว่าปริมาณที่ผู้ผลิตทั้งหมดผลิตอยู่ นอกจากนี้
ตลาดก๊าซฯ ยังไม่เปิดเสรีจึงยังไม่มีการแข่งขันอย่างเต็มที่

ส่วนในด้านการแข่งขันโดยทางธรรมชาติ ระหว่างเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติกับน้ำมันเตา
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและอุตสาหกรรม
ในปีที่ผ่านมานั้นพบว่าราคาน้ำมันเตาอยู่ในระดับที่สูง ทำให้ก๊าซฯ
ซึ่งมีราคาเปรียบเทียบแล้วต่ำกว่า จึงมีความได้เปรียบในการแข่งขันมากกว่าน้ำมันเตา
เพื่อใช้ในการนำไปใช้ ในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงงานอุตสาหกรรมอื่น ๆ
เนื่องจากทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าการใช้น้ำมันเตา นอกจากนี้ ในด้านสิ่งแวดล้อมก๊าซฯ
ยังเป็นเชื้อเพลิงที่มีความได้เปรียบในด้านความสะอาด และก่อให้เกิดมลพิษน้อยกว่าน้ำมันเตา
จึงไม่มีต้นทุนทางอ้อมอื่น ๆ ตามมา

ในเรื่องความก้าวหน้าในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ
ขณะนี้กรมทรัพยากรธรณีได้กำลังดำเนินการยกร่างหลักเกณฑ์
พระราชบัญญัติประกอบกิจการการเปิดบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่ 3 (Third
Party Access Code) ซึ่งจะเป็นช่องทางระหว่าง ผู้บริโภคและผู้ผลิตในการที่จะติดต่อ
ซื้อขายก๊าซฯ กันโดยตรง จะทำให้เกิดธุรกิจต่อเนื่องตามมาอีกหลายด้านได้แก่
ธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อ และธุรกิจผู้ค้าก๊าซฯ ซึ่ง ปตท.สผ.
มีความได้เปรียบคู่แข่งในด้านปริมาณสำรองที่มีมากที่สุดทำให้ผู้ซื้อ
มีความมั่นใจในด้านความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อสนองต่อความต้องการของลูกค้าได้ตลอดในระยะยาว

[1] ^(//1) โดยผลของมาตรา 11 ซึ่งแก้ไขมาตรา 36 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม
ผู้ถือสัมปทานปิโตรเลียมใน Thailand II ได้ขอเปลี่ยนมาอยู่ภายใต้ Thailand III ทั้งหมดแล้ว

[2] โปรดดูการจัดแยกโครงการในหน้าที่ 9 และ 29

[3] โปรดดูรายละเอียดใน FAS 69 ในเอกสารแนบ3 หน้า 65