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

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

5.1 ลักษณะทั่วไป

ปตท.สผ. ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ
โดยในการลงทุนต่างประเทศนั้น ปตท.สผ. จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานของประเทศ
นั้น ๆ ซึ่งอาจเป็นรูปของ Product Sharing Agreement/Contract หรือ Services
Agreement โดยปัจจุบัน ปตท.สผ. ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอยู่ใน ประเทศ พม่า
เวียดนาม อินโดนีเซีย และประเทศโอมาน และสำหรับภายในประเทศนั้น ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่าง ๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปของค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และสิทธิพิเศษอื่น ๆ
ทั้งนี้ ประเด็นสำคัญในการประกอบธุรกิจปิโตรเลียม ได้แก่

5.1.1 การกำหนดพื้นที่สัมปทาน

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน ในฐานะหน่วยงานที่รับผิดชอบจะเป็น
ผู้กำหนดพื้นที่สัมปทาน โดยแบ่งพื้นที่ออกเป็นแปลง (Block) และเชิญชวนให้บริษัทน้ำมันต่าง ๆ
เข้ามายื่นขอสัมปทานสำหรับขั้นตอนการอนุมัติสัมปทานนั้น
คณะกรรมการปิโตรเลียมเป็นผู้พิจารณาคำขอสัมปทาน
โดยมีคณะอนุกรรมการเป็นผู้กลั่นกรองข้อมูลตามคำขอในเบื้องต้น
และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
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
ในการร่วมทุนข้างต้นจะมีบริษัทหนึ่งเป็นผู้ดำเนินการ (Operator)
เพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตแทนผู้ร่วมทุนอื่น ภายใต้การควบคุมของคณะกรรมการจัดการ
ซึ่งประกอบด้วยตัวแทนจากผู้ร่วมทุนแต่ละราย
และสำหรับบริษัทผู้ร่วมทุนอื่นซึ่งมิได้เป็นผู้ดำเนินการจะถูกเรียกว่า ผู้ร่วมทุน (Non-Operator)
โดยทั้งนี้ ผู้ดำเนินงานจะเป็นผู้กำหนดแผนการเงินที่จะเรียกเก็บ (Cash Call)
จากผู้ร่วมทุนเพื่อนำมาใช้จ่ายในโครงการ
ผู้ร่วมทุนจะมีส่วนในการตัดสินใจทางเทคนิคและในทางการเงิน
โดยผ่านตัวแทนของตนในคณะกรรมการจัดการ (Management Committee)
โดยทั่วไปบริษัทปิโตรเลียมหนึ่ง ๆ
เมื่อสะสมประสบการณ์ได้พอสมควรแล้วมักจะผันตนเองเข้าเป็นผู้ดำเนินงาน
เพื่อให้มีบทบาทมากยิ่งขึ้นในการจัดการและบริหารงาน

5.1.3 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
โดยผู้ดำเนินงานจะต้องยื่นขออนุมัติให้แหล่งปิโตรเลียมนั้นเป็นพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมและเริ่มทำการผลิตในแหล่งนั้นไปก่อน
ทั้งนี้ ผู้ดำเนินการยังคงสามารถทำการสำรวจพื้นที่
ที่เหลือต่อไปได้ หากยังอยู่ในระยะเวลาสำรวจตามที่กำหนดในสัมปทาน
ในช่วงของการขออนุมัติพื้นที่ผลิตนี้ ผู้ดำเนินงานจะต้องมีความมั่นใจในการลงทุน
เนื่องจากการลงทุนเพื่อพัฒนาการผลิตดังกล่าวจะมีมูลค่าสูงมาก ดังนั้น
จึงต้องติดต่อจัดหาผู้ซื้อปิโตรเลียมไว้ล่วงหน้า และจัดทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมระยะยาว (Sales
Agreement) ในปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับซื้อปิโตรเลียมรายใหญ่ที่สุดในประเทศ สำหรับสาระสำคัญ
โดยปกติในสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมจะประกอบด้วย วิธีการกำหนดราคาซื้อขาย
และกำหนดปริมาณปิโตรเลียมที่จะส่งมอบ ทั้งนี้
เมื่อถึงกำหนดเริ่มสัญญาผู้ซื้อจะต้องรับผิดชอบต่อผลผลิตปิโตรเลียมทันทีเมื่อมีการผลิต
โดยในการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในประเทศจะซื้อขายกันที่ปากหลุมผลิต
ส่วนการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในต่างประเทศจะทำการซื้อขายที่เขตชายแดนประเทศไทย
ปตท. จึงต้องเป็นผู้จัดวางท่อส่งก๊าซที่สามารถรองรับได้ตามปริมาณผลิตที่ระบุไว้ตามสัญญา
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 สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม[1]ตั้งแต่ปี 2514 –
  2532 และสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกที่ออกก่อนปี 2525

Thailand II[2] สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกทั้งหมด ที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม[3]
ตั้งแต่ปี 2525 – 2532

  Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม[4]ตั้งแต่ปี 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 บริษัทย่อยดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท) โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท.สผ. และ ปตท.สผ.อ.
ดำเนินโครงการต่าง ๆ จำนวน 15โครงการ[5] และ 20 โครงการลงทุน 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

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

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

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด มีสัญญาจำหน่ายไฟฟ้าขนาด 41 MW
ให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นเวลา 25 ปี
ภายใต้สัญญาผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) และมีสัญญาจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้กับ บริษัท
ไทยออยล์ จำกัด และบริษัทในเครือ รวม 73 MW และ 140 ton/h ตามลำดับ นอกจากนี้ บริษัท
ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด ยังได้ถือหุ้นสัดส่วน 56 % ในบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทที่ดำเนินกิจการโรงไฟฟ้าขนาด 700 MW จำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดให้กับ กฟผ.
เป็นเวลา 25 ปี ภายใต้สัญญาผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)

5.3 การผลิต

5.3.1 ขั้นตอนและเทคโนโลยีการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยทั่วไปสามารถแบ่งออกได้เป็น 4 ขั้นตอนใหญ่ ๆ
ซึ่งอาจสรุปได้ดังนี้

(1) ขั้นตอนการสำรวจ (Exploration Stage) กระทำโดย

สำรวจธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์เบื้องต้น 

สำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) 

แปลความหมายข้อมูลจากการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 

เจาะสำรวจ

(2) ขั้นตอนการประเมินผลและหาขอบเขต (Appraisal / Delineation Stage) กระทำโดย

ศึกษาลักษณะธรณีวิทยาปิโตรเลียมในรายละเอียด และสำรวจคลื่นไหวสะเทือนเพิ่ม

เจาะประเมินผล

(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) 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[6]

ปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการ (Total Consolidated proved
reserves) ของปตท.สผ. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 รวมทั้งหมดประมาณ 768
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบ และคอนเดนเสท 98 ล้านบาร์เรล
และเป็นก๊าซธรรมชาติ 4,592 พันล้านลูกบาศก์ฟุต และเมื่อรวมสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัท Medco
Energi ด้วยแล้ว ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทั้งหมดจะเท่ากับประมาณ 826
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ และ ปริมาณสำรองที่คาดว่าจะมีเพิ่ม (Probable and Possible
Reserves) ซึ่งยังมีความไม่แน่นอนสูงเมื่อเทียบกับปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว โดยรวมสัดส่วนในบริษัท
Medco Energi ด้วยจะมีปริมาณสำรองที่คาดว่าจะมีเพิ่มอีกประมาณ 964
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย_ ในปี 2545 คิดเป็น 40
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือ ประมาณ 110,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 11,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 11
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิต ส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการยาดานา
เยตากุน และบี 12/27(ไพลิน) ในรอบปีที่ผ่านมา

3.  การดำเนินงานของโครงการต่าง ๆ ในรอบปี 2545

การดำเนินงานในโครงการต่างๆ ทั้งที่ ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการ
และโครงการร่วมทุนประสบความสำเร็จเป็นที่น่าพอใจ โดยการดำเนินการในรอบปี 2545
สรุปได้ดังนี้

โครงการที่ ปตท.สผ.เป็นผู้ดำเนินการ

 1. โครงการบงกช

-   เพิ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติในช่วงครึ่งปีแรก
    เพื่อให้สามารถส่งก๊าซฯได้ตามข้อตกลงเพิ่มเติมการซื้อขายก๊าซฯ ที่ลงนามกับ ปตท.
    เมื่อเดือนสิงหาคม 2544

-   อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 574 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และไฮโดรคาร์บอนเหลว
    (คอนเดนเสทและน้ำมัน) เฉลี่ย 16,000 บาร์เรลต่อวัน

-   จากผลการเจาะหลุมประเมินผล พบปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นมากกว่า 200
    พันล้านลูกบาศก์ฟุต

-   เจาะหลุมผลิต 18 หลุม

-   เสร็จสิ้นการต่อเรือกักเก็บคอนเดนเสทลำใหม่เสร็จเรียบร้อย
    และได้รับชื่อพระราชทานจากสมเด็จพระเทพรัตนราชสุดาฯ สยามบรมราชกุมารี ว่า ปทุมพาหะ
    และจะเริ่มการใช้งานในเดือนมกราคม 2546

-   เสร็จสิ้นการศึกษาทางวิศวกรรมของแผนพัฒนาระยะ 3C
    และอยู่ระหว่างการก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 2 แท่น ซึ่งจะทำการติดตั้งในช่วงต้นและกลางปี
    2546

-   เสร็จสิ้นการศึกษาการติดตั้งอุปกรณ์การหมุนเวียนก๊าซฯส่วนเกินให้กลับเข้าสู่ระบบ
    และจะติดตั้งเข้ากับแท่นผลิตใหม่ในแผนพัฒนาระยะ 3C

-   รักษาประสิทธิภาพการอัดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิต
    กลับลงไปยังชั้นหินใต้ดินได้มากกว่าร้อยละ 99

2. โครงการพีทีทีอีพี 1

-   รัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรมอนุมัติพื้นที่ผลิตขนาด 1.98 ตารางกิโลเมตรในแหล่ง
    สังฆจาย โดย ปตท.สผ.ได้เริ่มทำการผลิตน้ำมันดิบจากแหล่งนี้เมื่อเดือนมิถุนายน 2545

-   ระดับการผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยอยู่ในระดับ 625 บาร์เรลต่อวัน

-   อัดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตน้ำมันดิบกลับลงสู่ใต้ดินทั้งหมด

-   ทดลองเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตน้ำมันโดยวิธี Water Flooding

-   ไม่มีอุบัติเหตุที่ทำให้สูญเสียเวลาทำงาน

-   รักษามาตรฐาน ISO 14001 และ ISRS ระดับ 6

3. โครงการอาทิตย์

-   ยื่นขอพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมต่อกรมทรัพยากรธรณี เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2545
    ครอบคลุมพื้นที่ที่มีศักยภาพปิโตรเลียมสูงทั้งหมด โดยดำเนินการตามข้อกำหนดของ
    พ.ร.บ.ปิโตรเลียม

-   ศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมที่สำรวจพบทั้งหมดในแปลงสำรวจ B14A,
    B15A และ B16A

-   เจาะหลุมสำรวจ 1 หลุม และหลุมประเมินผล 1 หลุม

-   วางแผนพัฒนาแหล่งก๊าซฯอาทิตย์โดยใช้ผลจากการศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม

4. โครงการแปลง 44

-   วันที่ 21 กรกฎาคม 2545 ลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิตปิโตรเลียม
    และสัญญาดังกล่าวได้รับการตราพระราชกฤษฎีกาโดยสุลต่านแห่งประเทศโอมานในวันที่ 27
    สิงหาคม 2545

-   จัดตั้งที่ทำการบริษัท PTTEP Middle East ณ กรุงมัสกัต ประเทศโอมาน

-   จัดเตรียมข้อมูลธรณีวิทยา ธรณีฟิสิกส์ที่มีอยู่เดิม เพื่อทำการศึกษาและการแปลความหมาย

-   เตรียมการสำรวจธรณีฟิสิกส์ด้วยวิธีวัดคลื่นไหวสะเทือน
    โดยคาดว่าจะเริ่มทำการสำรวจในกลางปี 2546

โครงการร่วมดำเนินการ 

1. โครงการเจดีเอ

-   นำการออกแบบการเจาะหลุม Slim Hole มาใช้เจาะหลุมสำรวจ Jengka East-1 และ
    Muda South-1
    ซึ่งสามารถทำสถิติในการใช้เวลาและงบประมาณน้อยที่สุดในโครงการเจดีเอโดยปราศจากอุบัติเหตุที่ทำให้สูญเสียเวลาทำงาน
    และมลภาวะ

-   ได้รับอนุมัติให้ดำเนินการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ 9 แหล่ง ได้แก่ Muda, Jengka, Tapi, Mali,
    Amarit, Jengka West, Jengka South, Jengka East, and Muda South
    ซึ่งครอบคลุมพื้นที่ประมาณ 1,250 ตร.กม.

-   เตรียมแผนพัฒนาแหล่งผลิตในแปลง B-17 เพื่อเสนอต่อองค์กรร่วมไทย-มาเลเซีย (MTJA)

2. โครงการแปลง 16-1

ปตท.สผ. เข้าร่วมทุนเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2545

เจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม ในโครงสร้าง Ngua O และโครงสร้าง Voi Trang

• เตรียมเจาะหลุมประเมินผล ที่ความลึกประมาณ 2,600 เมตร ในโครงสร้าง Voi Trang หลังจากที่สำรวจพบน้ำมันดิบที่อัตราการไหล 3,500 บาร์เรลต่อวัน 

3. โครงการแปลง 9-2

-   ปตท.สผ. เข้าร่วมทุนเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2545

-   ประมวลข้อมูลคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติ
    เพื่อให้ได้รายละเอียดของข้อมูลศักยภาพปิโตรเลียมชัดเจนขึ้น

-   เจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม ในโครงสร้าง Ca Ngu Vang และโครงสร้าง Ca Ong Doi

-   เตรียมเจาะหลุมประเมินผล ที่ความลึกประมาณ 4,800 เมตร ในโครงสร้าง Ca Ngu Vang
    หลังจากที่พบน้ำมันดิบที่อัตราการไหล 2,600 บาร์เรลต่อวัน

โครงการร่วมทุนอื่น ๆ

1.  โครงการไพลิน

-   เริ่มการผลิตระยะที่ 2 (ไพลินเหนือ) ซึ่งทำให้ยอดขายก๊าซฯ เพิ่มขึ้นจาก 165
    ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็น 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   ยอดขายก๊าซฯ เฉลี่ย 236 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสทเฉลี่ย 11,100
    บาร์เรลต่อวัน

-   เจาะหลุมประเมินผล 7 หลุม และหลุมพัฒนา 84 หลุม

-   ติดตั้งแท่นผลิต 3 แท่น

2.  โครงการยาดานา

-   ผลิตก๊าซฯ ได้เฉลี่ยมากกว่า 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ปริมาณซื้อขายตามสัญญา 525
    ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)

-   ไม่มีอุบัติเหตุที่ทำให้สูญเสียเวลาทำงาน

3.  โครงการเยตากุน

    -   มีความสามารถผลิตก๊าซฯได้ถึง 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2545

    -   ลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมในส่วนของสัญญาซื้อขายก๊าซฯ

    -   เสร็จสิ้นการก่อสร้างและติดตั้งอุปกรณ์การผลิตเพิ่มเติมสำหรับการพัฒนาระยะที่ 2
        และเริ่มการก่อสร้างและติดตั้งอุปกรณ์การผลิตเพิ่มเติมสำหรับการพัฒนาระยะที่ 3

    -   เสร็จสิ้นงานออกแบบทางด้านวิศวกรรมขั้นต้นสำหรับการพัฒนาระยะที่ 3

4.  โครงการเอส1

-   เข้าสู่ปีที่ 20 ของการผลิตจากแหล่งสิริกิติ์ โดยในปี 2545 อัตราการผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยอยู่ที่
    21,000 บาร์เรลต่อวัน ก๊าซธรรมชาติ 42 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และแอลพีจี 298 ตันต่อวัน

-   เจาะหลุมพัฒนา 23 หลุม หลุมแหล่งน้ำ 1 หลุม และหลุมอัดน้ำ 4 หลุม

-   ดำเนินการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตโดยใช้วิธี Water Flooding ในแหล่งสิริกิติ์
    และสิริกิติ์ตะวันตก

-   จำกัดปริมาณการเผาก๊าซฯ ที่สถานีการผลิตในลานกระบือให้น้อยลง เพื่อสภาวะแวดล้อมที่ดีขึ้น

5.  โครงการอี 5

-   แหล่งน้ำพองดำเนินการมาแล้วเป็นปีที่ 12 โดยในปี 2545 อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติอยู่ที่
    58 ล้าน ลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   ศึกษาแนวทางการติดตั้งปั๊ม (compressor) ที่ปากหลุม
    เพื่อรักษาระดับการผลิตของแหล่งน้ำพอง โดยคาดว่าจะเริ่มทำการติดตั้งได้ในปี 2546

-   สำหรับแปลงอี 5 นอร์ท ได้ทำการเจาะหลุมสำรวจ 1 หลุม ในโครงสร้างภูฮ่อมด้านใต้

6.  โครงการยูโนแคล 3

-   อัตราการผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยจากโครงการ Big Oil เพิ่มเป็น 8,900 บาร์เรลต่อวัน
    และมีอัตราการผลิตสูงสุดมากกว่า 15,000 บาร์เรลต่อวัน

-   ยอดขายก๊าซฯ เฉลี่ย 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และยอดเฉลี่ยการผลิตคอนเดนเสท 10,600
    บาร์เรลต่อวัน

-   เจาะหลุมประเมินผล 1 หลุม และหลุมพัฒนา 106 หลุม

-   ติดตั้งแท่นผลิต 4 แท่น

7.  โครงการแปลงบี และ 48/95

-   ประกาศพบก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2545

-   เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2545 บริษัท ปิโตรเวียดนาม
    ได้ใช้สิทธิตามกฎหมายเข้าร่วมลงทุนในสัดส่วนร้อยละ 23.5 มีผลให้สัดส่วนการลงทุนของ
    ปตท.สผ. ลดลงจากร้อยละ 10 เหลือร้อยละ 8.5

8.  โครงการแปลง 52/97

-   ประกาศพบก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2545

-   เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2545 บริษัท
    ปิโตรเวียดนามได้ใช้สิทธิตามกฎหมายเข้าร่วมลงทุนในสัดส่วนร้อยละ 30
    มีผลให้สัดส่วนการลงทุนของ ปตท.สผ. ลดลงจากร้อยละ 10 เหลือร้อยละ 7

การลงทุน

1. โครงการเมดโก เอนเนอร์ยี 

-   Medco ได้ดำเนินการทำ Tender Offer
    เพื่อซื้อหุ้นคืนจากผู้ถือหุ้นรายย่อยในตลาดหลักทรัพย์อินโดนีเซีย เมื่อเดือนมีนาคม - เมษายน
    2545 ซึ่งมีผู้ถือหุ้นรายย่อยขายคืนมาร้อยละ 0.06 มีผลให้สัดส่วนการถือหุ้นของ New Links
    Energy Resources ใน Medco เพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 85.51 หรือคิดเป็นการถือหุ้นบริษัท
    Medco โดยทางอ้อมของ PTTEPO เพิ่มขึ้นจากร้อยละ 34.18 เป็นร้อยละ 34.20

-   PTTEPO ได้รับเงินปันผลจากบริษัท New Links Energy Resources จำนวน 12.4
    ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 548 ล้านบาท ในเดือนมิถุนายน 2545

-   PTTEPO ส่งตัวแทน จำนวน 7 คน เข้าร่วมในการดำเนินธุรกิจของ Medco
    ทั้งในระดับบริหาร คือ Board of Commissioners จำนวน 2 คน Board of
    Directors จำนวน 2 คน และระดับวิชาชีพ จำนวน 3 คน

2. โครงการไทยออยล์เพาเวอร์

ปตท.สผ.อ.ได้รับเงินปันผลจากบริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์เป็นจำนวนเงิน 54.79 ล้านบาท
ในเดือนพฤษภาคม 2545

5.3.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

สำหรับการดำเนินงานด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนั้น
ระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ถูกต้องถือเป็นประเด็นสำคัญในการช่วยลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในด้านต่าง
ๆ ดังต่อไปนี้

(1) การใช้ประโยชน์ที่ดินและแหล่งเพาะพันธุ์สัตว์น้ำ
    จากแรงสั่นสะเทือนของการส่งคลื่นเสียงในขั้นตอนการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic
    Survey)

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

(3) คุณภาพอากาศ จากการรั่วไหลของไฮโดรเจนคาร์บอนและก๊าซธรรมชาติในขั้นตอนการ
    ขุดเจาะและการผลิต

ในปัจจุบัน การควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมดังกล่าว อยู่ภายใต้การดูแลของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงาน ซึ่งเป็นหน่วยงานอนุญาตโดยตรง
และสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ที่กำหนดให้โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมก่อนเริ่มดำเนินโครงการ

ดังนั้น บริษัทฯได้มีการดำเนินการต่าง ๆ ในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ดังต่อไปนี้

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

(4) จัดทำรายงานการศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่าง ๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุด

(5) การฟื้นฟูสภาพพื้นที่จากการขุดเจาะสำรวจเพื่ออัดฉีดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตกลับลงสู่ชั้นหินเก็บกักใต้ดิน
    ที่มีความลึกมากกว่า 700 เมตร ซึ่งลึกกว่าชั้นของการใช้น้ำบาดาลมาก

(6) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์ผิวดิน
    และปลา บริเวณรอบแท่นผลิต

(7) จัดฝึกอบรมพนักงานเกี่ยวกับการจัดการสิ่งแวดล้อมและความปลอดภัย

(8) เสริมสร้างและรณรงค์จิตสำนึกด้านสุขภาพอนามัยความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อมให้กับพนักงานโดยการฝึกอบรม
    การจัดทำเอกสารเผยแพร่รายเดือน นิทรรศการ เป็นต้น

(9) ให้ความร่วมมือและสนับสนุนบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
    สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย หน่วยราชการ และองค์กรต่าง ๆ
    ในการแก้ไขปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม และปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

ในปี 2545 ที่ผ่านมาบริษัทฯได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด
และไม่พบว่ามีการเกิดอุบัติเหตุที่ก่อให้เกิดผลกระทบอย่างรุนแรงต่อสิ่งแวดล้อมแต่อย่างใด
นอกจากนี้บริษัทฯยังได้ปรับปรุงการดำเนินงานเพื่อรักษา ควบคุม
และดูแลลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพอย่างต่อเนื่อง
โดยผ่านการตรวจสอบและรับรองระบบมาตรฐานการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001 จาก
บริษัท AJA Registrars LTD. ภายใต้การรับรองของ UKAS (United Kingdom
Accreditation Service) ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการดังต่อไปนี้

1.  โครงการพีทีทีอีพี 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

2.  อาคารสำนักงาน ปตท.สผ. ด้านการบริหารและการบริการบำรุงรักษาอาคารสำนักงาน

3.  แหล่งผลิตกาซธรรมชาติบงกช ด้านการสำรวจและผลิตกาซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

4.  ฐานส่งกำลังบำรุง จังหวัดสงขลา
    ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล

สำหรับอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost Time
Accident Frequency Rate) ของบริษัทฯ ในปี 2545 เท่ากับ 1.10 ซึ่งบริษัทฯ
มีแผนการและเป้าหมายที่จะปรับปรุงต่อไปเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้น้อยลง
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่างๆ ด้านสุขภาพอนามัย ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงาน เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย
การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย
รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่าง ๆ เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
โดยบริษัทได้มีการลงทุนในโครงการควบคุมดูแลด้านสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ 110
ล้านบาท ในปี 2545

5.4 การตลาด

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

  ------------------------------------------ --------- --------- ---------
  รายการ                                     2543      2544      2545

  ปริมาณการผลิต (MMBOE)                        31        36        40.3

  ราคาขายของผลิตภัณฑ์โดยเฉลี่ย (US$/BOE)          18.37     18.68     18.59

  รายได้จากการขายผลิตภัณฑ์ (ล้านบาท)              21,519    27,518    29,587
  ------------------------------------------ --------- --------- ---------

1.  นโยบายทางการตลาด และลักษณะการตลาดของผลิตภัณฑ์

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

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

ในปี 2545 ที่ผ่านมา ตลาดก๊าซฯ ในประเทศไทย ยังคงมีความเติบโตต่อเนื่อง
แม้ว่าจะอยู่ในอัตราที่ชะลอตัวลงเล็กน้อย เมื่อเทียบกับช่วงเวลาก่อนเกิดวิกฤติเศรษฐกิจในปี 2540
การเติบโตนี้เป็นผลมาจากความร่วมมือกันระหว่างกลุ่มผู้ผลิตและผู้ซื้อ
ในการรับมือกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจที่เปลี่ยนแปลงได้อย่างเหมาะสมและทันท่วงที

ในขณะเดียวกัน สถานการณ์ตลาดก๊าซฯ ชะลอตัวนี้
ได้มีส่วนกระตุ้นให้เกิดการเปลี่ยนแปลงในนโยบายการตลาดของกลุ่มธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย
ทั้งในด้านของการลดต้นทุนการผลิตเพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน
ตลอดจนการบริหารสัญญาซื้อขายให้มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น

ในปีที่ผ่านมา โครงการไพลิน ซึ่ง ปตท.สผ. ถือหุ้นร้อยละ 45 ได้เพิ่มอัตราการผลิตจากเดิม 165
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็น 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือน กรกฎาคม 2545
เพื่อรองรับความต้องการก๊าซฯ ที่เพิ่มมากขึ้นของประเทศ นอกจากนี้ กลุ่มผู้ร่วมทุน ซึ่งมี Unocal
เป็น Operator ยังสามารถเจรจากับ ปตท.
โดยใช้ประเด็นของราคาเป็นแรงจูงใจในการขยายระยะเวลาการขายก๊าซฯ จากโครงการ
Unocal 1-2-3 ในอ่าวไทย โดยกำหนดให้ระยะเวลาของสัญญาซื้อขายฯ
หมดลงพร้อมกับระยะเวลาของการเป็นเจ้าของสัมปทาน ทั้งนี้ ปตท.สผ. ถือหุ้น ร้อยละ 5
ในโครงการ Unocal 3

ในส่วนของก๊าซฯจากประเทศเพื่อนบ้านซึ่งส่งมาขายในประเทศไทยนั้น โครงการยาดานาใน
สหภาพพม่า ได้มีปริมาณการผลิตก๊าซฯ เฉลี่ยมากกว่า 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปีที่ผ่านมา
ซึ่งสูงกว่าปริมาณซื้อขายขั้นต่ำตามสัญญาที่ 525 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน นอกจากนี้
ยังได้มีติดตั้งอุปกรณ์การผลิตเพิ่มเติมเพื่อให้สามารถผลิตก๊าซได้ถึง 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2545 ทั้งนี้ กลุ่มผู้ร่วมทุนโครงการเยตากุนยังได้ยื่นข้อเสนอพิเศษให้กับผู้ซื้อ
ในกรณีที่สนใจจะรับซื้อก๊าซฯ เพิ่มเติมจาก 300 ล้าน ลูกบาศก์ฟุตต่อวันไว้อีกด้วย

ทั้งสองเหตุการณ์แสดงให้เห็นชัดว่า
มีการประสานงานกันระหว่างผู้ผลิตและผู้ซื้อในการที่จะบริหารการใช้ประโยชน์ก๊าซฯ Take or Pay
ร่วมกันอย่างแท้จริง ประกอบกับการขยายตัวของการใช้ก๊าซฯ ในประเทศไทย
ก็สามารถเอื้อให้ความพยายามในการแก้ไขปัญหาดังกล่าวเกิดขึ้นได้อย่างเป็นรูปธรรม

สำหรับโครงการในอินโดนีเซีย ของ Medco Energi ซึ่ง ปตท.สผ. เป็นผู้ถือหุ้นนั้น
เนื่องจากระบบปิโตรเลียมของอินโดนีเซีย เป็นระบบสัญญาการแบ่งปันผลผลิต (Production
Sharing Contract) ซึ่งเจ้าของและผู้ถือหุ้น
จะได้รับผลตอบแทนในรูปของผลผลิตจากโครงการนั้น ๆ โดยที่ผลผลิตดังกล่าวเป็นน้ำมันดิบ
ปตท.สผ. จึงประสานให้ ธุรกิจน้ำมันของปตท. ในฐานะ Marketing Arm ของ บมจ. ปตท.
ซึ่งเป็นบริษัทฯในเครือเดียวกันเป็นตัวแทนในการทำตลาดให้กับน้ำมันดิบในสัดส่วนของ ปตท.สผ.
โดย ปตท.น้ำมันได้เข้าแข่งขันประมูลซื้อน้ำมันดังกล่าวในราคาตลาด ทั้งนี้ บริษัทฯ
มีนโยบายที่จะนำน้ำมันดิบดังกล่าวเข้ามาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย
เพื่อเสริมความมั่นคงด้านการจัดหา และเป็นหลักประกันว่า
ประเทศไทยจะมีพลังงานใช้ในประเทศอย่างเพียงพอ

2.  ภาวะการแข่งขัน

-   ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ

ผู้ประกอบการในธุรกิจผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีอยู่หลายรายได้แก่ ปตท.สผ., ยูโนแคล,
เชฟรอน, เอ็กซอนโมบิล, ไทยเชลล์ เอกพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น เป็นต้น
แต่โดยทั่วไปแล้วการผลิตปิโตรเลียมในแต่ละแหล่งสัมปทานก็จะมีผู้ประกอบการหลายรายร่วมทุนกันในแหล่งนั้น
ๆ ในสัดส่วนที่แตกต่างกันจึงถือได้ว่าธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นธุรกิจที่มีผู้แข่งขันน้อยราย
โดยมียูโนแคลเป็นผู้นำตลาดอยู่ในขณะนี้ ส่วน ปตท.สผ. เป็นลำดับที่ 2
ในด้านของส่วนแบ่งการตลาด และยอดการผลิต แต่ในด้านปริมาณสำรองของปิโตรเลียมนั้น
ปตท.สผ. มีปริมาณสำรองมากที่สุดตามด้วยยูโนแคล และรายเล็ก ๆ รายอื่น

สภาพการแข่งขันในธุรกิจโดยรวมแล้วยังไม่มีความรุนแรง เนื่องจากตลาดมีความต้องการก๊าซฯ
อยู่สูงกว่าปริมาณที่ผู้ผลิตทั้งหมดผลิตอยู่ นอกจากนี้ ตลาดก๊าซฯ
ยังไม่เปิดเสรีจึงยังไม่มีการแข่งขันอย่างเต็มที่

ส่วนในด้านการแข่งขันโดยธรรมชาติ ระหว่างเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ กับน้ำมันเตา
และถ่านหินนำเข้า เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและอุตสาหกรรม
ในปีที่ผ่านมานั้นพบว่าราคาน้ำมันเตาอยู่ในระดับที่สูง ทำให้ก๊าซฯ ซึ่งมีราคาเปรียบเทียบแล้วต่ำกว่า
จึงมีความได้เปรียบในการแข่งขันมากกว่าน้ำมันเตา การนำก๊าซฯไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ.
และโรงงานอุตสาหกรรมอื่น ๆ จะทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าการใช้น้ำมันเตา นอกจากนี้
ในด้านสิ่งแวดล้อม ก๊าซฯ ยังเป็นเชื้อเพลิงที่มีความได้เปรียบในด้านความสะอาด
และก่อให้เกิดมลพิษน้อยกว่าน้ำมันเตา และถ่านหินนำเข้า จึงไม่มีต้นทุนทางอ้อมอื่น ๆ ตามมา

ในเรื่องความก้าวหน้าในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ นั้น กรมทรัพยากรธรณี
(เดิม)ได้ดำเนินการยกร่างหลักเกณฑ์
พระราชบัญญัติประกอบกิจการการเปิดบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่ 3 (Third
Party Access Code) ซึ่งจะเป็นช่องทางระหว่าง
ผู้บริโภคและผู้ผลิตในการที่จะติดต่อซื้อขายก๊าซฯ กันโดยตรง
จะทำให้เกิดธุรกิจต่อเนื่องตามมาอีกหลายด้าน ได้แก่ ธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อ
และธุรกิจผู้ค้าก๊าซฯ เป็นต้น อย่างไรก็ตาม
ขณะนี้การปรับโครงสร้างกิจการดังกล่าวอยู่ระหว่างการพิจารณาของทางรัฐบาลเพื่อหาแนวทางที่เหมาะสมอีกครั้งหนึ่ง
ทั้งนี้ การปฏิรูประบบราชการในปีที่ผ่านมา ทำให้หน่วยงาน
ที่รับผิดชอบและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้รับผลกระทบจากการปฏิรูปดังกล่าว
ความก้าวหน้าในการดำเนินงานเรื่องนี้ ในปีที่ผ่านมาจึงเป็นไปอย่างจำกัด

-   ธุรกิจการผลิตไฟฟ้า

รัฐบาลมีนโยบายที่จะส่งเสริมให้มีการแข่งขันในธุรกิจการผลิตไฟฟ้า รวมถึง
การค้าปลีกไฟฟ้าอย่างเสรี จึงมีแผนที่จะดำเนินการปรับโครงสร้างและแปรรูป กฟผ.
จัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
โดยมีวัตถุประสงค์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถซื้อไฟฟ้าในราคาที่เหมาะสมและได้รับการบริการที่ดี
นโยบายดังกล่าวจะส่งผลให้ธุรกิจไฟฟ้ามีการแข่งขันที่รุนแรงขึ้น
อย่างไรก็ตามบริษัทผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้ง SPP และ IPP ซึ่งรวมถึงบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัด และ บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด
ยังคงได้รับความคุ้มครองภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวที่ทำขึ้นกับ กฟผ. และลูกค้ารายอื่นๆ
ทำให้รายได้ของทั้ง 2 บริษัทตลอดอายุสัญญา ไม่ได้รับผลกระทบจากนโยบายดังกล่าว

[1] ปัจจุบันคือกระทรวงพลังงาน

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

[3] ¹

[4] ¹

[5] โปรดดูการจัดแยกโครงการในหน้าที่ 11 และ 34-35 และรายละเอียดโครงการในหน้าที่
115

[6] โปรดดูรายละเอียดใน FAS 69 หน้าที่ 106