-----------------------------------------------------------------------
  4. การประกอบธุรกิจของแต่ละธุรกิจ

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

4.1. กลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้น และก๊าซธรรมชาติ

ณ ปัจจุบัน ปตท.และบริษัทในกลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้นและก๊าซธรรมชาติ
เป็นผู้ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจรเพียงรายเดียวในประเทศ
โดยครอบคลุมตั้งแต่การสำรวจและผลิต การจัดหาก๊าซธรรมชาติ การขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
การแยกก๊าซธรรมชาติ และการจัดจำหน่าย
รวมถึงการขยายการลงทุนในธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับก๊าซธรรมชาติทั้งในและต่างประเทศ
และการพัฒนาธุรกิจใหม่ โดย ปตท.เป็นเจ้าของและผู้ดำเนินการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
(Transmission Network) เพียงรายเดียวในประเทศไทย และเป็นผู้ดำเนินการจัดหา
ขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
และดำเนินธุรกิจแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ที่สุดในประเทศไทย

  แผนภาพแสดงการประกอบธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้นและก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท.

 

กลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้นและก๊าซธรรมชาติ ของ ปตท. ประกอบด้วย

4.1.1 ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ปตท. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมผ่านบริษัทย่อย ได้แก่ บริษัท
ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)
ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดย ณ 31 ธันวาคม 2551 ปตท.
ถือหุ้นใน ปตท.สผ. สัดส่วนร้อยละ 65.54 ของทุนที่ออกและชำระแล้วของ ปตท.สผ.
ซึ่งส่งผลให้กลุ่ม ปตท. ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร

ในการประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานของประเทศนั้นๆ เช่น ในการลงทุนต่างประเทศ
อาจเป็นรูปแบบ Production Sharing Agreement/Contract หรือ Services Agreement
โดยปัจจุบัน ปตท.สผ.ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอยู่ในประเทศ สหภาพพม่า เวียดนาม
กัมพูชา อินโดนีเซีย บังกลาเทศ โอมาน อัลจีเรีย อิหร่าน อียิปต์ บาร์เรน ออสเตรเลีย และ
นิวซีแลนด์ ส่วนการลงทุนภายในประเทศไทย ปตท.สผ. จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม
พ.ศ. 2514 ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่างๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมและสิทธิพิเศษอื่นๆ เป็นต้น

4.1.1.1 การลงทุน

ปตท.สผ. มีการลงทุนในโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจำนวนทั้งหมด 42 โครงการ
เป็นโครงการลงทุนในประเทศไทย จำนวน 15 โครงการ ลงทุนในพื้นที่คาบเกี่ยว 2 โครงการ
และลงทุนในต่างประเทศ 25 โครงการ สัดส่วนการร่วมทุนของ
ปตท.สผ.และบริษัทย่อยในแต่ละโครงการ เป็นดังนี้ (ข้อมูล ณ 31 ธันวาคม 2551)

+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| โ |                             | ลักษ       | ระยะดำเนิน | สัดส่วนก     |
| ค |                             | ณะการลงทุน |           | ารร่วมทุน(%) |
| ร |                             |           | โครงการ   |            |
| ง |                             | ของ       |           |            |
| ก |                             | ปตท.สผ.   |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 1 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ใ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| ไ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 1. โครงการบงกช              | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 44.4445    |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 2. โครงการ S1               | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 3. โครงการ PTTEP1           | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 4. โครงการนางนวล            | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 60         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 5. โครงการอาทิตย์             | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 80         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 6. โครงการ L22/43           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 7. โครงการ L53/43 & L54/43  | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 8. โครงการ L21,28 & 29/48   | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 70         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 9. โครงการ E5               | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 10. โครงการ UNOCAL III      | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 5          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 11. โครงการไพลิน             | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 45         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 12. โครงการ G4/43           | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 21.375     |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 13. โครงการสินภูฮ่อม           | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 14. โครงการ B8/32 & 9A^(/1) | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 25%        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 15. โครงการเอ 4, 5 และ 6/48 | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 2 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| ใ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสหภาพพม่า              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 16. โครงการพม่า M9 & M11     | ผู้ดำเนินการ | พัฒนา      | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 17. โครงการพม่า M3 & M4 & M7 | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 18. โครงการยาดานา (M5, M6)  | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 25.50      |
|   |                             |           |           |            |
|   | 19. โครงการเยตากุน           | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 19.31784   |
|   | (M12,M13,M14)               |           |           |            |
|   |                             | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 20         |
|   | 20. โครงการพม่า A4           |           |           |            |
|   |                             | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 20         |
|   | 21. โครงการพม่า C1           |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอินโดนีเซีย              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 22. โครงการอินโดนีเซีย         | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 40         |
|   | เมรางิน-1                    |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 23.โครงการเบงการา -1        | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 40         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศเวียดนาม               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 24. โครงการเวียดนาม 9-2      | ผู้ร่ว       | ผลิต       | 25         |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 25. โครงการเวียดนาม 16-1     | ผู้ร่ว       | สำรวจ     | 28.5       |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 26. โครงการเวียดนาม B &      | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 8.5        |
|   | 48/95                       |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+

+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | โครงการ                     | ลักษ       | ระยะดำเนิน | สัดส่วนก     |
|   |                             | ณะการลงทุน |           | ารร่วมทุน(%) |
|   |                             |           | โครงการ   |            |
|   |                             | ของ       |           |            |
|   |                             | ปตท.สผ.   |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 28. โครงการกัมพูชา            | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 33.33      |
|   | Bประเทศบังคลาเทศ             |           |           |            |
|   |                             | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
|   | 29. โครงการบังคลาเทศ 17 และ  |           |           |            |
|   | 18                          |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | พื้นที่พัฒนาร่วม                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 30. โครงการ(G9/43)          | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 31. โครงการพื้นที่พัฒนาร่วม       | ผู้ร่ว       | พัฒนา      | 50         |
|   | ไทย-มาเลเซีย B17             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศนิวซีแลนด์               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 32.โครงการนิวซีแลนด์ เกรทเซาธ์  | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 36         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 3 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| ก |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | รัฐสุลต่านโอมาน                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 33. โครงการโอมาน 44         | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 34. โครงการโอมาน 58         | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน    |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 35. โครงการอิหร่าน ซาเว่ห์      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอัลจีเรีย                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 36. โครงการอัลจีเรีย 433a &    | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 35         |
|   | 416b                        |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอียิปต์                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 37. โครงการโรมมานา          | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 38.โครงการซิติ อับ เอล รามาน   | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
|   | ออฟชอร์                      |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศบาร์เรน                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 39. โครงการบาร์เรน 2         | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศออสเตรเลีย             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 41. โครงการออสเตรเลีย        | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
|   | WA-423-P                    |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศบังกลาเทศ              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 42. โครงการบังกลาเทศ 17 และ  | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
|   | 18                          |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+

หมายเหตุ : /1 PTTEPO ถือหุ้นในบริษัท ออเร้นจ์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และบริษัท บี8/32
พาร์ทเนอร์ จำกัด ซึ่งเป็นผู้ถือสัมปทานในโครงการ

นอกจากนี้ ปตท.สผ. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจอื่นๆ ดังนี้

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 25.5 ใน Moattama Gas Transportation Company (MGTC)
    เพื่อดำเนินโครงการท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติยาดานา

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 19.3178 ใน Taninthayi Pipeline Company LLC (TPC)
    เพื่อดำเนินโครงการท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติเยตากุน

-   ร่วมลงทุนกับ ปตท. โดยถือหุ้นเท่ากันร้อยละ 50 ในบริษัท เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ จำกัด
    (Energy Complex Company Limited)
    เพื่อก่อสร้างอาคารสำนักงานสำหรับผู้ประกอบธุรกิจด้านพลังงาน

-   ร่วมลงทุนกับบริษัทในกลุ่ม ปตท. ประกอบด้วย ปตท. ปตท.สผ. บริษัท ปตท.
    อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) บริษัทไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท
    ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) ในสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 20 เท่ากันทุกบริษัท
    เพื่อจัดตั้งบริษัท พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด เพื่อสร้างศักยภาพ
    และเพิ่มขีดความสามารถทางด้าน ICT
    สนับสนุนให้เกิดความเชื่อมโยงในกลุ่มธุรกิจให้มีประสิทธิภาพมากขึ้นและตอบสนองทิศทางและกลยุทธ์ของบริษัทในกลุ่ม
    ปตท.

4.1.1.2 ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว หมายถึง
ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่สามารถผลิตได้จากแหล่งกักเก็บที่ค้นพบแล้ว
โดยประเมินได้อย่างมั่นใจพอสมควรจากข้อมูลทางธรณีวิทยาและวิศวกรรม ซึ่ง ปตท.สผ.
จะมีการตรวจสอบและประเมินทุกรอบปีโดยนักธรณีวิทยาและวิศวกรแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมของ
ปตท.สผ. เพื่อให้ได้ตัวเลขที่ได้มาตรฐาน
โดยปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วในรายงานนี้จะรวมถึงปริมาณสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ
ปตท.สผ. และส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม

ปตท.สผ. จะไม่ถือว่าปริมาณสำรองที่สำรวจพบทั้งหมดเป็นปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
จนกว่าจะมีการทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหรือคอนเดนเสทกับลูกค้า ดังนั้น
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วที่รายงานนี้ ไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่สำรวจพบแล้วในแปลงสำรวจ
48/95, แปลงสำรวจ 52/97 นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม และแปลงสำรวจของโครงการพม่า
เอ็ม 7 และ เอ็ม 9 ในอ่าวมะตะบัน เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์และ
ปตท.สผ. อาจปรับปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วเพิ่มขึ้นเมื่อ ปตท.สผ.
คาดว่าปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้นสามารถนำมาใช้ได้อย่างแน่นอน
ภายใต้การดำเนินงานและสภาวะเศรษฐกิจที่เป็นอยู่
ซึ่งนโยบายการประเมินปริมาณสำรองดังกล่าวสอดคล้องกับแนวทางของ U.S. Society of
Petroleum Engineers ในด้านการประเมินปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้น
แต่การประเมินปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ.
จะเข้มงวดกว่าเนื่องจากจะปรับปริมาณสำรองส่วนเพิ่มต่อเมื่อมีการทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมแล้วเท่านั้น
ทั้งนี้ ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม
2551 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

+------------------------------+------------+-----------+-------------+
| ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว            | ปี 2549     | ปี 2550    | ปี 2551      |
+------------------------------+------------+-----------+-------------+
|   ในประเทศ                   | 652        | 647       | 652         |
|                              |            |           |             |
|   ต่างประเทศ                  | 271        | 299       | 292         |
+------------------------------+------------+-----------+-------------+
| รวม                          | 923        | 946       | 944         |
+------------------------------+------------+-----------+-------------+

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ. ณ 31 ธันวาคม 2551
เมื่อแบ่งตามผลิตภัณฑ์จะเป็นก๊าซธรรมชาติ 4,770 พันล้านลูกบาศก์ฟุต
และเป็นน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 201 ล้านบาร์เรล หรือรวมทั้งหมดเป็น 944
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

4.1.1.3 ผลการดำเนินงาน

(1) การผลิต

ปี 2551 อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของปตท.สผ.และบริษัทย่อยคิดเป็น 91
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือประมาณ 247,700 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 38,700 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 18
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิตส่วนใหญ่เป็นผลมาจากโครงการอาทิตย์ โครงการจี4/43
และโครงการเวียดนาม 9-2 ซึ่งได้เริ่มทำการผลิตครั้งแรกในปีที่ผ่านมา ทั้งนี้
ปริมาณการผลิตเฉลี่ยรวมทุกโครงการในช่วงปี 2549 – 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  ปริมาณการผลิต          ปี 2549           ปี 2550           ปี 2551

  รวมทุกโครงการ         194,000          209,000          247,700
  -------------------- ---------------- ---------------- ----------------

(2)    การจัดจำหน่าย

ผลิตภัณฑ์ที่ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยทำการผลิตเพื่อจำหน่ายมี 4 ชนิด คือ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและคอนเดนเสท โดย ปตท.เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์เกือบทั้งหมดของ
ปตท.สผ.และบริษัทย่อย (คิดเป็นร้อยละ 87.30 ของผลิตภัณฑ์ของ ปตท.สผ. ในปี 2551)
สำหรับการซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ปตท. ได้ทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาวกับ ปตท.สผ.
อายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี มีการกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำเป็นรายปี
ส่วนการซื้อขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจะอิงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีคุณสมบัติใกล้เคียงกับน้ำมันดิบที่ผลิตได้
เพื่อให้สามารถสะท้อนมูลค่าของผลิตภัณฑ์ได้ใกล้เคียงกับราคาตลาด โดย ปตท.
ทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทกับ ปตท.สผ. เช่นเดียวกัน

ปี 2551 ปตท.สผ.และบริษัทย่อยมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์รวมทั้ง 4 ชนิด ประมาณ 219,314
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้น 39,547 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เมื่อเปรียบเทียบกับปริมาณขายของปี 2550 ที่ 179,767 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
โดยปริมาณขายที่เพิ่มขึ้นส่วนใหญ่มาจากการขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของโครงการอาทิตย์
และเวียดนาม B9-2 รวมทั้งการขายน้ำมันดิบจากโครงการเอส1
และการขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการไพลิน โครงการยาดานา ทั้งนี้
ปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์แต่ละชนิดของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยในช่วงปี 2549 - 2551 เป็น
ดังนี้

+--------------------------------+------------+-----------+------------+
| ผลิตภัณฑ์                         | ปี 2549     | ปี 2550    | ปี 2551     |
+--------------------------------+------------+-----------+------------+
| น้ำมันดิบ (พันบาร์เรลต่อวัน)          | 36.1       | 35.6      | 36.43      |
|                                |            |           |            |
| ก๊าซธรรมชาติ (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)   | 698.4      | 758.9     | 908.02     |
|                                |            |           |            |
| ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (เมตริกตันต่อวัน)  | 264.43     | 264.08    | 244.95     |
|                                |            |           |            |
| คอนเดนเสท (พันบาร์เรลต่อวัน)       | 18.20      | 19.59     | 31.22      |
+--------------------------------+------------+-----------+------------+
| รวมทุกผลิตภัณฑ์                    | 169,348    | 179,767   | 219,314    |
|                                |            |           |            |
| (บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน)      |            |           |            |
+--------------------------------+------------+-----------+------------+
| ราคาขายผลิตภัณฑ์โดยเฉลี่ย           | 36.52      | 39.78     | 49.69      |
|                                |            |           |            |
| (เ                             |            |           |            |
| หรียญสหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) |            |           |            |
+--------------------------------+------------+-----------+------------+

(3) การบริหาร

ปตท. บริหารการลงทุนใน ปตท.สผ. โดยร่วมเป็นคณะกรรมการ ปตท.สผ.
เพื่อใช้อำนาจหน้าที่ในการกำหนดนโยบายและกำกับดูแลการดำเนินกิจการของ ปตท.สผ.
ภายใต้หลักการกำกับดูแลกิจการที่ดี ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 คณะกรรมการ ปตท.สผ.
ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 13 คน เป็นตัวแทนจากคณะกรรมการและผู้บริหาร ปตท. 4 คน
นอกจากนี้ ผู้บริหารของ
ปตท.ได้รับคัดเลือกตามระเบียบว่าด้วยคณะกรรมการสรรหาให้เป็นประธานเจ้าหน้าที่บริหาร
ปตท.สผ. ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ ปตท.สผ. ในปี 2549 – 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

(5) ผลด้านปฏิบัติการ

ในปี 2551 ปตท.สผ.สามารถดำเนินงานตามแผนให้บรรลุเป้าหมายที่วางไว้เป็นอย่างดี
โดยมีการขยายการลงทุนทั้งภายในประเทศและต่างประเทศ
ซึ่งเป็นการดำเนินการที่สอดคล้องกับแนวนโยบายของ ปตท. และแผนธุรกิจของ ปตท.สผ.
โดยมีการดำเนินการและ/หรือพัฒนาการที่สำคัญดังนี้

-   ด้านการสำรวจ ปตท.สผ.
    ประสบผลสำเร็จจากการเจาะหลุมสำรวจและหลุมประเมินผลโดยมีอัตราส่วนของการค้นพบปิโตรเลียม
    28หลุมต่อจำนวนหลุมสำรวจและหลุมประเมินผล 43
    หลุมหรือคิดเป็นอัตราส่วนความสำเร็จร้อยละ 65

-   ด้านการลงทุน ปตท.สผ.
    มุ่งขยายการลงทุนในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในภูมิภาคต่างๆอย่างต่อเนื่องตามแผนกลยุทธ์การลงทุนที่วางไว้
    โดยในเดือนมกราคม ปี 2551 ปตท.สผ. ได้เข้าร่วมทุนในแปลง 17 และ 18
    นอกชายฝั่งของประเทศบังคลาเทศ ในสัดส่วนการร่วมทุนร้อยละ 30 นอกจากนี้
    ในเดือนพฤศจิกายน 2551 ปตท.สผ.
    และกลุ่มผู้ร่วมทุนได้ชนะการประมูลเพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแปลงสัมปทาน
    Semai II ประเทศอินโดนีเซีย ในสัดส่วนการร่วมทุนร้อยละ 33.33 โดยมีบริษัท Murphy
    Oil Corporation เป็นผู้ดำเนินการ
    สำหรับการขยายการลงทุนในประเทศออสเตรเลียซึ่งเป็นประเทศที่มีศักยภาพทางปิโตรเลียมสูง
    ปตท.สผ.
    และบริษัทผู้ร่วมทุนได้รับคัดเลือกให้เป็นผู้ชนะการประมูลเพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแปลงสัมปทาน
    WA-423-P ประเทศออสเตรเลีย ร่วมกับบริษัท Murphy Australia Oil Pty Ltd.
    ในสัดส่วนการร่วมทุนร้อยละ 30 และ 70 ตามลำดับ นอกจากนี้ ปตท.สผ.
    ได้ลงนามสัญญาซื้อหุ้นทั้งหมดของ บริษัท Coogee Resources Limited หรือ CRL
    ที่ดำเนินธุรกิจพัฒนาและร่วมลงทุนในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศออสเตรเลีย
    ซึ่งความสำเร็จในการลงทุนในภูมิภาคต่างๆ ในครั้งนี้
    ถือเป็นการขยายการลงทุนตามแนวนโยบายและแผนกลยุทธ์การลงทุนของ ปตท.สผ.

  สำหรับการเสริมสร้างพัฒนาการลงทุนให้เจริญเติบโตต่อเนื่องในระยะยาว ปตท. สผ.
  ได้ลงนามในบันทึกความร่วมมือ (Memorandum of Understanding) กับ บริษัทโกล่าร์
  แอลเอ็นจี จำกัด (Golar LNG Limited) ในการร่วมกันศึกษาโอกาสการร่วมทุนเพื่อพัฒนา
  Stranded Gas Field โดยนำเทคโนโลยี FLNG (Floating Liquefied Natural Gas
  Production)
  ซึ่งเป็นการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติให้กลายเป็นของเหลวแล้วขนส่งทางเรือไปยังตลาด
  ทำให้การพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติขนาดกลางและเล็กมีความคุ้มค่าในเชิงพาณิชย์มากยิ่งขึ้น
  ซึ่งข้อตกลงดังกล่าว นับเป็นการลงทุนก้าวสำคัญในธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
  ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงสะอาดและยังมีปริมาณสำรองทั่วโลกอยู่เป็นจำนวนมาก
  โดยสามารถเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้แก่ประเทศซึ่งสอดรับกับแผนการนำเข้า LNG
  ของ ปตท. ในอนาคต

-   ด้านการผลิต ปตท.สผ.ได้ดำเนินการผลิตจากโครงการต่างๆ ตามเป้าหมายการผลิตที่วางไว้
    โดยในปี 2551 ได้เริ่มการผลิตปิโตรเลียมจาก 3 โครงการประกอบด้วย โครงการอาทิตย์
    โดยได้เริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติ เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2551 ที่อัตราผลิตเฉลี่ยวันละ 80
    ล้านลูกบาศก์ฟุต และสามารถเพิ่มปริมาณการผลิตให้เป็นไปตามสัญญาซื้อขายที่เฉลี่ยวันละ 330
    ล้านลูกบาศก์ฟุต ในเดือนเมษายน 2551
    ปัจจุบันโครงการสามารถรักษาระดับการผลิตตามเป้าหมายที่วางไว้อย่างต่อเนื่อง
    โครงการจี4/43 ได้เริ่มทำการผลิตในเดือนมกราคม 2551
    ในปัจจุบันโครงการมีอัตราการผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ เฉลี่ยวันละประมาณ 10,000
    บาร์เรล และ 10 ล้านลูกบาศก์ฟุต ตามลำดับ นอกจากนี้ โครงการเวียดนาม 9-2
    ยังได้เริ่มทำการผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง Ca Ngu Vang (CNV) ตั้งแต่วันที่
    25 กรกฎาคม 2551 ในอัตราการผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยวันละประมาณ 8,000
    บาร์เรลต่อวัน และ 20 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ
    ในปัจจุบันโครงการมีอัตราการผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ เฉลี่ยวันละประมาณ 12,000
    บาร์เรล และ 30 ล้านลูกบาศก์ฟุต ตามลำดับ
    การเริ่มการผลิตดังกล่าวนับเป็นความสำเร็จของปตท. สผ.
    ในการสร้างมูลค่าเพิ่มจากโครงการต่างๆที่มีอยู่ตามเป้าหมายที่วางไว้

-   ด้านการพัฒนาการผลิต ปตท.สผ. ได้เร่งพัฒนาโครงการต่างๆ
    ให้สามารถเริ่มผลิตได้ตามแผนที่วางไว้ อาทิ โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย-บี 17
    ได้ดำเนินการก่อสร้างและติดตั้งอุปกรณ์การผลิต อาทิ แท่นหลุมผลิต 4 แท่น
    ขาตั้งของแท่นผลิตกลาง ขาตั้งและฐานของอาคารที่พักอาศัย (Living Quarter Deck and
    Jacket) และได้ทำการเจาะหลุมผลิตแล้วเสร็จตามแผนที่กำหนดไว้ นอกจากนี้
    โครงการยังได้บรรลุข้อตกลงเบื้องต้นของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมกับผู้ซื้อ
    โดยในขณะนี้อยู่ระหว่างการเจรจาในรายละเอียดและจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ
    (ฉบับเพิ่มเติม ครั้งที่ 1) สำหรับโครงการบงกชใต้
    โครงการได้อนุมัติสัญญาก่อสร้างอุปกรณ์การผลิตแล้วเสร็จ ประกอบด้วย
    สัญญาการก่อสร้างแท่นผลิต (Central Processing Platform)
    สัญญาการก่อสร้างแท่นที่พักอาศัย (Quarter Platform) และสัญญาการก่อสร้างแท่นหลุมผลิต
    (Wellhead Platform) และได้เริ่มงานก่อสร้างตามแผนที่วางไว้แล้ว
    สำหรับการพัฒนาโครงการพม่า เอ็ม 9 และ เอ็ม 11 ปตท.สผ.
    ได้รับอนุมัติแผนการพัฒนาโครงการและอนุมัติพื้นที่การผลิตของแปลง เอ็ม 9
    จากรัฐบาลพม่าเมื่อเดือนกันยายน 2551 นอกจากนี้
    ยังได้มีการเจรจาและลงนามในสาระสำคัญหลักของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Heads of
    Agreement, HOA) กับปตท. เมื่อเดือนมิถุนายน 2551 ขณะนี้อยู่ระหว่างเจรจากับปตท.
    เพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Gas Sales Agreement, GSA)
    สำหรับการพัฒนาโครงการอื่นๆ เช่น โครงการอัลจีเรีย 433เอ และ 416บี
    โครงการได้รับการอนุมัติแผนพัฒนาปิโตรเลียมจากแหล่งน้ำมันดิบ Bir Seba
    จากรัฐบาลอัลจีเรีย ในเดือนธันวาคม 2551
    และมีแผนจะทำการศึกษารายละเอียดทางด้านวิศวกรรม (Basic Engineering Design
    and Front End Engineering Design) และเริ่มจัดทำสัญญาการก่อสร้าง
    (Engineering Procurement Construction Contract (EPC)) ในปี 2552 ต่อไป
    โดยคาดว่าจะสามารถเริ่มผลิตน้ำมันดิบได้ในราวปี 2555

4.1.1.4 แผนการลงทุนในอนาคต

ปตท.สผ. ได้ประมาณการรายจ่ายลงทุน (Capital Expenditure) และรายจ่ายดำเนินงาน
(Operating Expenditure) ของบริษัทฯ และบริษัทย่อย ในช่วงปี 2552-2556 รวม 5 ปี
เป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 485,166 ล้านบาท ซึ่งมีการปรับปรุงเพื่อให้สอดคล้องกับแผนงาน
ทั้งนี้ประมาณการรายจ่ายลงทุนและรายจ่ายดำเนินงาน มีรายละเอียดดังต่อไปนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------- --------- ---------- --------- -------- -------- ----------
                   ปี 2552    ปี 2553     ปี 2554    ปี 2555   ปี 2556   ปี 2552-
                                                                    2556

  รายจ่ายลงทุน       108,172   65,391     69,868    60,481   37,381   341,293

  รายจ่ายดำเนินงาน   29,989    30,128     28,574    27,112   28,070   143,873

  รายจ่ายรวมทั้งสิ้น    138,161   95,519     98,442    87,593   65,451   485,166
  ---------------- --------- ---------- --------- -------- -------- ----------

ปตท.สผ.คาดว่าตัวเลขประมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวัน (จากโครงการปัจจุบัน) ระหว่างปี
2552- ปี 2556 มีรายละเอียดดังต่อไปนี้

หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

  ------------------------- --------- --------- --------- --------- ---------
                            ปี 2552    ปี 2553    ปี 2554    ปี 2555    ปี 2556

  ปริมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ย   240,240   299,680   284,402   295,454   301,044
  ------------------------- --------- --------- --------- --------- ---------

4.1.2 ธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

ปตท. ประกอบกิจการเกี่ยวกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติ ที่ครอบคลุม 5 ธุรกิจย่อย ได้แก่

(1) ธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
    รับผิดชอบจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติทั้งในประเทศและต่างประเทศเพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้า
    โดยมีผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ ได้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้า

(2) ธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) รับผิดชอบดำเนินการ
    บำรุงรักษา และพัฒนาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

(3) ธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ รับผิดชอบดำเนินการและพัฒนาธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
    ซึ่งในปัจจุบันมีจำนวนทั้งสิ้น 5 โรง

(4) ธุรกิจท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
    รับผิดชอบดำเนินการและพัฒนาระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นท่อย่อยที่ต่อเชื่อมจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
    (Transmission Pipeline) ไปยังลูกค้าอุตสาหกรรม
    เพื่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมต่างๆ

(5) ธุรกิจก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (Natural Gas for Vehicles)
    รับผิดชอบการขยายสถานีบริการ NGV
    และการส่งเสริมการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการขนส่ง
    เพื่อให้ก๊าซธรรมชาติเป็นทางเลือกเชื้อเพลิงในด้านขนส่งที่มีราคาถูกกว่าน้ำมัน
    และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม
    เพื่อช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงให้กับผู้บริโภคและลดปัญหามลภาวะทางอากาศที่ทวีความรุนแรงขึ้น

สำหรับงวดปี 2551 ปตท. มีรายได้จากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ก๊าซธรรมชาติ จำนวน 328,254.99
ล้านบาท เพิ่มขี้น 72,323 ล้านบาท หรือ เพิ่มขึ้นร้อยละ 28.25 เมื่อเทียบกับปี2550
ที่มีรายได้จากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ก๊าซธรรมชาติ รวม 255,932.18 ล้านบาท
(รายละเอียดตามโครงสร้างรายได้ของปตท. และบริษัทย่อย แบ่งตามสายผลิตภัณฑ์ ในหัวข้อที่
3.3)

4.1.2.1 ธุรกิจการจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
อยู่ในความรับผิดชอบของธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย ปตท.
เป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งปัจจุบันมีอยู่ทั้งสิ้น 15
ฉบับ แบ่งเป็นสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติในประเทศจำนวน 13 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล 1 (แหล่งเอราวัณ), สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล 2-3[1]¹,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกช, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งไพลิน,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งทานตะวัน/เบญจมาศ^(/2),
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งน้ำพอง, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ A-18[2]³ ,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอาทิตย์[3]⁴, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ B-17&C-19
และ B-17-01[4]⁵ ,สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งภูฮ่อม^(/6),
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยูโนแคล 123 (ส่วนเพิ่ม)^(/7),
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอาทิตย์เหนือ^(/8) ,สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งสิริกิติ์
(พื้นที่ลานกระบือ)^(/9) และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างประเทศอีกจำนวน 2 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา^(/10)
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเยตากุนในสหภาพพม่า

ทั้งนี้ การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ส่วนใหญ่จะมาจากแหล่ง/แปลงสัมปทานก๊าซธรรมชาติในประเทศ
โดยมีปริมาณและสัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในปี 2549 –2551 เป็นดังนี้

+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| แหล่ง/แปลงสัมปทาน    | ปี 2549   |    | ปี 2550  |    | ปี 2551  |     |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
|                    | ล้าน      | ร  | ล้าน ลบ. | ร  | ล้าน ลบ. | ร้อ  |
|                    | ลบ.ฟุต/วัน | ้อย | ฟุต/วัน   | ้อย | ฟุต/วัน   | ยละ |
|                    |          | ละ |         | ละ |         |     |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| ในประเทศ           |          |    |         |    |         |     |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - ยูโนแคล 1,2,3     | 988      | 32 | 1,070   | 32 | 1,011   | 2   |
|                    |          | .0 |         | .5 |         | 9.2 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - บงกช             | 590      | 19 | 596     | 18 | 576     | 1   |
|                    |          | .1 |         | .1 |         | 6.7 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - ไพลิน             | 387      | 12 | 400     | 12 | 398     | 1   |
|                    |          | .5 |         | .2 |         | 1.5 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - ทานตะวัน/เบญจมาศ  | 221      | 7  | 211     | 6  | 184     | 5.3 |
|                    |          | .1 |         | .4 |         |     |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - น้ำพอง/ภูฮ่อม       | 36       | 1  | 110     | 3  | 104     | 3   |
|                    |          | .2 |         | .3 |         |     |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - เจดีเอ            | -        | -  | 1       | -  | 119     | 3.5 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - สิริกิต์             | -        | -  | -       | -  | 1       | 0.0 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - อาทิตย์            | -        | -  | -       | -  | 238     | 6.9 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| รวมการจัดหาในประเทศ | 2,222    | 71 | 2,388   | 72 | 2,631   | 7   |
|                    |          | .9 |         | .5 |         | 6.1 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| ต่างประเทศ          |          |    |         |    |         |     |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - ยาดานา           | 452      | 14 | 473     | 14 | 434     | 1   |
|                    |          | .6 |         | .4 |         | 2.5 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| - เยตากุน           | 417      | 13 | 432     | 13 | 394     | 1   |
|                    |          | .5 |         | .1 |         | 1.4 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| รวมก               | 869      | 28 | 906     | 27 | 828     | 2   |
| ารจัดหาจากต่างประเทศ |          | .1 |         | .5 |         | 3.9 |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| รวมการจัดหาทั้งหมด    | 3,091    | 1  | 3,294   | 1  | 3,459   | 100 |
|                    |          | 00 |         | 00 |         |     |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+
| รา                 | 168.7    |    | 170.1   |    | 194.8   |     |
| คาซื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย |          |    |         |    |         |     |
|                    |          |    |         |    |         |     |
| (บาท/ล้านบีทียู)       |          |    |         |    |         |     |
+--------------------+----------+----+---------+----+---------+-----+

  หมายเหตุ : ปริมาณก๊าซธรรมชาติคำนวณ ณ ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต

เงื่อนไขหลักของสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติ

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท.และผู้ขายก๊าซธรรมชาติ มีอายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี
โดยคู่สัญญาตกลงที่จะซื้อและขายก๊าซธรรมชาติกัน ณ จุดส่งมอบตามสัญญา เช่น ปากหลุม
หรือจุดส่งมอบอื่นๆ แล้วแต่สัญญากำหนดในปริมาณ คุณภาพและความดัน ตามที่ได้ตกลงกันไว้

ผู้ขายก๊าซธรรมชาติมีหน้าที่จัดเตรียมความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อให้
ปตท.สามารถเรียกรับก๊าซธรรมชาติสูงสุดได้ถึงร้อยละ 110 - 125
ของปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายวัน (Contractual Delivery Capacity หรือ “CDC”)
แล้วแต่สัญญา ในขณะที่ ปตท.จะต้องรับก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายวัน
(Daily Contracted Quantity หรือ DCQ) อีกทั้ง
ปตท.ยังมีสิทธิซื้อก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่เกินกว่า CDC ที่กำหนดไว้ในสัญญาได้
หากผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถผลิตและส่งมอบได้

อย่างไรก็ตาม หากในปีสัญญาใด
ปตท.ไม่สามารถรับก๊าซธรรมชาติตามปริมาณขั้นต่ำได้ครบตามที่กำหนดสำหรับปีสัญญานั้น (Annual
Contracted Quantity หรือ ACQ) ปตท.จะต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่มิได้รับ
(Take-or-Pay) โดยมีสิทธิรับก๊าซธรรมชาติสำหรับปริมาณที่ได้ชำระไปแล้วในปีต่อๆ ไป
โดยไม่มีกำหนดเวลา และไม่ต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติในส่วนนั้นอีก (Make-Up) ทั้งนี้ ในปีที่
ปตท.จะใช้สิทธิในการรับก๊าซธรรมชาติสำหรับปริมาณที่ได้ชำระไปแล้วดังกล่าว
ปตท.จะต้องรับซื้อก๊าซธรรมชาติให้ได้ครบตามปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำตามสัญญาสำหรับปีนั้นๆ
ก่อน ในทางกลับกัน กรณีที่
ปตท.ซื้อก๊าซธรรมชาติเกินกว่าปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำของปีสัญญาใดๆ
ปตท.จะสามารถนำปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนเกินนั้นแต่ไม่รวมส่วนที่เกินกว่า CDC ตามสัญญา
(Carry-Forward) ไปหักลดปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำในปีสัญญาต่อๆ
ไปได้ในปริมาณไม่เกินร้อยละ 15 หรือร้อยละ 20 แล้วแต่สัญญา
ของปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำในปีสัญญาดังกล่าว
โดยสิทธิดังกล่าวในปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนเกินนั้นๆ จะสิ้นสุดภายในระยะเวลา 5 ปี
นับจากปีที่เกิดก๊าซ Carry-Forward

ในกรณีที่ผู้ขายก๊าซธรรมชาติไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติให้กับ ปตท.ได้ครบตามปริมาณที่
ปตท.เรียกรับจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติในแต่ละวัน (Shortfall)
ปตท.จะชำระค่าก๊าซธรรมชาติตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่รับจริง โดยมีสิทธิได้รับส่วนลดร้อยละ
20-25 สำหรับราคาของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ขาดส่งในเดือนนั้น หรือเดือนถัดไป หรือปีถัดไป
แล้วแต่สัญญา ทั้งนี้ เมื่อสิ้นปีสัญญา
ปตท.สามารถนำปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ผู้ขายก๊าซธรรมชาติขาดส่งไปลดปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายปีของ
ปตท. ได้

สำหรับราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่กำหนดในสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดราคาฐานเริ่มต้น
(Initial Base Price) ซึ่งเป็นราคาคงที่
โดยจะมีสูตรปรับราคาซึ่งกำหนดสูตรราคาสูงสุดและราคาต่ำสุด
เพื่อคุ้มครองผู้ซื้อและผู้ขายก๊าซธรรมชาติ โดยสูตรปรับราคาก๊าซธรรมชาติ
จะประกอบด้วยปัจจัยต่อไปนี้ คือ ราคาน้ำมันเตากำมะถันปานกลางในตลาดสิงคโปร์
อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศ และดัชนีทางเศรษฐกิจต่างๆ เช่น
ดัชนีราคาขายส่งของประเทศไทย และดัชนีราคาผู้ผลิตของสหรัฐอเมริกาสำหรับธุรกิจน้ำมันและก๊าซ
เป็นต้น ทั้งนี้
ระยะเวลาในการปรับราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติดังกล่าวจะแตกต่างกันไปในแต่ละสัญญา กล่าวคือ
ทุก 12 เดือน 6 เดือน 3 เดือน หรือ 1 เดือน แล้วแต่สัญญา
ราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาตินี้จะส่งผ่าน (Pass through)
ไปให้กับลูกค้าในกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าซึ่งซื้อก๊าซธรรมชาติจาก ปตท.
ซึ่งเป็นกลุ่มลูกค้าหลักตามสูตรราคาในสัญญาขายก๊าซธรรมชาติ ส่งผลให้ความเสี่ยงของ
ปตท.จากการเปลี่ยนแปลงของราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติอยู่ในระดับที่ค่อนข้างต่ำ

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติทุกสัญญามีข้อกำหนดเรื่องเหตุสุดวิสัยซึ่งเป็นกรณีที่ ปตท.
หรือผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถยกเป็นเหตุในการที่ไม่สามารถปฏิบัติหน้าที่ตามสัญญาได้
ซึ่งเหตุสุดวิสัยที่กำหนดในสัญญาดังกล่าวหมายรวมถึงเหตุการณ์ใดๆ
ที่เกิดขึ้นโดยคู่สัญญาไม่สามารถควบคุมได้ นอกจากนี้
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติบางฉบับได้กำหนดให้กรณีที่ ปตท.
ไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติได้อันเนื่องจากมีเหตุสุดวิสัยเกิดขึ้นกับลูกค้าของ ปตท.
จนเป็นเหตุให้ลูกค้าดังกล่าวไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก ปตท.ได้ ซึ่งในการนี้
ปตท.จะอ้างเหตุสุดวิสัยดังกล่าวได้ต่อเมื่อ
ปตท.จะต้องลดปริมาณรับก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติที่เกี่ยวข้องทุกรายลงตามสัดส่วนการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติที่ลดลง

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจะสิ้นสุดลงเมื่อเกิดเหตุการณ์ใดเหตุการณ์หนึ่งดังต่อไปนี้

(1) สิ้นสุดระยะเวลาตามที่กำหนดในสัญญา หรือ (2) เมื่อระยะเวลาตามสัมปทานสิ้นสุดลง
(เฉพาะกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศ) หรือ (3)
เมื่อปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในแหล่งดังกล่าวหมดลง

การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

ปตท. จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า ได้แก่ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
(Transmission Pipeline) และท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
ทั้งนี้ ณ สิ้นปี 2551 มีจำนวนลูกค้าอุตสาหกรรมทั้งสิ้น 272 ราย นอกจากนี้ ปตท.
ยังได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
โดยผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะถูกจำหน่ายผ่านธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มต่างๆ
(รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.) ในปี 2549 –2551
มีรายละเอียดดังนี้

+-------------------+---------+----+---------+-----+---------+------+
| กลุ่มลูกค้า           | ปี 2549  |    | ปี 2550  |     | ปี 2551  |      |
+-------------------+---------+----+---------+-----+---------+------+
|                   | ล้าน     | ร  | ล้าน     | ร้อ  | ล้าน     | ร    |
|                   | ล.      | ้อย | ล.      | ยละ | ล.      | ้อยละ |
|                   | บ.ฟุต/วัน | ละ | บ.ฟุต/วัน |     | บ.ฟุต/วัน |      |
+-------------------+---------+----+---------+-----+---------+------+
| 1. กฟผ.           | 1,015   | 32 | 1,040   | 3   | 1,013   | 29.4 |
|                   |         | .9 |         | 1.8 |         |      |
+-------------------+---------+----+---------+-----+---------+------+
| 2. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ   |   824   | 26 |   847   | 2   | 968     | 28.1 |
|                   |         | .7 |         | 5.9 |         |      |
+-------------------+---------+----+---------+-----+---------+------+
| 3. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก |   417   | 13 |   462   | 1   | 459     | 13.3 |
|                   |         | .5 |         | 4.1 |         |      |
+-------------------+---------+----+---------+-----+---------+------+
| 4.                |   301   | 9  |   351   | 1   | 421     | 12.2 |
| ล                 |         | .8 |         | 0.7 |         |      |
| ูกค้าอุตสาหกรรม^(/1) |         |    |         |     |         |      |
+-------------------+---------+----+---------+-----+---------+------+
| 5.                |   527   | 17 |   572   | 1   | 583     | 17.0 |
| โรงแ              |         | .1 |         | 7.5 |         |      |
| ยกก๊าซธรรมชาติ^(/2) |         |    |         |     |         |      |
+-------------------+---------+----+---------+-----+---------+------+
| รวม               |   3,084 | 1  |   3,272 | 10  | 3,444   | 1    |
|                   |         | 00 |         | 0.0 |         | 00.0 |
|                   |         | .0 |         |     |         |      |
+-------------------+---------+----+---------+-----+---------+------+

  ที่มา : ปตท.

  หมายเหตุ : ปริมาณก๊าซธรรมชาติคำนวณ ณ ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต
  และคำนวณโดยใช้จำนวนวันตามปีปฏิทิน

  /1 รวมก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้กับบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
  และก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง

  /2
  ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ถูกแยกเป็นผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติซึ่งได้แก่
  ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม และก๊าซโซลีนธรรมชาติ
  เพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้าต่อไป และผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจะจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
  โดยรวมปริมาณก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew
  Point Control Unit) ในปี 2549 – 2551 จำนวน 22.7 ,21.7 และ 23.26
  ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ตามลำดับ

โดยทั่วไป โครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าจะประกอบด้วย 2
ส่วนหลัก ได้แก่ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อ รายละเอียด ดังนี้

(1) ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ

ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ คือ ผลรวมของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท.
รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติและค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

สำหรับค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติซึ่งครอบคลุมค่าใช้จ่ายและความเสี่ยงในการดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติและการตลาดนั้นจะมีอัตราแตกต่างกันขึ้นอยู่กับประเภทของลูกค้าผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติ
ปัจจุบัน ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับ กฟผ.
และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระเท่ากับร้อยละ 1.75 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่
ปตท.รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ค่าตอบแทนที่คิดจาก กฟผ.
และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระดังกล่าวจะต้องไม่เกิน 2.15 บาท/ล้านบีทียู
ส่วนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กซึ่งซื้อก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่ต่ำกว่าลูกค้าสองกลุ่มแรกนั้น
ปตท.จะคิดค่าตอบแทนดังกล่าวในอัตราร้อยละ 9.33 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่
ปตท.รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง/แปลงสัมปทานต่างๆ ทั้งนี้
ค่าตอบแทนที่คิดจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กดังกล่าวจะต้องไม่เกิน 11.48 บาท/ล้านบีทียู

  (2) อัตราค่าผ่านท่อ

อัตราค่าผ่านท่อประกอบด้วย 2 ส่วน โดยส่วนแรกได้แก่ ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand
Charge)
ซึ่งคำนวณจากต้นทุนการลงทุนและค่าใช้จ่ายคงที่ในการดำเนินการ
โดยกำหนดให้มีอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนในส่วนทุนของ
ผู้ถือหุ้น (Internal Rate of Return on Equity) สำหรับระบบท่อปัจจุบันเท่ากับร้อยละ 18
และส่วนที่สองได้แก่ ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (“Commodity Charge”)
ซึ่งคำนวณจากต้นทุนการให้บริการผันแปร (Variable Cost)
ของการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ

ในการกำหนดอัตราค่าผ่านท่อสำหรับการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าแต่ละรายนั้นขึ้นอยู่กับพื้นที่การใช้ก๊าซธรรมชาติของลูกค้า
ดังนี้

-   โซน 1 พื้นที่ในทะเล (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง)

-   โซน 2 พื้นที่นอกชายฝั่งขนอม (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม)

-   โซน 3 พื้นที่บนบก (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก)

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge เป็นดังนี้

  หน่วย : บาท/ล้านบีทียู

+----+--------------------------------------------+-------------------+
| โ  | ระบบท่อ                                     | อัต                |
| ซน |                                            | ราค่าผ่านท่อในส่วนของ |
|    |                                            |                   |
|    |                                            | Demand Charge     |
+----+--------------------------------------------+-------------------+
| 1  | พื้นที่ในทะเล                                  | 7.9365            |
|    | (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง)         |                   |
+----+--------------------------------------------+-------------------+
| 2  | พื้นที่นอกชายฝั่งขนอม                            | 14.2177           |
|    | (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม)          |                   |
+----+--------------------------------------------+-------------------+
| 3  | พื้นที่บนบก (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก)           | 11.4664           |
+----+--------------------------------------------+-------------------+

ทั้งนี้ กลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าส่วนใหญ่ซึ่งรับก๊าซธรรมชาติจาก ปตท.จะอยู่ในเขตพื้นที่โซน 3
ซึ่งต้องรับภาระค่าผ่านท่อเท่ากับผลรวมของอัตราสำหรับพื้นที่โซน 1 และอัตราสำหรับพื้นที่โซน 3
ซึ่งปัจจุบัน อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge สำหรับลูกค้าในเขตพื้นที่โซน 3 เท่ากับ
19.4029 บาทต่อล้านบีทียู

ผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติในส่วนของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระจะต้องชำระค่าผ่านท่อในส่วนของ
Demand Charge
ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติตามที่กำหนดในสัญญาแม้จะซื้อก๊าซธรรมชาติสูงหรือต่ำกว่าปริมาณดังกล่าวก็ตาม
ส่วนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจะชำระค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge
ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่รับจริง ทั้งนี้ ต้องไม่ต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำตามที่กำหนดในปีสัญญานั้นๆ
นอกจากนี้ ยังได้กำหนดให้มีการปรับเปลี่ยนอัตราค่าผ่านท่อเป็นระยะ (Periodic Adjustment)
โดยสามารถทบทวนการคำนวณอัตราค่าผ่านท่อทุก 5 ปี
หรือในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญเพื่อดำรงไว้ซึ่งอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนในส่วนทุนของผู้ถือหุ้นตามที่ได้รับอนุมัติ
นอกจากนี้ ในทุกๆ ปี อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge
สามารถปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) อีกด้วย ทั้งนี้ อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ
Commodity Charge กำหนดไว้เท่ากับ 0.3418 บาทต่อล้านบีทียู โดยมีผลตั้งแต่เดือนตุลาคม
2546

สำหรับโครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมจะแตกต่างจากโครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า กล่าวคือ ประกอบด้วย 2 ส่วนหลัก ได้แก่ ค่าก๊าซธรรมชาติตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้จริงในแต่ละเดือน และค่าใช้ท่อตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้แจ้งไว้กับ ปตท. เป็นการล่วงหน้า (Capacity Charge) ทั้งนี้ ค่าก๊าซธรรมชาติดังกล่าวถูกกำหนดให้แข่งขันได้กับราคาเชื้อเพลิงทดแทนอื่นๆ คือ น้ำมันเตา 

4.1.2.2 ธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

เมื่อผู้ขายก๊าซธรรมชาติได้ส่งมอบก๊าซธรรมชาติให้กับ ปตท. ที่จุดส่งมอบแล้ว
ก๊าซธรรมชาติทั้งหมดจะถูกส่งไปยังลูกค้าต่างๆ โดยผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทั้งนี้
การดำเนินงานและการบำรุงรักษาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติจะอยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ณ 31 ธันวาคม 2551 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) ของ ปตท.
มีความยาวรวมประมาณ 3,498 กิโลเมตร
ซึ่งประกอบด้วยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกความยาวประมาณ 1,402 กิโลเมตร
และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลความยาวประมาณ 2,096 กิโลเมตร
(ไม่รวมระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline) อีกประมาณ 770
กิโลเมตร) โดยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จะต่อเชื่อมแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างๆ
ในอ่าวไทย และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุน สหภาพเมียนมาร์
ที่ชายแดนไทย-สหภาพเมียนมาร์ เข้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และลูกค้าอุตสาหกรรม
ภายในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ยังประกอบด้วย
หน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point Control Unit)
และอุปกรณ์รวมก๊าซธรรมชาติ (Common Header)
ซึ่งเป็นกระบวนการเพื่อควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆในอ่าวไทยให้มีค่าความร้อนคงที่เป็นหนึ่งเดียวและมีคุณภาพเดียวกันทั้งระบบ

  ข้อมูลเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเฉพาะระบบที่สำคัญ ณ ปัจจุบัน เป็นดังนี้

+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ   | ค | ข | ความสา     | ป | รายละเอียด           |
|                      | ว | น | มารถสูงสุดใน | ีท |                     |
|                      | า | า | การส่งก๊าซธร | ี่เ |                     |
|                      | ม | ด | รมชาติ^(/1) | ร |                     |
|                      | ย | ท |            | ิ่ม |                     |
|                      | า | ่อ | (ล้าน       |   |                     |
|                      | ว |   | ลบ.ฟุต/วัน)  | ด |                     |
|                      | ร | ( |            | ำ |                     |
|                      | ว | น |            | เ |                     |
|                      | ม | ิ้ว |            | น |                     |
|                      |   | ) |            | ิน |                     |
|                      | ( |   |            | ง |                     |
|                      | ก |   |            | า |                     |
|                      | ิโ |   |            | น |                     |
|                      | ล |   |            |   |                     |
|                      | เ |   |            |   |                     |
|                      | ม |   |            |   |                     |
|                      | ต |   |            |   |                     |
|                      | ร |   |            |   |                     |
|                      | ) |   |            |   |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ระบบ                 |   |   |            |   |                     |
| ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล |   |   |            |   |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| เอ                   | 4 | 3 | 850        | 2 | เป็นระบบท่อจากแท่นเ    |
| ราวัณ-โรงแยกก๊าซธรรมชา | 1 | 4 |            | 5 | อราวัณในอ่าวไทยไปยังโร |
| ติระยอง (ท่อสายประธาน) | 5 |   |            | 2 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |   |   |            | 4 | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดระยอง          |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| แหล่งบงกช-            | 1 | 3 | 635        | 2 | เป็นระบ              |
| เอราวัณ (ท่อสายประธาน) | 7 | 2 |            | 5 | บท่อจากแหล่งบงกชในอ่าว |
|                      | 1 |   |            | 3 | ไทยที่เชื่อมกับแท่นเอราวัณ |
|                      |   |   |            | 9 |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| เอราวัณ-โ             | 4 | 3 | 1,180      | 2 | เป็นระบบท่อคู่ขนา       |
| รงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง | 1 | 6 |            | 5 | นจากแท่นเอราวัณไปยังโร |
| (ท่อคู่ขนาน)            | 8 |   |            | 3 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |   |   |            | 9 | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            | - | จังหวัดระยอง          |
|                      |   |   |            | 2 |                     |
|                      |   |   |            | 5 |                     |
|                      |   |   |            | 4 |                     |
|                      |   |   |            | 0 |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| แหล่งอาทิตย์-โ          | 6 | 4 | 1,900      | 2 | เป็นระบบท่อเส้นที่ 3     |
| รงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง | 0 | 2 | ^(/3)      | 5 | จากแหล่งก๊าซฯ อาทิตย์   |
| (ท่อเส้นที่ 3)           | 6 |   |            | 5 | ไปยังโร              |
|                      |   |   |            | 0 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |   |   |            |   | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดระยอง          |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| แหล่งเจดีเอ-แหล่งอาทิตย์  | 9 | 4 | 1,000      | 2 | เป็นระบบท่อเส้นที่ 3     |
|                      | 5 | 2 | ^(/3)      | 5 | จากแหล่งก๊าซฯ เจดีเอ   |
|                      |   |   |            | 5 | ไปยังแหล่งอาทิตย์       |
|                      |   |   |            | 1 |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| เอราวัณ-โรงไฟฟ้าขนอม   | 1 | 2 | 210        | 2 | เป็นระบบท่อจากแท่นเอ   |
|                      | 6 | 4 |            | 5 | ราวัณไปยังโรงไฟฟ้าขนอม |
|                      | 1 |   |            | 3 | จังหวัดนครศรีธรรมราช   |
|                      |   |   |            | 9 |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ระ                   |   |   |            |   |                     |
| บบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก |   |   |            |   |                     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| โรงแยกก๊าซธรรมชาต     | 1 | 2 | 540        | 2 | เป็นระบบท่อจากโร      |
| ิระยอง-โรงไฟฟ้าบางปะกง | 0 | 8 |            | 5 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อสายประธาน)        | 4 |   |            | 2 | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            | 4 | จังหวัดระยอง          |
|                      |   |   |            |   | ไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง  |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดฉะเชิงเทรา      |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| โรงไฟฟ้าบาง           | 5 | 2 | n.a. ^(/2) | 2 | เป็นระบบ             |
| ปะกง-โรงไฟฟ้าพระนครใต้ | 7 | 8 |            | 5 | ท่อจากโรงไฟฟ้าบางปะกง |
| (ท่อสายประธาน)        |   |   |            | 2 | จังหวัดฉะเชิงเทรา      |
|                      |   |   |            | 4 | ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครใต้ |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดสมุทรปราการ     |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| บางพลี-สระบุรี          | 9 | 2 | 280        | 2 | เป็น                 |
| (ท่อสายประธาน)        | 9 | 4 |            | 5 | ระบบท่อจากอำเภอบางพลี |
|                      |   |   |            | 2 | จังหวัดสมุทรปราการ     |
|                      |   |   |            | 4 | ไปยัง                |
|                      |   |   |            |   |                     |
|                      |   |   |            |   | โรงปูนซิเมนต์ของ บมจ.  |
|                      |   |   |            |   | ปูนซีเมนต์ไทย          |
|                      |   |   |            |   | ที่อำเภอท่าหลวง        |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดสระบุรี          |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| แห                   | 3 | 1 | 140        | 2 | เป                  |
| ล่งน้ำพอง-โรงไฟฟ้าน้ำพอง | . | 6 |            | 5 | ็นระบบท่อจากแหล่งน้ำพอง |
|                      | 5 |   |            | 3 | ไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง    |
|                      |   |   |            | 3 | จังหวัดขอนแก่น         |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| โรงแยกก๊าซธรรมชาต     | 1 | 2 | 660        | 2 | เป็นระบบท่อคู่ขนานจากโร |
| ิระยอง-โรงไฟฟ้าบางปะกง | 0 | 8 |            | 5 | งแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อคู่ขนาน)            | 5 |   |            | 3 | ตำบลมาบตาพุด         |
|                      |   |   |            | 9 | จังหวัดระยอง          |
|                      |   |   |            |   | ไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง  |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดฉะเชิงเทรา      |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| บางปะกง-โรงไฟฟ้าวังน้อย | 1 | 3 | 860        | 2 | เป็นระบบท่อคู่ขนานจากส  |
| (ท่อคู่ขนาน)            | 0 | 6 |            | 5 | ถานีเพิ่มความดันบางปะกง |
|                      | 1 |   |            | 3 | จังหวัดฉะเชิงเทรา      |
|                      |   |   |            | 9 | ไปยังโรงไฟฟ้าวังน้อย    |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดพระนครศรีอยุธยา  |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ท่อส่งก๊าซธรรมชาต       | 2 | 4 | 1,300      | 2 | เป็นระบบท่อจากจุดร     |
| ิจากชายแตนไทยและสหภาพ | 3 | 2 |            | 5 | ับมอบก๊าซธรรมชาติชายแด |
| เมียนมาร์-โรงไฟฟ้าราชบุรี | 8 |   |            | 4 | นไทยและสหภาพเมียนมาร์ |
|                      |   |   |            | 1 | ที่บ้านอีต่อง            |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดกาญจนบุรี        |
|                      |   |   |            |   | เพ                  |
|                      |   |   |            |   | ื่อนำก๊าซธรรมชาติจากโคร |
|                      |   |   |            |   | งการยาดานาและเยตากุน |
|                      |   |   |            |   | ไปยังโรงไฟฟ้าราชบุรี    |
|                      |   |   |            |   | จังหวัดราชบุรี          |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+
| ราชบุรี-วังน้อย          | 1 | 3 | 330        | 2 | เป็นระบบท่อที่เชื่อ       |
|                      | 5 | 0 |            | 5 | มต่อระบบท่อส่งก๊าซธรรมช |
|                      | 4 |   |            | 4 | าติบริเวณสถานีวัดปริมาณก |
|                      |   |   |            | 3 | ๊าซธรรมชาติราชบุรีเข้ากับ |
|                      |   |   |            |   | ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบ |
|                      |   |   |            |   | างปะกง-โรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                      |   |   |            |   | (ท่อคู่ขนาน)           |
|                      |   |   |            |   | ที่สถานีวัดป            |
|                      |   |   |            |   | ริมาณก๊าซธรรมชาติวังน้อย |
+----------------------+---+---+------------+---+---------------------+

ข้อมูลเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเฉพาะระบบที่สำคัญ ณ ปัจจุบัน เป็นดังนี้ (ต่อ)

+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+
| ร                 | ความย | ข | ความสามารถส | ป | รายละเอียด         |
| ะบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ | าวรวม | น | ูงสุดในการส่งก | ีท |                   |
|                   |       | า | ๊าซธรรมชาติ/1 | ี่เ |                   |
|                   | (กิโล  | ด |             | ร |                   |
|                   | เมตร) | ท | (ล้าน        | ิ่ม |                   |
|                   |       | ่อ | ลบ.ฟุต/วัน)   |   |                   |
|                   |       |   |             | ด |                   |
|                   |       | ( |             | ำ |                   |
|                   |       | น |             | เ |                   |
|                   |       | ิ้ว |             | น |                   |
|                   |       | ) |             | ิน |                   |
|                   |       |   |             | ง |                   |
|                   |       |   |             | า |                   |
|                   |       |   |             | น |                   |
+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+
| โร                | 110   | 3 | 1,200 ^(/3) | 2 | เป็นระบบท่อเส้นที่ 3   |
| งแยกก๊าซธรรมชาติระย |       | 6 |             | 5 | จากโรงแ           |
| อง-โรงไฟฟ้าบางปะกง |       |   |             | 4 | ยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อเส้นที่ 3)        |       |   |             | 9 | ตำบลมาบตาพุด       |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดระยอง        |
|                   |       |   |             |   | ไ                 |
|                   |       |   |             |   | ปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดฉะเชิงเทรา    |
+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+
| โรงไฟฟ้าวัง         | 72    | 3 | 510 ^(/1)   | 2 | เป็นระบบ           |
| น้อย-โรงไฟฟ้าแก่งคอย |       | 6 |             | 5 | ท่อจากโรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                   |       |   |             | 4 | จ                 |
|                   |       |   |             | 9 | ังหวัดพระนครศรีอยุธยา |
|                   |       |   |             |   | ไปยังโรงไฟฟ้าแก่งคอย |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดสระบุรี        |
+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+
| ท่อส่งก๊าซธ          | 70    | 3 | 300 ^(/1)   | 2 | เป็น               |
| รรมชาติจากสถานีควบค |       | 0 |             | 5 | ระบบท่อจากสถานีควบค |
| ุมความดันก๊าซธรรมชาติ |       |   |             | 5 | ุมความดันก๊าซธรรมชาติ |
| #RA6 –            |       |   |             | 0 | #RA6              |
| โรงไฟฟ้าพระนครใต้   |       |   |             |   | ไป                |
|                   |       |   |             |   | ยังโรงไฟฟ้าพระนครใต้ |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดนนทบุรี        |
+-------------------+-------+---+-------------+---+-------------------+

^(/1) ความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นความสามารถเฉพาะของท่อแต่ละเส้นเท่านั้น
และขึ้นอยุ่กับองค์ประกอบของก๊าซธรรมชาติ

^(/2) ไม่สามารถระบุความสามารถสูงสุดในการส่งก๊าซธรรมชาติได้
เนื่องจากมีการส่งก๊าซธรรมชาติทั้งไปและย้อนกลับ (Reverse Flow)

^(/3)
ความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดภายหลังการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ

[]

4.1.2.3 ธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

  ----------------- ------------------------------------------------------
  ผลิตภัณฑ์            วัตถุประสงค์ในการนำไปใช้

  ก๊าซอีเทน           เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซโพรเพน         เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว   เป็นเชื้อเพลิงในครัวเรือน ยานพาหนะ และโรงงานอุตสาหกรรม
  (ก๊าซหุงต้ม)         และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ    เป็นวัตถุดิบสำหรับป้อนเข้าโรงกลั่นน้ำมันเพื่อผลิตน้ำมันสำเร็จรูป
                    และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีขั้นต้น
  ----------------- ------------------------------------------------------

นอกจาก ปตท.จะจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าโดยตรงแล้ว
ปตท.ได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
เพื่อเพิ่มมูลค่าให้กับก๊าซธรรมชาติและก่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยการแยกสารประกอบไฮโดรคาร์บอนชนิดต่างๆ
ซึ่งเป็นองค์ประกอบที่สำคัญในก๊าซธรรมชาติ ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ประกอบด้วย ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม) และก๊าซโซลีนธรรมชาติ
นอกจากนี้ ยังมีผลพลอยได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติ คือ ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
ซึ่งสามารถนำไปใช้ประโยชน์ในอุตสาหกรรมต่างๆได้ ทั้งนี้
ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติและวัตถุประสงค์ในการนำไปใช้แสดงตามตารางข้างล่างนี้

ปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้ประกอบการธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ในประเทศไทย ปตท.
มีโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้งสิ้น 5 โรง มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติตามค่าการออกแบบ
(nameplate capacity) ได้สูงสุด 1,710 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
โดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 2 3 และ 5 ตั้งอยู่ที่ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมือง
จังหวัดระยอง มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้ 350 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน 250
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน 350 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ 530 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ
และโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 ตั้งอยู่ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช
มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้ 230 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ สำหรับงวด สิ้นสุดวันที่ 31
ธันวาคม 2551 โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 2 3 และ 5
ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ 111 ร้อยละ 113 ร้อยละ 106
และร้อยละ 97 ตามลำดับ สำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4
ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ 71
เนื่องจากความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอมในปัจจุบันไม่สามารถรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่
4 เมื่อมีการผลิตเต็มที่ได้ ซึ่งหากความต้องการก๊าซธรรมชาติในอนาคตสูงขึ้น
โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 จะสามารถเพิ่มการผลิตได้ ทั้งนี้
ปตท.ได้ทำการปรับปรุงประสิทธิภาพของโรงแยกก๊าซฯ อย่างต่อเนื่อง โดยปัจจุบันโรงแยกก๊าซฯ ทั้ง
5 หน่วยของ ปตท. มีความสามารถแยกก๊าซฯ สูงสุดที่ระดับ 1,770 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

สัดส่วนของผลิตภัณฑ์ต่างๆ ที่ผลิตได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในปี 2549 – 2551
เป็นดังนี้

  ---------------------------- -------------- ------------- -------------
  ผลิตภัณฑ์                       ปี 2549         ปี2550         ปี 2551

  ก๊าซอีเทน (ตัน)                 988,106        931,373       970,816

  ก๊าซโพรเพน (ตัน)               262,722        283,194       238,049

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)    1,916,085      2,200,569     2,335,808
  (ตัน)                                                      

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ ^(/1) (ตัน)    305,448        344,620       340,422

  รวม                          3,472,361      3,759,756     3,885,095
  ---------------------------- -------------- ------------- -------------

  ที่มา : ปตท.

/1 ไม่รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
Control Unit)

สำหรับปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ต่างๆ ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในปี 2549 –2551
เป็นดังนี้

ที่มา : ปตท.

  /1 รวมการขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ ปตท. ซื้อมาจากผู้ผลิตปิโตรเคมีเพื่อนำมาขายต่อ ใน ปี
  2549 จำนวน 217,671 ตัน ,
  ในปี 2550 จำนวน 250,727 ตัน และ ในปี 2551 จำนวน 157,928 ตัน

  /2 รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
  Control Unit)

 ราคาจำหน่ายผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าปิโตรเคมีจะเป็นไปตามสูตรราคาที่ตกลงกับลูกค้าเป็นรายๆ ไป โดยจะอ้างอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในตลาดโลก ยกเว้นราคาขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวทีจำหน่ายในประเทศผ่านธุรกิจน้ำมันของปตท. ยังคงราคาขายปลีกตามที่รัฐกำหนดไว้ สำหรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซโซลีนธรรมชาติ ซึ่งส่งออกผ่านธุรกิจน้ำมันของ ปตท. จะอิงกับราคาตลาดโลก 

4.1.2.4 ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์

เพื่อส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงทางเลือกในภาคขนส่ง
ลดผลกระทบต่อสภาพเศรษฐกิจอันเนื่องมา
จากราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
ลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม และสนับสนุนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศ
ที่สนับสนุนให้ใช้เชื้อเพลิงที่สามารถจัดหาได้จากแหล่งภายในประเทศ ปตท.ได้เริ่มนำ NGV
มาใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับรถโดยสารประจำทาง NGV ของ องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.)
ตั้งแต่ปี 2536 และมีการขยายตลาด NGV อย่างต่อเนื่องจน ณ 31 ธันวาคม 2551 มียานยนต์ที่ใช้
NGV ประมาณ 127,735 คัน โดยมีสถานีบริการก๊าซ NGV ที่เปิดให้บริการแล้ว 303 สถานี
ประกอบด้วยสถานีบริการในกรุงเทพและปริมณฑลจำนวน 154 สถานี และต่างจังหวัดจำนวน 149
สถานี และยอดจำหน่าย NGV เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2551 ประมาณ 101 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน โดย
ปตท. มีเป้าหมายให้ใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนน้ำมันในภาคขนส่ง 20% เป็นปริมาณประมาณ 440
ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2555 (ณ ราคาน้ำมันดิบดูไบ 90 US$/BBL)

4.1.3 ธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

ปตท. ประกอบธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับก๊าซธรรมชาติผ่านบริษัทในเครืออื่นๆ จำนวน 10 บริษัท
เพื่อช่วยส่งเสริมให้กลุ่ม ปตท. ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร ดังนี้

4.1.3.1 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (PTTNGD)

บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ
Suez-Tractebel S.A. แห่งประเทศ
เบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2539
เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อยเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีทุนที่ออกและชำระแล้ว
500 ล้านบาท โดย ปตท. ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 58 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

ในการประกอบธุรกิจ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
เป็นผู้ลงทุนสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
โดยใช้ท่อเหล็กและท่อ High Density Polyethylene (HDPE)
ซึ่งเชื่อมต่อจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) ของ
ปตท.ไปยังลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล โดยมี
ปตท.เป็นผู้ให้ความช่วยเหลือในการจัดหาที่ดินตลอดจนสิทธิในการใช้ที่ดินเพื่อการก่อสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

(1) การจัดหา

ปตท.เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมดให้กับบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาวของแต่ละพื้นที่ อายุสัญญา 10 ปี
และมีโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อ
และค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

(2) การจัดจำหน่าย

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
มีระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติเป็นเครือข่ายครอบคลุมพื้นที่อุตสาหกรรม
6 แห่ง ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมบางปู นิคมอุตสาหกรรมบางพลี นิคมอุตสาหกรรมลาดกระบัง
พื้นที่อุตสาหกรรมบริเวณรังสิต สวนอุตสาหกรรมโรจนะและนิคมอุตสาหกรรมนวนคร
โดยสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับลูกค้ามีอายุสัญญา 5 - 7 ปี
ซึ่งราคาก๊าซธรรมชาติจะถูกกำหนดให้สามารถแข่งขันได้กับเชื้อเพลิงทดแทน คือ
น้ำมันเตาหรือก๊าซหุงต้ม ผลการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
จำกัด ในปี 2551 มีปริมาณ 38.81 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้น 5.57% จากปี 2550
เนื่องจากมีจำนวนลูกค้าที่รับก๊าซฯ แล้วเพิ่มขึ้นเป็นทั้งหมด 166 ราย
โดยที่ปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2549 – 2551 เป็นดังนี้

  ---------------------------- ------------- ------------ ----------------
  การจัดจำหน่าย                  ปี 2549        ปี 2550       ปี 2551

  ปริมาณ (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)      33.02         36.77        38.81

  จำนวนลูกค้า (ราย)              127           146          166
  ---------------------------- ------------- ------------ ----------------

บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีเป้าหมายการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2552
เฉลี่ยวันละ 36.89 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และในอนาคตมีแผนการขยายระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพิ่มอีก 3 พื้นที่ ได้แก่
นิคมอุตสาหกรรม
บางกะดี นิคมอุตสาหกรรมบางปะอินและนิคมอุตสาหกรรมเอ็มไทย

นอกจากนี้ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ได้เพิ่มช่องทางการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
โดยการร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 50 ในบริษัท อมตะ จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (AMATA
NGD)
เพื่อดำเนินการก่อสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมอมตะนคร
และนิคมอุตสาหกรรมอมตะซิตี้

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 13 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 6 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้
ปตท.ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัท ปตท.
จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ซึ่งรวมตำแหน่งกรรมการผู้จัดการ

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ในปี 2549 – 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------- --------------- --------------- -----------------
  งบรวม                  ปี 2549          ปี 2550          ปี 2551

  รายได้รวม               3,470           3,979           4,426

  ค่าใช้จ่ายรวม             2,684           3,023           3,481

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ       786             956             945

  สินทรัพย์รวม              1,832           2,108           2,293

  หนี้สินรวม                396             502             642

  ส่วนของผู้ถือหุ้น            1,436           1,606           1,651
  ---------------------- --------------- --------------- -----------------

4.1.3.2 บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. TTM (T), TTM (M)

ปตท. และ Petronas บริษัทน้ำมันแห่งประเทศมาเลเซีย ได้ร่วมกันจัดตั้งบริษัท ทรานส์
ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM (T)) ขึ้นในประเทศไทย เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์
2543 และ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. (TTM (M))
ขึ้นในประเทศมาเลเซีย เมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2543 โดย TTM (T)
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย
(Malaysia-Thailand Joint Development Area หรือ เจดีเอ)
มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย และส่งไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย
รวมทั้งให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จังหวัดสงขลา และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ทางท่อจากจังหวัดสงขลาไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ส่วน TTM (M)
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อจากชายแดนไทย-มาเลเซีย
ไปใช้ประโยชน์ในประเทศ มาเลเซีย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 TTM (T)
มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 10,640 ล้านบาท และ TTM (M) มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 52.8
ล้านริงกิต (มาเลเซีย) โดยมี ปตท. และ Petronas ถือหุ้นใน สัดส่วนร้อยละ 50
ของทุนที่ชำระแล้วเท่ากันทั้งสองบริษัท

(1) ลักษณะของโครงการ แบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้

  ระยะที่ 1

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 34 นิ้ว จากแปลงเอ 18
  ในพื้นที่เจดีเอไปที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา รวมเป็นระยะทาง 277 กิโลเมตร
  มีความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดประมาณวันละ 1,020 ล้านลูกบาศก์ฟุต

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 36 นิ้ว จากอำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา
  ไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ที่อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา รวมเป็นระยะทาง 89 กิโลเมตร
  และวางต่อไปเชื่อมเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ Petronas ในรัฐเคดาห์
  ประเทศมาเลเซีย รวมเป็นระยะทาง 9 กิโลเมตร
  มีความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดประมาณวันละ 750 ล้านลูกบาศก์ฟุต

  - ก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 มีขนาดความสามารถรับก๊าซธรรมชาติวันละ 425
  ล้านลูกบาศก์ฟุต ให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติที่นำขึ้นฝั่งที่จังหวัดสงขลา
  โดยมีความสามารถในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปีละ 166,800 ตัน
  และก๊าซธรรมชาติเหลวปีละ 43,000 ตัน

-   วางท่อส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 8 นิ้ว จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่
    1 ขนานไปกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติจนถึงชายแดนไทย-มาเลเซีย ที่อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา
    รวมเป็นระยะทาง 89 กิโลเมตร และวางท่อต่อไปถึงเมือง Prai ในรัฐปีนัง
    ประเทศมาเลเซีย รวมเป็นระยะทาง 150 กิโลเมตร
    มีความสามารถในการส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวสูงสุดประมาณวันละ 1,166 ตัน

  การดำเนินงานในระยะที่ 1 แล้วเสร็จและได้ดำเนินการเชิงพาณิชย์
  โดยการวางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งในทะเลและบนบกแล้วเสร็จในเดือนมกราคม 2549
  และการก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1
  และการวางท่อส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวแล้วเสร็จในเดือนเมษายน 2549

  ระยะที่ 2

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาด 42 นิ้ว จากแปลง A-18
  เชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 3 ของ ปตท. เป็นระยะทาง 61.5 กิโลเมตร
  โดยในอนาคตจะมีการวางท่อก๊าซธรรมชาติจากแปลงB-17 มาเชื่อมในภายหลัง
  โดยเชื่อมเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
  ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) โดยโครงการนี้การก่อสร้างแล้วเสร็จเมื่อวันที่
  23 ตุลาคม 2551 และ ได้เริ่มจัดส่งก๊าซธรรมชาติเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2551
  และในส่วนท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแปลง B-17 มีเป้าหมายแล้วเสร็จในปลายปี 2552

  (2) ความก้าวหน้า

  - สำหรับการวางท่อก๊าซธรรมชาติจากแปลง B-17
  ปัจจุบันอยู่ระหว่างการทำรายละเอียดวิศวกรรม ซึ่งคาดว่าการก่อสร้างจะแล้วเสร็จและส่งก๊าซฯ
  ได้ในปลายปี 2552 สำหรับสัญญาการให้บริการระหว่าง ปตท. กับ TTM(T)
  คาดว่าจะลงนามสัญญาภายในไตรมาสที่ 1 ของปี 2552

  (3) การบริการ

บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans Thai-Malaysia
(Malaysia) Sdn. Bhd.
ให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวและให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติแก่ลูกค้าของบริษัทเพียง
2 รายคือ ปตท. และ Petronas ซึ่งทั้ง 2 รายเป็นผู้ถือหุ้นของบริษัท โดยมีสัญญาให้บริการ
(Service Agreement) ระหว่างกัน
บริษัทได้ให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลและบนบกแล้วตั้งแต่เดือนมกราคม 2549
โดยเป็นก๊าซธรรมชาติที่ผ่านกระบวนการบำบัดจากหน่วยแยกก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
และให้บริการแยกก๊าซฯ และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อตั้งแต่ 14 เมษายน 2549
และได้ขยายบริการขนส่งก๊าซฯ เชิงพาณิชย์ ให้ ปตท. ไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ อีก 131
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในไตรมาสที่ 3 ปี 2551 สำหรับท่อส่งก๊าซฯจากแหล่งก๊าซเจดีเอ แปลงเอ 18
ซึ่งเชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซเส้นที่ 3 ของ ปตท. ได้เริ่มวางท่อตั้งแต่ ธันวาคม 2549
สามารถขยายบริการขนส่งก๊าซอีก 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และเริ่มขนส่งก๊าซฯได้เมื่อปลายปี
2551 การขยายบริการขนส่งก๊าซฯดังกล่าวนอกจากจะมีรายได้เพิ่ม ยังช่วยให้ ปตท. จัดหาก๊าซฯ
ได้เพียงพอกับความต้องการของลูกค้า
ซึ่งสร้างเสถียรภาพและเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศไทยด้วย ทั้งนี้ ในปี 2551
มีรายละเอียดการให้บริการดังนี้

-   การผลิตก๊าซธรรมชาติ (Feed Gas) 460 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   การส่งมอบก๊าซเชื้อเพลิง (Sales Gas) 342 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   การส่งมอบก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) 52,600 เมตริกตัน

-   การส่งมอบก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL) 15,450 เมตริกตัน

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans
Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 6 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 3 คน นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก
ปตท.เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของทั้งสองบริษัท ปัจจุบันกรรมการที่แต่งตั้งจาก Petronas
ดำรงตำแหน่งประธานกรรมการบริษัท โดยต่างฝ่ายจะสลับการดำรงตำแหน่งนี้คราวละ 3 ปี

(5) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด งวดปี 2549 - 2551
มีดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  งบรวม                 ปี 2549           ปี 2550           ปี 2551

  รายได้รวม              5,074            3,507            2,661

  ค่าใช้จ่ายรวม            2,814            2,995            2,845

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ       2,260            512              (184)

  สินทรัพย์รวม             30,233           32,117           28,033

  หนี้สินรวม               20,046           21,417           22,164

  ส่วนของผู้ถือหุ้น           10,187           10,700           5,869
  --------------------- ---------------- ---------------- ----------------

ผลการดำเนินงานของ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. งวดปี 2549 -
2551 มีดังนี้

หน่วย : ล้านริงกิต

  ---------------------- ------------- ----------------- -----------------
  งบรวม                  ปี 2549        ปี 2550            ปี 2551

  รายได้รวม               21.32         21.20             16.26

  ค่าใช้จ่ายรวม             16.42         18.13             23.74

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ       4.90          3.07              (7.48)

  สินทรัพย์รวม              164           165               163

  หนี้สินรวม                115           112               118

  ส่วนของผู้ถือหุ้น            49            53                45
  ---------------------- ------------- ----------------- -----------------

4.1.3.3 บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด (DCAP)

บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. และ กฟน.
จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 2 เมษายน 2546
เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับบริษัทท่าอากาศยานไทย จำกัด (มหาชน)
และลูกค้าอื่นๆ ภายในบริเวณสนามบินสุวรรณภูมิ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551บริษัท
ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด มีทุนจดทะเบียน 1,670 ล้านบาท (ชำระแล้ว 1,000 ล้านบาท) โดย
ปตท.ถือหุ้นร้อยละ 35

โครงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็น (District Cooling System and Power
Plant) สำหรับท่าอากาศยานสุวรรณภูมิของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด
เป็นโครงการที่สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับก๊าซธรรมชาติ
โดยการใช้ก๊าซธรรมชาติมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้า
และนำพลังงานความร้อนที่เหลือมาผลิตไอน้ำ
และนำไอน้ำที่ได้มาใช้ประโยชน์ในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติม
ส่วนไอน้ำที่เหลือนำมาใช้ประโยชน์ในการผลิตน้ำเย็น (Chilled Water)
เพื่อใช้ในระบบปรับอากาศ จึงเป็นการใช้พลังงานอย่างคุ้มค่า และเป็นการลดมลภาวะทางอากาศ

(1) ลักษณะของโครงการ

  - บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด มีหน่วยผลิต Utilities ดังนี้

-   โรงไฟฟ้า Cogeneration มีกำลังการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Combined Cycle รวมประมาณ
    50 เมกกะวัตต์ (MW)

-   หน่วยผลิตน้ำเย็นแบบ Steam Absorption Chiller (SAC)
    มีกำลังการผลิตน้ำเย็นรวมประมาณ
    29,440 Refrigerant Ton (RT)

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติขนาด 8 นิ้ว จากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
  บริเวณถนนกิ่งแก้ว–ลาดกระบัง เข้าสู่ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิความยาว 2 กิโลเมตร
  มีความสามารถในการขนส่ง ก๊าซธรรมชาติสูงสุดวันละ 25 ล้านลูกบาศก์ฟุต

(2) ความก้าวหน้า

งานก่อสร้างดำเนินการแล้วเสร็จ เริ่มผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับอาคารต่างๆ
ภายในพื้นที่ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ ตั้งแต่วันที่ 15 มีนาคม 2549

  (3) การจัดหาเชื้อเพลิง

ปตท.จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าและไอน้ำ
โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำที่ปริมาณวันละ 7 ล้านลูกบาศก์ฟุต มีอายุสัญญา 25 ปี

  (4) การจัดจำหน่าย

  การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด ประกอบด้วย

-   จำหน่ายไฟฟ้าให้กับบริษัท การท่าอากาศยานแห่งประเทศไทย จำกัด (มหาชน) (ทอท.)
    ซึ่งมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกัน จำนวน 50 เมกกะวัตต์ (MW)

-   จำหน่ายน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศและไอน้ำให้กับลูกค้ารายต่างๆ ดังนี้

-   อาคารผู้โดยสารท่าอากาศยานของ ทอท.,อาคาร AOB, อาคาร AIMS
    ซึ่งมีสัญญาซื้อขายปริมาณรวม 12,500 Refrigerant Ton (RT)

-   อาคาร Catering บริษัท การบินไทย จำกัด (มหาชน) ซึ่งมีสัญญาซื้อขายน้ำเย็น 6,600
    Refrigerant Ton (RT) และไอน้ำ 8.6 Ton/Hr.

-   บริษัท โรงแรมท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ จำกัด ปริมาณรวม 1,500 Refrigerant Ton
    (RT)ไอน้ำประมาณ 2 Ton/Hr.

-   สถานีรถไฟฟ้า ณ ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ ปริมาณรวม 700 Refrigerant Ton (RT)
    (อยู่ระหว่างการจัดทำสัญญาซื้อขาย)

  (5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 7 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 2 คน นอกจากนี้ ปตท.ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัดด้วย

(6) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัดในช่วงปี 2549 –ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------- ---------------- ---------------- ------------------
  งบรวม                ปี 2549           ปี 2550           ปี 2551

  รายได้รวม             875              1,567            1,652

  ค่าใช้จ่ายรวม           988              1,581            1,666

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ      (113)            (14)             (14)

  สินทรัพย์รวม            3,391            3,214            3,025

  หนี้สินรวม              2,553            2,390            2,216

  ส่วนของผู้ถือหุ้น          838              824              809
  -------------------- ---------------- ---------------- ------------------

4.1.3.4 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT)

คณะกรรมการ ปตท.ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2547 มีมติอนุมัติให้
ปตท.เข้าร่วมทุนกับบริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) (NPC) บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด
(มหาชน) (TOC) (ซึ่งต่อมาได้ควบรวมเป็นบริษัทใหม่ชื่อ บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน)
(PTTCH) เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548) และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)
(ATC) (ซึ่งต่อมา ATC ได้ควบรวมกิจการกับ บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน)
(RRC) เป็นบริษัทภายใต้ชื่อบริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (PTTAR) เมื่อวันที่ 27
ธันวาคม 2550) โดยได้จดทะเบียนจัดตั้ง บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT) ขึ้นเมื่อวันที่ 13
กรกฎาคม 2547 โดยมีสัดส่วนการถือหุ้น ณ ปัจจุบัน ของ ปตท. PTTCH และPTTAR อยู่ที่ร้อยละ
40 40 และ 20 ตามลำดับ เพื่อดำเนินโครงการก่อสร้างโรงงานผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำ
(Utilities) ให้กับผู้ถือหุ้นรวมถึงบริษัทในเครือของผู้ถือหุ้นและโรงงานบริเวณใกล้เคียง ณ วันที่
31 ธันวาคม 2551 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด มีทุนจดทะเบียนที่ออกและชำระแล้ว 6,859 ล้านบาท

(1) ลักษณะของโครงการ

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
    ได้ดำเนินการก่อสร้างและขยายขนาดโครงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้สอดคล้องกับความต้องการของลูกค้าที่เพิ่มขึ้นเป็นระยะๆ
    ของกลุ่มปิโตรเคมี ปตท.
    และลูกค้านอกกลุ่มโดยบริษัทได้จัดทำแผนขยายขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำติดตั้งแบ่งเป็นศูนย์ผลิตสาธารณูปการ
    (Central Utility Unit – CUP) ต่างๆ ตามเขตพื้นที่ นิคมอุตสาหกรรมต่างๆ ดังนี้

+-------+--------------------+------------------+----------+---------+
| CUP   | ที่ตั้ง                | ลูกค้า             | กำล      | กำลัง    |
|       |                    |                  | ังผลิตไฟฟ้า | ผลิตไอน้ำ |
|       |                    |                  |          |         |
|       |                    |                  | (เม      | (ต      |
|       |                    |                  | กกะวัตต์ - | ัน/ชั่วโมง |
|       |                    |                  | MW)      | – T/hr) |
+-------+--------------------+------------------+----------+---------+
| CUP-1 | น                  | โร               | 150      | 610     |
|       | ิคมอุตสาหกรรมตะวันออก | งงานปิโตรเคมีในกลุ่ม |          |         |
|       | (EIE)              | ปตท.             |          |         |
|       |                    | โ                |          |         |
|       |                    | ดยเฉพาะโรงงานของ |          |         |
|       |                    | PTTCH            |          |         |
|       |                    | และโรงงานอื่นๆ     |          |         |
+-------+--------------------+------------------+----------+---------+
| CUP-2 | นิคมอุตสาหกรรม       | โร               | 113      | 170     |
|       | อาร์ไอแอล (Rayong   | งงานปิโตรเคมีในกลุ่ม |          |         |
|       | Industrial Land)   | ปตท.             |          |         |
|       |                    | โ                |          |         |
|       |                    | ดยเฉพาะโรงงานของ |          |         |
|       |                    | PTTAR และ กฟผ.   |          |         |
+-------+--------------------+------------------+----------+---------+
| CUP-3 |   น                |   โร             | 75       | 560     |
|       | ิคมอุตสาหกรรมตะวันออก | งงานปิโตรเคมีในกลุ่ม |          |         |
|       |   (EIE)            |   ปตท.           |          |         |
|       |                    |   โ              |          |         |
|       |                    | ดยเฉพาะโรงงานของ |          |         |
|       |                    |   PTTCH          |          |         |
|       |                    |   และโรงงานอื่นๆ   |          |         |
+-------+--------------------+------------------+----------+---------+
| รวม   |                    |                  | 338      | 1,340   |
| กำลังก |                    |                  |          |         |
| ารผลิต |                    |                  |          |         |
+-------+--------------------+------------------+----------+---------+

หมายเหตุ: ขนาดกำลังการผลิตตามแผนธุรกิจของ PTTUT
ซึ่งอาจมีการเปลี่ยนแปลงตามความต้องการของลูกค้าได้

(2) ความก้าวหน้า

  - ศูนย์ผลิตสาธารณูปการแห่งที่ 1 (CUP-1) เริ่มก่อสร้างในปี 2547
  และได้เริ่มทำการสาธารณูปการ (Utility) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2549
  ปัจจุบันมีกำลังผลิตติดตั้งไฟฟ้า 112.5 เมกกะวัตต์ (MW) และไอน้ำ 470 ตัน/ชั่วโมง (T/hr)
  แล้ว และคาดว่าการก่อสร้างกำลังผลิตติดตั้งรวมไฟฟ้า 150 เมกกะวัตต์ (MW) และไอน้ำ 610
  ตัน/ชั่วโมง (T/hr) จะแล้วเสร็จในไตรมาส 3 ปี 2552

  - ศูนย์ผลิตสาธารณูปการแห่งที่ 2 (CUP-2) การก่อสร้างแล้วเสร็จทั้งโครงการแล้ว
  เริ่มผลิตไอน้ำให้กับลูกค้าตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2551
  และสามารถผลิตไฟฟ้าจ่ายให้ลูกค้าได้ในเดือนมกราคม 2552
  หลังจากที่ทำการทดสอบเครื่องจักรอุปกรณ์แล้วเสร็จ

  - ศูนย์ผลิตสาธารณูปการแห่งที่ 3 (CUP-3) ก่อสร้างแล้วเสร็จประมาณร้อยละ 60
  คาดว่าการก่อสร้างทั้งโครงการจะแล้วเสร็จในไตรมาส 2 ปี 2553

(3) การจัดหาเชื้อเพลิงและวัตถุดิบ

ปตท. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำ โดยได้จัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาว
15 ปี และมีปริมาณเพียงพอต่อความต้องการใช้โดยเต็มที่ที่ระดับ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
(MMCFD) นอกจากนี้บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้
จำกัดได้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำรองกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ประมาณ 20-50 เมกกะวัตต์ (MW)
เพื่อเพิ่มความมั่นคงในการจ่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้า

(4) การจัดจำหน่าย

บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ได้ทำการก่อสร้างหน่วยผลิตสาธารณูปการ (Utility) ต่าง ๆ
ตามความต้องการใช้ของลูกค้าโดยเฉพาะโรงงานปิโตรเคมีของกลุ่ม ปตท.
จนถึงปัจจุบันนี้สรุปได้ดังนี้

+------+---------------------------------------------------------------+
| ปี    | จำหน่ายให้                                                      |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2549 | - โรงงานผลิต Ethylene Oxide และ Ethylene Glycol (EO/EG) ของ    |
|      | TOC Glycol Company Limited (TOCGC)                            |
|      |                                                               |
|      | - โรงงาน Air Separation Plant ของ MIG Production Company      |
|      | Limited (MIGP)                                                |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2550 | - โรงงาน Aditya Birla Chemicals (Thailand) Limited (ABCT)     |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Ethoxylate ของ Thai Ethoxylates Company Limited   |
|      | (TEX)                                                         |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2551 | - โรงงานผลิต Ethanolamines ของ Thai Ethanolamines Company      |
|      | Limited (TEA)                                                 |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Methyl Ester และ Fatty Alcohol ของ Thai           |
|      | Oleochemicals Company Limited (TOL)                           |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Cumene/Phenol ของ PTT Phenol Company Limited      |
|      | (PPCL)                                                        |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Aromatics หน่วยที่ 2 ของ บริษัท ปตท.                   |
|      | อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (PTTAR)                       |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2552 | - โรงงานผลิต Choline Chloride ของบริษัท Thai Choline Chloride    |
|      | Company Limited (TCC)                                         |
|      |                                                               |
|      | - โรงงาน Ethylene Cracker โรงงานผลิต Low Density Polypropylene |
|      | (LDPE) และ Linear Low Density Polypropylene (LLDPE) ของ PTT   |
|      | Polyethylene Company Limited (PTTPE)                          |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Propylene (โครงการ PDH) ของ ปตท.                  |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Olefins หน่วยที่ 2 ของ PTT Chemical Plc (PTTCH I-4)  |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2553 | - โรงงานผลิต AN/MMA/PMMA ของ PTT Asahi Chemical Company        |
|      | Limited                                                       |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2554 | - โรงงานผลิต Aromatics หน่วยที่ 1 ของ PTTAR                       |
+------+---------------------------------------------------------------+

(5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 10 คน
ปัจจุบันมีกรรมการดำรงตำแหน่ง 9 คน เป็นผู้แทนจาก ปตท. 4 คน (โดยเป็นผู้แทนจาก
ปตท.โดยตรง 3 คนและทางอ้อม 1 คน ผ่านบริษัทที่ ปตท. ร่วมทุน) รวมประธานกรรมการด้วย
นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการของบริษัท
พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ด้วย

(6) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัดในช่วงปี 2549 –ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------- ---------------- ---------------- ------------------
  งบรวม                ปี 2549           ปี 2550           ปี 2551

  รายได้รวม             769              1,519            2,686

  ค่าใช้จ่ายรวม           918              1,664            3,029

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ      (149)            (145)            (343)

  สินทรัพย์รวม            7,457            11,124           15,661

  หนี้สินรวม              5,089            4,586            9,466

  ส่วนของผู้ถือหุ้น          2,367            6,538            6,195
  -------------------- ---------------- ---------------- ------------------

4.1.3.5 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด (RPCL)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2547 มีมติให้ ปตท.
เข้าร่วมทุนในบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด (RPCL) ในสัดส่วนร้อยละ 15
โดยเข้าซื้อหุ้นที่ราคามูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 100 บาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551
บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด มีทุนที่ออกและชำระแล้วจำนวน 7,325 ล้านบาท

บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด เป็นโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power
Producer: IPP)
จัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer: IPP)
มีโรงไฟฟ้าแบบพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas Fired
Combined-Cycle Power Plant) จำนวน 2 หน่วย มีกำลังผลิตหน่วยละ 700 เมกะวัตต์
รวมเป็น 1,400 เมกะวัตต์ โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เดียวกันกับโรงไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี
จำกัด และทำการขอบ้านเลขที่ใหม่ ตั้งอยู่ที่ เลขที่ 245 หมู่ที่ 6 ตำบลบ้านไร่ อำเภอดำเนินสะดวก
จังหวัดราชบุรี

บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัดเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ทั้งในส่วนของโรงไฟฟ้าหน่วยที่ 1
และหน่วยที่ 2 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2551 และ 1 มิถุนายน 2551 ตามลำดับ

  (1) การจัดหาเชื้อเพลิง

ปตท. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณวันละ 240
ล้านลูกบาศก์ฟุต (ที่ประมาณการค่าความร้อน 1,000 บีทียูต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต) มีอายุสัญญา 25 ปี

  (2) การจัดจำหน่าย

เมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2547 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ได้ลงนามสัญญาสำคัญ 3 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับ กฟผ. สัญญาจัดหาก๊าซธรรมชาติ
(Gas Sale Agreement: GSA) กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และสัญญาเช่าที่ดิน (Land
Lease Agreement: LLA) กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด ซึ่ง กฟผ. ตกลงรับซื้อไฟฟ้าที่บริษัท
ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ผลิตได้ทั้งหมด มีอายุสัญญา 25 ปี นับตั้งแต่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ
กฟผ. ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2551 และหน่วยที่ 2 ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2551

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 2 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ในปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------------------- ---------------------------
  งบรวม                                       ปี 2551

  รายได้รวม                                    14,788

  ค่าใช้จ่ายรวม                                  13,454

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                            1,334

  สินทรัพย์รวม                                   31,776

  หนี้สินรวม                                     26,478

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                                 5,298
  ------------------------------------------- ---------------------------

4.1.3.6 บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTT LNG)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2547 มีมติให้ ปตท. จัดตั้ง บริษัท พีทีที
แอลเอ็นจี จำกัด โดย ปตท.ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100 ในระยะเริ่มต้น และ ปตท.
จะหาพันธมิตรร่วมทุนในภายหลัง โดย ปตท.เป็นผู้ถือหุ้นใหญ่ ทั้งนี้ ปตท.
ได้จดทะเบียนจัดตั้งบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2547
เพื่อประกอบกิจการให้บริการ/จัดการเกี่ยวกับการปฏิบัติการและบำรุงรักษาท่าเรือ Terminal
รับผลิตภัณฑ์ LNG และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG เป็นก๊าซธรรมชาติ (LNG Re-gasification &
Receiving Terminal) ขนาดประมาณ 5 ล้านตันต่อปีในระยะที่ 1 และจะเพิ่มขนาดเป็นประมาณ
10 ล้านตันต่อปีในระยะที่ 2 โดยบริษัทจะคิดค่าบริการในรูป Throughput & Service Fee และ
ปตท.จะเป็นผู้จัดหาและนำเข้า LNG

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด มีทุนจดทะเบียน 6,403
ล้านบาทซึ่งเรียกชำระแล้ว 1,638.25 ล้านบาท และจะทยอยเพิ่มทุนตามความจำเป็น ทั้งนี้
คาดว่าโครงการระยะที่ 1 จะก่อสร้างแล้วเสร็จในปี 2554 และระยะที่ 2 ประมาณปี 2557
เพื่อรองรับแผนการนำเข้า LNG ของ ปตท.

(1) ลักษณะของโครงการ

ก่อสร้าง LNG Receiving Terminal ประกอบด้วย ท่าเทียบเรือขนถ่าย LNG ถังเก็บสำรอง
LNG (LNG Storage Tank ) และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG เป็นก๊าซฯ (LNG
Re-gasification Unit) ขนาดประมาณ 5 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 1
และจะเพิ่มขนาดเป็นประมาณ 10 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 2
ซึ่งขึ้นอยู่กับผลการศึกษาความเหมาะสมของโครงการ

(2) ความก้าวหน้า

บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ได้ดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของโครงการ
และได้จัดหาที่ดินบริเวณพื้นที่โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมระยะ 2 นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด
จังหวัดระยอง
สำหรับเป็นสถานที่ก่อสร้างโครงการขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินการขุดลอกและถมพื้นที่โครงการโดยคาดว่าจะแล้วเสร็จในต้นปี
2552 นอกจากนี้ บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัดเริ่มดำเนินงานก่อสร้าง LNG Receiving
Terminal โดยคาดว่าจะก่อสร้างโครงการระยะที่ 1 แล้วเสร็จในไตรมาส 1 ปี 2554
และเริ่มรับ LNG ได้ในกลางปี 2554 เพื่อรองรับแผนการนำเข้า LNG ของ ปตท. ในอนาคต

เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550
คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
(กพช.)ในหลักการให้ค่าบริการสถานี LNG อันประกอบด้วย การให้บริการรับเรือนำเข้า LNG
ขนถ่าย เก็บรักษาและแปลงสภาพจากของเหลวเป็นก๊าซ และขนส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ
ปตท. เป็นส่วนหนึ่งของราคา LNG โดยมอบหมายให้ สนพ. จัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดราคา LNG
รวมทั้งหลักเกณฑ์การกำกับดูแลค่าบริการสถานี LNG เพื่อเสนอ กพช.
และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป

(3) การบริการ

บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด จะให้บริการ/จัดการ LNG Receiving Terminal
และคิดค่าบริการรับจ่ายและสำรองก๊าซธรรมชาติเหลว (Throughput & Service Fee) โดย
ปตท.จะเป็นผู้จัดหาและนำเข้า LNG

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 3 คน ซึ่ง
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งทั้งหมด

4.1.3.7 บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (IPT)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 เมษายน 2547 ได้มีมติอนุมัติให้
ปตท.เข้าร่วมทุนในบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ในสัดส่วนร้อยละ 20
ของทุนจดทะเบียนชำระแล้ว โดยซื้อหุ้นจากบริษัท Siemens AG จำกัด ในราคา 10
ล้านเหรียญสหรัฐฯ และเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2548 ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของบริษัท
ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด จากบริษัท Siemens AG จำกัด ทั้งหมด ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2551 บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดมีทุนที่ออกและชำระแล้ว 1,771
ล้านบาท

บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดจัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า
โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas fired Combined
–Cycle Power Plant) ด้วยกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกกะวัตต์ (MW)

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

โรงผลิตไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัดใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดย
ปตท.เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดทั้งหมด
มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณวันละ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุต อายุสัญญา 25 ปี

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้ กฟผ.
ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ฉบับลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2540 อายุสัญญา 25 ปีนับจาก
Commercial Operation Date เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2543 โดยมีข้อตกลงที่ กฟผ.
จะต้องชำระค่าไฟฟ้าให้แก่ IPT ตามกำลังการผลิตไฟฟ้าที่กำหนดในสัญญา (Take-or-Pay ร้อยละ
100) จ่ายค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment)
ในจำนวนที่ตกลงกันเพื่อให้ครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ ภาระหนี้สิน และผลตอบแทน
และจ่ายค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ตามสูตรคำนวณที่ระบุไว้ตามข้อสัญญา

  (3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 9 คน
เป็นผู้แทนจาก ปตท. 6 คน โดยเป็นผู้แทนจาก ปตท. โดยตรง 2 คนและทางอ้อม 4
คนรวมประธานกรรมการ ผ่านบริษัทย่อยของบริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) ได้แก่ บริษัท
ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ในช่วงปี 2549 – ปี 2551
เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------- ----------------- ---------------- ----------------
  งบรวม                 ปี 2549            ปี 2550           ปี 2551

  รายได้รวม              9,359             9,174            10,730

  ค่าใช้จ่ายรวม            7,786             8,547            10,162

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ       1,573             627              568

  สินทรัพย์รวม             12,503            11,119           11,934

  หนี้สินรวม               6,408             4,642            5,197

  ส่วนของผู้ถือหุ้น           6,095             6,477            6,737
  --------------------- ----------------- ---------------- ----------------

4.1.3.8 บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (TP)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548 มีมติให้ ปตท.ซื้อหุ้นสามัญของบริษัท
ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด จากบริษัท ปตท.สผ.อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทย่อยของบริษัท
ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)) ซึ่งถืออยู่ทั้งหมดในสัดส่วนร้อยละ
26 เป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 2,300 ล้านบาท โดย ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของบริษัท ไทยออยล์
เพาเวอร์ จำกัดเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2548

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัดเป็นผู้ดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)
โดยเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบโคเจนเนอเรชั่น ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
(Combined-Cycle Co-generation Power Plant) มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 118 เมกะวัตต์
และผลิตไอน้ำ 168 ตันต่อชั่วโมง นอกจากนี้บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัดเป็นผู้ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 56 ในบริษัทผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัดซึ่งเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) มีขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกะวัตต์ ณ วันที่
31 ธันวาคม 2551 TP มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 2,810 ล้านบาท

การซื้อหุ้นบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดสอดคล้องกับทิศทางการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท.
ซึ่งให้ความสำคัญกับการลงทุนในธุรกิจก๊าซธรรมชาติและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับก๊าซธรรมชาติ
ในขณะที่สนับสนุนให้ ปตท.สผ. ให้ความสำคัญกับการดำเนินธุรกิจต้นน้ำ (Upstream)
คือธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นหลัก และการเข้าลงทุนดังกล่าวมีความเสี่ยงต่ำ
เนื่องจากทั้งบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดและบริษัทผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัดมีการดำเนินกิจการอยู่แล้ว และมีสัญญาระยะยาวกับลูกค้า อายุสัญญา 25 ปี
ซึ่งประกอบด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และลูกค้าซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่ม บมจ.
ไทยออยล์ จึงเป็นกิจการที่มีความมั่นคง

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดไดซื้อกาซธรรมชาติจาก ปตท.
ซึ่งเปนผูขายและผูจําหนายเพียงรายเดียวในประเทศ โรงไฟฟาของบริษัท ไทยออยล์
เพาเวอร์ จำกัดสามารถใชเชื้อเพลิงสํารองคือ น้ำมันดีเซลแทน กาซธรรมชาติได
โดยจะมีการชดเชยสวนตางของราคาเชื้อเพลิงตามสัญญา

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ.จำนวน 41 เมกะวัตต์
ภายใต้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว 25 ปี บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัดเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ในวันที่ 1 เมษายน 2541
ภายใต้โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producer – “SPP”) ของ กฟผ.

  (3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน
เป็นผู้แทนจาก ปตท. 3 คน บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) จำนวน 7 คน และบริษัท
เจพาวเวอร์ โฮลดิ้งส์ จำกัด (JPHT)จำนวน 2 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดในช่วงปี 2549 –ปี 2551 เป็นดังนี้
(งบเฉพาะบริษัทไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดไม่รวมบริษัทในเครือ (IPT))

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------- ---------------- ---------------- ------------------
  งบรวม                ปี 2549           ปี 2550           ปี 2551

  รายได้รวม             4,335            3,436            3,865

  ค่าใช้จ่ายรวม           3,173            3,034            3,518

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ      1,198            402              347

  สินทรัพย์รวม            7,942            5,270            5,003

  หนี้สินรวม              1,421            895              562

  ส่วนของผู้ถือหุ้น          6,521            4,375            4,441   
  -------------------- ---------------- ---------------- ------------------

4.1.3.9 บริษัท พีทีที อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (PTT INTER)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2550 ได้มีมติอนุมัติการจัดตั้งบริษัท
พีทีที อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (PTT International Company Limited – PTT INTER)
โดยจดทะเบียนเป็นบริษัทจำกัดในประเทศไทย และมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นตัวแทน ปตท.
ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับก๊าซธรรมชาติ พลังงาน และธุรกิจอื่นที่ต่อเนื่องของ ปตท.
ในต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเริ่มต้น 100 ล้านบาท
ซึ่งได้ดำเนินการจดทะเบียนบริษัทแล้วเสร็จ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2550 ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
2551 บริษัทฯ มีทุนจดทะเบียนทั้งหมด 100,000,000 บาท (หุ้นสามัญ 10,000,000 หุ้น
มูลค่าหุ้นละ 10 บาท)

(1) ความก้าวหน้าโครงการ

PTT INTER ได้ทำสัญญาเงินกู้ (Shareholder’s Loan) กับ ปตท. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน
2550 และในวันที่
4 ธันวาคม 2550 PTT INTER ได้เบิกใช้วงเงินกู้ดังกล่าวเพื่อซื้อหุ้นบริษัท East
Mediterranean Gas (EMG) เป็นจำนวนเงินประมาณ 16,479 ล้านบาท ซึ่งบริษัท EMG
เป็นบริษัทแห่งเดียวที่ได้รับสิทธิในการส่งออกก๊าซธรรมชาติจากประเทศอียิปต์ไปขายยังประเทศอิสราเอลภายใต้
MOU ของทั้งสองประเทศ โดยบริษัท EMG จะรับซื้อก๊าซธรรมชาติจากบริษัท Egyptian General
Petroleum Corp. (EGPC)/Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS)
ในปริมาณ 677 ล้านลบ.ฟุต/วัน เป็นเวลา 20 ปี
และขนส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากเมือง El-Arish ในประเทศอียิปต์ไปยังเมือง
Ashkelon ทางตอนใต้ของประเทศอิสราเอล และได้เริ่มดำเนินโครงการในไตรมาส 1 ปี 2551
จากการเข้าซื้อหุ้นในครั้งนี้ ทำให้ PTT INTER เป็นผู้ถือหุ้นบริษัท EMG ในสัดส่วน 25% และ PTT
INTER ได้สิทธิในการเป็นกรรมการในบริษัท EMG จำนวน 3 คน

เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2551 ที่ประชุมคณะกรรมการบริษัท ฯ ครั้งที่ 5/2551
ได้มีมติอนุมัติการกู้เงิน Shareholders’ loan จาก ปตท. ในวงเงินรวม 21,735 ล้านบาท
เพื่อชำระหนี้ Shareholder’s Loan ระหว่าง ปตท. และบริษัท PTT INTER
ตามสัญญาเงินกู้ลงวันที่ 29 พฤศจิกายน 2550 ซึ่งเป็นเงินกู้เพื่อ ซื้อหุ้นบริษัท EMG
และสำหรับใช้เป็นดอกเบี้ยจ่ายจาก Sharholder’s Loan สำหรับระยะเวลาที่
บริษัทฯยังไม่มีรายได้จาก EMG จนกว่าบริษัทฯ
จะมีการปรับโครงสร้างเงินทุนและมีความสามารถในการชำระหนี้โดยเมื่อวันที่ 3ธันวาคม 2551
บริษัทฯได้ขอเบิกใช้เงินกู้งวดแรกจำนวน 17,632,253,871.74บาท
โดยเงินจำนวนนี้ประกอบด้วยเงินกู้เพื่อใช้สำหรับการซื้อหุ้นบริษัท EMG จำนวน
16,479,206,737.27 บาท ค่าดอกเบี้ยจ่ายจำนวน 1,153,047,13.47
ทั้งนี้มีกำหนดชำระเงินกู้พร้อมดอกเบี้ยค้างชำระทั้งหมดภายใน 1 ปีนับจากวันเบิกใช้เงินกู้ครั้งแรก
โดยคิดดอกเบี้ยเท่ากับ MLR ของธนาคารพาณิชย์ 4 แห่ง ได้แก่ ธนาคารกรุงไทย จำกัด
(มหาชน), ธนาคารกรุงเทพ จำกัด (มหาชน), ธนาคารกสิกรไทย จำกัด (มหาชน),
ธนาคารไทยพาณิชย์ จำกัด (มหาชน) ที่ประกาศ 2 วันทำการก่อนวันเบิกใช้เงินกู้ในแต่ละครั้ง
กำหนดชำระดอกเบี้ยในแต่ละงวดไม่เกิน 3 เดือนนับตั้งแต่วันที่เบิกใช้เงินกู้ในแต่ละครั้ง
เว้นแต่การชำระดอกเบี้ยงวดแรกให้ชำระภายในวันที่ 30 มีนาคม 2552

(2) การบริหาร

บริษัท PTT INTER ปัจจุบันมีกรรมการ 4 คนซึ่งเป็นตัวแทนจาก ปตท. ทั้งหมด

(3) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท พีทีที อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัดในช่วงปี 2550 – ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ----------------------- -------------------------- ---------------------
  งบรวม                   ปี 2550                     ปี 2551

  รายได้รวม                12                         0.189

  ค่าใช้จ่ายรวม              157                        2,097

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ         (145)                      (2,097)

  สินทรัพย์รวม               16,471                     15,734

  หนี้สินรวม                 16,586                     17,827

  ส่วนของผู้ถือหุ้น             (115)                      (2,093)
  ----------------------- -------------------------- ---------------------

4.1.3.10 บริษัท ผลิตไฟฟ้าและพลังงานร่วม จำกัด (CHPP)

ที่ประชุมคณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 10/2549 เมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2549
ได้มีมติอนุมัติให้ดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็นโดยระบบพลังงานร่วม (Combined Heat
and Power) สำหรับศูนย์ราชการกรุงเทพมหานคร ถนนแจ้งวัฒนะ และต่อมาที่ประชุมคณะกรรมการ
ปตท. ครั้งที่ 6/2550 เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2550 ได้มีมติอนุมัติให้จัดตั้ง บริษัท
ผลิตไฟฟ้าและพลังงานร่วม จำกัด (Combined Heat and Power Producing Company
Limitedหรือชื่อย่อ CHPP) เพื่อดำเนินโครงการดังกล่าว โดยในระยะแรก ปตท. ถือหุ้นร้อยละ
100 จดทะเบียนบริษัทแล้วเสร็จเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 มีทุนจดทะเบียน 500 ล้านบาท

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 บริษัท CHPP มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว 270 ล้านบาท
มีขนาดกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า 9.2 เมกกะวัตต์ และน้ำเย็น 12,000 ตันความเย็น (RT)

(1) ความก้าวหน้าโครงการ

- เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2549 ปตท.และ กฟน. ได้ลงนามสัญญาซื้อขายน้ำเย็นจำนวน 7,500 RT
กับบริษัท ธนารักษ์พัฒนาสินทรัพย์ จำกัด หรือชื่อย่อ ธพส. (ศูนย์ราชการ) อายุสัญญา 30 ปี
ขณะนี้กำลังอยู่ระหว่างการโอนสิทธิ์ตามสัญญาให้บริษัท CHPP

- เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2550 ได้จัดหาผู้รับเหมาแล้ว

  - เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2550 บริษัท CHPP ได้ทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ 1.5
  ล้านลูกบาศก์
  ฟุต ต่อวัน อายุสัญญา10 ปี กับ ปตท.

-   ปตท. และ กฟน.
    ได้ลงนามในบันทึกข้อตกลงโอนสิทธิและหน้าที่ของผู้ขายภายใต้สัญญาซื้อขายพลังงานความเย็น
    เพื่อโอนสิทธิหน้าที่ในฐานะผู้ขายให้แก่ CHPP ในวันที่ 26 สิงหาคม 2551

-   CHPP เริ่มจำหน่ายน้ำเย็นเพื่อ Commissioning ระบบส่งน้ำเย็นให้แก่ศูนย์ราชการฯในวันที่
    26 สิงหาคม 2551

-   ณ วันที่ 30 กันยายน 2551 มีความก้าวหน้าในการงานก่อสร้างโดยรวมร้อยละ 96.07

-   การก่อสร้างโครงการแล้วเสร็จในเดือนตุลาคม 2551

  (2) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท CHPP ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่บริษัท CHPP ทั้งหมด มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ 1.5
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน อายุสัญญา 10 ปี

(3) การจัดจำหน่าย

CHPP เริ่มจ่ายน้ำเย็นในเชิงพาณิชย์ให้แก่อาคารศูนย์ราชการฯ ในเดือนมกราคม 2552
และจ่ายไฟฟ้าเพื่อขายเข้าระบบของ กฟน. ประมาณเดือนธันวาคม 2552
โดยมีสัญญาซื้อขายน้ำเย็นจำนวน 7,500 RT อายุ 30 ปีกับ ธพส. (ศูนย์ราชการฯ)
และจะทำการซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟน. จำนวนประมาณ 6.6 เมกกะวัตต์เป็นไปตาม
“สัญญาซื้อขายไฟฟ้า การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากระบบ
Cogeneration) (VSPP)”

(4) การบริหาร

บริษัท CHPP ปัจจุบันมีกรรมการ 2 คนซึ่งเป็นตัวแทนจาก ปตท. ทั้งหมด

(5) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท CHPP ในช่วงปี 2550 –ปี 2551 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  -------------------------- --------------------- -----------------------
  งบรวม                      ปี 2550                ปี 2551

  รายได้รวม                   0.25                  0.80

  ค่าใช้จ่ายรวม                 0.57                  4.86

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ            (0.32)                (4.06)

  สินทรัพย์รวม                  290.07                585.62

  หนี้สินรวม                    20.38                 319.99

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                269.68                265.63
  -------------------------- --------------------- -----------------------

 

4.2 กลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นปลาย

ลักษณะการดำเนินธุรกิจของกลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นปลาย ของ ปตท. แบ่งเป็น 3 ธุรกิจ ดังนี้

4.2.1 ธุรกิจน้ำมัน (Oil Marketing)

หน่วยธุรกิจน้ำมันดำเนินธุรกิจจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและน้ำมันหล่อลื่นทั้งในและต่างประเทศ
ภายใต้การจัดหา จัดส่ง และการปฏิบัติการของระบบ รับ เก็บ จ่าย ที่มีประสิทธิภาพ
และดำเนินธุรกิจค้าปลีกในสถานี โดยมุ่งเน้นรักษาความเป็นผู้นำตลาดในประเทศด้านพลังงานทดแทน
ด้านตลาดค้าปลีก และด้านตลาดหล่อลื่น และเพิ่มขีดความสามารถในการทำกำไร
โดยมุ่งเน้นการสร้างมูลค่าเพิ่มด้วยการพัฒนาผลิตภัณฑ์ใหม่ๆ ที่มีคุณภาพ
และมุ่งสู่ความเป็นเลิศในการบริหารจัดการคลังและการขนส่ง

กลุ่มธุรกิจน้ำมันมีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด
ได้แก่หน่วยบริหารและปฎิบัติการคลัง การบริหารการจัดหาและจัดส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
และการขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวในตลาดขายส่งให้แก่ผู้ค้าตามมาตรา 7
แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543

ปตท.
ยังมีการลงทุนและการร่วมทุนในบริษัทย่อยและบริษัทร่วมที่เกี่ยวเนื่องกับการดำเนินธุรกิจน้ำมันทั้งภายในและภายนอกประเทศจำนวน
18 บริษัท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อส่งเสริมให้ ปตท.
สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจรและสามารถให้บริการลูกค้าได้ดีที่สุด

แผนภาพแสดงโครงสร้างกลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นปลาย

4.2.1.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

สินค้าและผลิตภัณฑ์ของการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing) แบ่งได้เป็น 2
ประเภท ดังนี้

  4.2.1.1.1 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  4.2.1.1.2 ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

4.2.1.1.1 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  (1) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas : LPG)

ก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือที่เรียกว่าก๊าซหุงต้ม หรือแอลพีจี
เป็นสารประกอบไฮโดรคาร์บอนจำพวกก๊าซโพรเพนและก๊าซบิวเทน
ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซหรือการกลั่นน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมัน
จะมีสภาพเป็นของเหลวภายใต้แรงดัน ส่วนมากนำไปใช้ในการหุงต้มในครัวเรือน
และใช้เป็นเชื้อเพลิงในงานอุตสาหกรรมต่างๆ เนื่องจากมีคุณสมบัติพิเศษคือให้ความร้อนสูง สะอาด
เผาไหม้ได้ง่ายและสะดวกในการใช้งาน นอกจากนี้ยังใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
และสามารถใช้แทนน้ำมันเบนซินในรถยนต์เพราะมีค่าออกเทนสูง
ปตท.จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวโดยตรง
และจำหน่ายให้กับผู้ค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543
เพื่อจำหน่ายต่อให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวอีกทอดหนึ่ง

  (2) น้ำมันเบนซิน (Gasoline)

น้ำมันเบนซินเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทระเหยง่ายมีปริมาณกำมะถันต่ำ
เหมาะสำหรับใช้งานกับเครื่องยนต์เบนซินทุกชนิด
น้ำมันเบนซินได้มาจากการผสมน้ำมันเบาที่มีช่วงจุดเดือดเหมาะสมหลายชนิดในอัตราที่เหมาะสม
และมีส่วนผสมของสารกันน็อคและอื่นๆ เพื่อให้ได้คุณภาพตามข้อกำหนด ปัจจุบันในประเทศไทยนั้น
น้ำมันเบนซินแบ่งออกได้เป็น 4 ประเภทหลัก คือ น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วออกเทน 91
น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว ออกเทน 95 น้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 10 ออกเทน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 10
ออกเทน 95 น้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี 20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี 85

  (3) น้ำมันก๊าด (Kerosene)

น้ำมันก๊าดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในอุตสาหกรรมเป็นส่วนใหญ่
นอกจากนี้ยังใช้ในการจุดตะเกียงให้ความสว่างตามชนบท
ใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องยนต์ที่ออกแบบเป็นพิเศษ ใช้ให้ความร้อนในเตาอบ
นำไปเป็นส่วนผสมในยาฆ่าแมลง น้ำมันชักเงา และสีน้ำมัน เป็นต้น

(4) น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน (Aviation Fuel)

น้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้สำหรับเครื่องบินไอพ่นของสายการบินพาณิชย์ทั่วไป
เครื่องบินของกองทัพและเครื่องบินฝึกนักบินเป็นน้ำมันที่มีคุณสมบัติตามข้อกำหนดคุณภาพของเชื้อเพลิงที่เป็นมาตรฐานสากลสำหรับใช้ทั่วโลก
สามารถแบ่งออกเป็น 3 ประเภท คือ

-   น้ำมันเครื่องบินไอพ่นพาณิชย์ (Jet A-1)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินพาณิชย์ของสายการบินทั่วไป

-   น้ำมันเครื่องบินไอพ่นทหาร (JP-8, JP-5) สำหรับใช้งานกับเครื่องบินรบ
    เช่นเครื่องบินขับไล่

-   น้ำมันเบนซินอากาศยาน (Aviation Gasoline)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินที่ใช้เครื่องยนต์ลูกสูบ เช่น เครื่องบินฝึกนักบิน เครื่องบินเล็กส่วนตัว

  (5) น้ำมันดีเซล (Diesel)

เป็นน้ำมันที่มีจุดเดือดสูงกว่าน้ำมันก๊าดเหมาะสำหรับรถเครื่องยนต์ดีเซล เช่น รถยนต์กระบะ
รถบรรทุก รถโดยสาร เครื่องยนต์ทางการเกษตร นอกจากนี้ยังใช้กับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและเรือ
ปัจจุบันน้ำมันดีเซลเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีปริมาณการใช้สูงที่สุดในประเทศ แบ่งออกเป็น 4 ประเภท
คือ

-   น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (High Speed Diesel) หรือเรียกอีกชื่อหนึ่งว่าน้ำมันโซล่า
    มีคุณสมบัติเหมาะสำหรับ เครื่องยนต์ที่มีรอบหมุนเร็ว ได้แก่ รถยนต์ รถกระบะ รถบรรทุก
    รถโดยสาร เรือประมง เป็นต้น

-   น้ำมันไบโอดีเซล เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วผสมเมธิลแอสเตอร์
    ซึ่งมีคุณภาพเทียบเท่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่า

-   น้ำมันดีเซลหมุนช้า (Low Speed Diesel) หรือเรียกอีกชื่อหนึ่งว่าน้ำมันขี้โล้ หรือ
    Industry Diesel Oil (IDO)
    เหมาะสำหรับใช้กับเครื่องยนต์ที่มีรอบหมุนปานกลางหรือหมุนช้า
    ใช้สำหรับงานหนักต่อเนื่องโดยมีรอบคงที่ ได้แก่เรือประมงบางประเภท
    หรือเครื่องยนต์ที่ติดตั้งตามโรงงานต่างๆ เครื่องผลิตไฟฟ้า เป็นต้น

-   น้ำมันดีเซลปาล์ม(บริสุทธิ์) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วผสมน้ำมันปาล์มบริสุทธิ์
    ซึ่งมีคุณภาพเทียบเท่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่า

  (6) น้ำมันเตา (Fuel Oil)

เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันที่ได้จากส่วนที่มีจุดเดือดสูงสุดของน้ำมันดิบ
เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่หนักและมีจุดเดือดสูงที่สุด
น้ำมันเตาจัดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่สำคัญที่สุดในอุตสาหกรรม เพราะราคาถูก ใช้งานง่าย
ให้ความร้อนสูง สามารถแบ่งออกได้เป็นหลายชนิดขึ้นอยู่กับความหนืด
และประเภทของเตาเผาและหัวฉีดในการเผา
โดยทั่วไปน้ำมันเตาใช้สำหรับเป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า และเรือเดินสมุทร
สำหรับประเทศไทย จัดแบ่งตามความหนืด และจุดไหลเท (Pour Point)

4.2.1.1.2 ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

-   ปตท.ผลิตและจัดจำหน่ายน้ำมันหล่อลื่นที่ใช้กับยานพาหนะ งานอุตสาหกรรม และเรือเดินสมุทร
    นอกจากนี้ยังมีการพัฒนาผลิตภัณฑ์ใหม่สำหรับทุกกลุ่มลูกค้าทุกปีอย่างต่อเนื่อง

-   น้ำมันเกียร์

-   น้ำมันไฮโดรลิค

-   น้ำมันเบรค และ

-   จารบี

4.2.1.2 การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)

ปตท. จัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมผ่านช่องทางการจัดจำหน่าย 2 ช่องทางหลัก ได้แก่

4.2.1.2.1 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดคขายปลีก (Retail Marketing)
เป็นการจัดจำหน่ายผ่านสถานีบริการน้ำมันของบริษัท สถานีบริการน้ำมันผู้แทนจำหน่ายทั่วประเทศ
รวมถึงการดำเนินธุรกิจค้าปลีกในสถานีบริการ และตลาดขายส่งน้ำมันให้กับผู้ค้าตามมาตรา 7
และมาตรา 10

4.2.1.2.2 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์และต่างประเทศ (Commercial and
International Marketing) เป็นการจัดจำหน่ายให้กับลูกค้าที่เป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ
ลูกค้าอุตสาหกรรมและพาณิชย์ ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว
และการตลาดต่างประเทศ

ในปี 2551 ปตท. จัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศจำนวนรวมทั้งสิ้น 22,378 ล้านลิตร
(รวมปริมาณการจำหน่ายให้ผู้ค้ามาตรา 7
แต่ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี)
หากคิดเฉพาะส่วนที่จัดจำหน่ายเอง ปตท. มีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 33.8
และหากไม่รวมน้ำมันเตาที่จำหน่ายให้ กฟผ. แล้ว ปตท. จะมีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 33. 2

  การจัดจำหน่ายน้ำมันในประเทศของ ปตท. ในช่วงปี 2549-2551

ที่มา : ปตท. ยกเว้นข้อมูลส่วนแบ่งการตลาดจากกระทรวงพลังงาน

  /1 รวมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล น้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด
  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ผลิตภัณฑ์น้ำมันเครื่อง ยางมะตอย
  ซึ่งรวมปริมาณการจำหน่ายให้ผู้ค้ามาตรา 7
  แต่ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

  /2 ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
  น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน และยางมะตอย

  /3 ของ ปตท.และผู้แทนจำหน่าย (ไม่รวมสถานีบริการก๊าซ)

  /4 ของผู้แทนจำหน่าย

ปตท. มีเป้าหมายในการรักษาส่วนแบ่งตลาดค้าปลีก ตลาดอุตสาหกรรม ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง และมุ่งเน้นขยายส่วนแบ่งตลาดน้ำมันหล่อลื่น
โดยเน้นการสร้างความมั่นใจเรื่องคุณภาพ และเพิ่มชนิดของน้ำมันหล่อลื่น
เพื่อขยายตลาดน้ำมันหล่อลื่นในกลุ่มอุตสาหกรรมและเรือเดินสมุทร รวมถึงเน้นตลาดค้าปลีกน้ำมัน
จึงมีการปรับปรุงภาพลักษณ์สถานีบริการน้ำมันให้ทันสมัยและสะดวกสบาย
ให้การบริการที่สร้างความพึงพอใจต่อลูกค้ามากขึ้น
โดยขยายรูปแบบการบริการเสริมในสถานีบริการเพื่อดึงดูดลูกค้า ทั้งนี้
การลงทุนในสถานีบริการจะเน้นเฉพาะที่อยู่ในพื้นที่ที่มีศักยภาพทางการค้าเท่านั้น

สำหรับนโยบายการตั้งราคา ปตท.กำหนดราคาขายให้กับลูกค้าในกลุ่มต่างๆ โดยคำนึงถึงการแข่งขัน
ระดับราคาน้ำมันในภูมิภาค และระดับราคาจำหน่ายในตลาดเป็นสำคัญ
เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้บริโภค

ตารางแสดงส่วนแบ่งตลาดของ ปตท. แยกตามผลิตภัณฑ์ของธุรกิจน้ำมันในประเทศ

ปี 2551 เปรียบเทียบกับ ปี 2550

  ------------------------- --------------- --------------- ---------------
  ผลิตภัณฑ์                    ส่วนแบ่งตลาด      ส่วนแบ่งตลาด      เพิ่ม/(ลด)
                            (ร้อยละ)ปี 2551   (ร้อยละ)ปี 2550   

                                                            

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)     35.9            35.9            0.0

  น้ำมันเบนซิน                 28.2            27.6            0.6

  น้ำมันก๊าด                   24.1            23.2            0.9

  น้ำมันเครี่องบินพาณิชย์ (Jet     28.6            28.5            0.1
  A-1)                                                      

  น้ำมันเครี่องบินทหาร (JP-5,    100.0           100.0           0.0
  JP-8)                                                     

  น้ำมันเครี่องบินไอพ่นแบบใบพัด    100.0           100.0           0.0
  (Avgas)                                                   

  น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว            32.9            28.2            4.7

  น้ำมันดีเซลหมุนช้า             2.1             13.9            (11.8)

  น้ำมันเตา (ไม่รวมที่จำหน่ายให้   46.2            48.5            2.3
  กฟผ.)                                                     

  ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น ^(/2)     30.6            26.4            4.2

  ส่วนแบ่งตลาดโดยรวม                                           

  - ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.       33.2            31.0            2.2

  - รวมน้ำมันเตา กฟผ.         33.8            32.5            1.3
  ------------------------- --------------- --------------- ---------------

ที่มา : กระทรวงพลังงาน

/1 ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

/2 ไม่รวมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

4.2.1.2.1 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)

ดำเนินการโดยสายงานการตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)
ซึ่งเป็นผู้รับผิดชอบในการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันหล่อลื่นในตลาดค้าปลีกให้กับลูกค้าทั่วไปผ่านเครือข่ายสถานีบริการทั่วประเทศรวมทั้งรับผิดชอบการกำหนดกลยุทธ์ตลาดค้าปลีก
การพัฒนาตลาดค้าปลีกและการขยายเครือข่ายสถานีบริการ การปฏิบัติการ การลงทุน
และการบริหารสถานีบริการตัวแทน การพัฒนาตลาดหล่อลื่น และการพัฒนาธุรกิจค้าปลีก
การประกอบธุรกิจค้าปลีกน้ำมันจะเน้นการดำเนินการขายผ่านสถานีบริการเป็นหลัก
ซึ่งเป็นตลาดที่มีการแข่งขันสูง แม้ว่าการแข่งขันเพื่อเพิ่มส่วนแบ่งตลาดโดยคู่แข่งจะทวีความรุนแรงขึ้น
ปตท. ก็ยังคงมีส่วนแบ่งตลาดในระดับสูงที่สุดอย่างต่อเนื่องติดต่อกันนานกว่า 10 ปี ทั้งนี้ ปตท.
จัดจำหน่ายผ่านช่องทางสถานีบริการ ปตท. ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551 รวม 1,140 แห่ง
ซึ่งสูงที่สุดในบรรดาบริษัทผู้ค้าน้ำมัน คู่แข่งที่สำคัญในด้านเครือข่ายสถานีบริการน้ำมันของ ปตท.ได้แก่
บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด บริษัท เอสโซ่
(ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) และบริษัท เชฟรอน (ไทย) จำกัดเป็นต้น

ตารางจำแนกสถานีบริการแบ่งตามประเ ภทผู้ประกอบการ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551

  --------------------------------- ------------------ ------------------
  ชื่อผู้ประกอบการ                      จำนวนสถานีบริการ     ร้อยละ

  1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)         1,140              6.2

  2. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด       1,065              5.8
  (มหาชน)                                              

  3. บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด    573                3.1
  (มหาชน)                                              

  4. บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด     550                3.0

  5. บริษัท เชฟรอน (ไทย) จำกัด         416                2.3

  6. บริษัท ภาคใต้เชื้อเพลิง จำกัด (มหาชน) 211                1.2

  7. บริษัท สยามสหบริการ จำกัด (มหาชน)  146                0.8

  8. บริษัท ปตท.บริหารธุรกิจค้าปลีก จำกัด   111                0.6

  9. บริษัท ปิโตรนาส รีเทล (ประเทศไทย)  163                0.9
  จำกัด                                                 

  10. บริษัท ระยองเพียวริฟายเออร์ จำกัด   77                 0.4
  (มหาชน)                                              

  11. บริษัท พี.ซี.สยามปิโตรเลียม จำกัด    18                 0.1

  12. บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน)     2                  0.0

  13. บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)     2                  0.0

  14. อื่นๆ และผู้ค้าน้ำมันอิสระ ^(/1)      13,891             75.6

  รวมทั้งหมด                          18,365             100.0
  --------------------------------- ------------------ ------------------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน :
ข้อมูลจำนวนสถานีบริการของผู้ประกอบการรายอื่นที่มิใช่ ปตท.

/1
ส่วนใหญ่เป็นสถานีบริการในส่วนภูมิภาคที่จดทะเบียนกับกระทรวงพาณิชย์แต่มีปริมาณและมูลค่าการจำหน่ายต่อสถานีน้อย

สถานีบริการของ ปตท. สามารถแบ่งตามลักษณะได้ 5 ประเภทดังนี้

  (1) สถานีบริการประเภท Company Own Company Operate (COCO)

  ปตท.เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่ดำเนินกิจการและบริหารงานภายในสถานีบริการเองทั้งหมด
  โดยการพิจารณาลงทุนเปิดสถานีบริการ COCO จะขึ้นอยู่กับสถานที่ตั้ง และยอดขายเป็นหลัก ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2551 ปตท. มีสถานีบริการ COCO อยู่ทั้งสิ้น 67 สถานี

(2) สถานีบริการประเภท Company Own Dealer Operate (CODO)

  ปตท.
  เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่เปิดให้ผู้ประกอบการที่มีประสบการณ์และสนใจบริหารงานภายในสถานีบริการประเภทนี้เข้ามาเช่าดำเนินงาน
  โดยจะมีสัญญาซื้อขายน้ำมันขั้นต่ำตามที่กำหนดโดย ปตท.
  และให้ส่วนลดราคาแก่ผู้ประกอบการสำหรับการซื้อน้ำมันในปริมาณที่เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำที่กำหนด
  และมีสัญญาเช่าทรัพย์สินจาก ปตท. เพื่อการดำเนินงาน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551ปตท.
  มีสถานีบริการ CODO อยู่ทั้งสิ้น 156 สถานี

  (3) สถานีบริการประเภท ร่วมลงทุน (Joint Venture)

  สถานีบริการเหล่านี้เป็นการร่วมลงทุนระหว่าง ปตท. และผู้ประกอบการภาคเอกชน
  โดยสัดส่วนในการร่วมลงทุนจะแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับการเจรจา
  โดยผู้ประกอบการเป็นผู้ดำเนินการบริหารและจัดการทั้งหมด ณ วันที่
  31 ธันวาคม 2551 ปตท. มีสถานีบริการ Joint Venture อยู่ทั้งสิ้น 249 สถานี

  (4) สถานีบริการประเภท สหกรณ์ และสวัสดิการราชการและรัฐวิสาหกิจ (Co-operative)

  ปตท.เป็นผู้สนับสนุนในส่วนสิ่งปลูกสร้างและอุปกรณ์ในส่วนที่สหกรณ์หรือส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจขอมา
  แต่จะมอบหมายให้หน่วยงานนั้นๆ เป็นผู้บริหารเอง
  โดยวัตถุประสงค์หลักในการดำเนินการสถานีบริการคือ เพื่อรองรับผู้บริโภคในส่วนของสหกรณ์
  และเป็นสวัสดิการให้แก่พนักงานของหน่วยงานราชการหรือรัฐวิสาหกิจต่างๆ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
  2551 ปตท. มีสถานีบริการ Co-operative อยู่ทั้งสิ้น 67 สถานี

  (5) สถานีบริการประเภท Dealer Own Dealer Operate (DODO)

  ผู้ประกอบการเอกชนเป็นเจ้าของสถานีบริการเหล่านี้
  โดยทำหน้าที่เป็นตัวแทนการบริหารสถานีบริการและการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันภายใต้เครื่องหมายการค้าของ
  ปตท. โดยมีข้อตกลงว่าจะต้องซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงเช่น น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล เป็นต้น
  ในปริมาณขั้นต่ำต่อเดือน และจะต้องบริหารจัดการสถานีบริการตามมาตรฐานของ ปตท. โดยที่
  ปตท. มีภาระที่จะให้การสนับสนุนการลงทุนและการบริหารงานสถานีบริการประเภทนี้น้อยมาก
  โดยทั่วไปแล้ว ปตท.มีสิทธิที่จะเลิกสัญญากับผู้ประกอบการสถานีบริการประเภทนี้
  หากผู้ประกอบการผิดสัญญา และในบางครั้ง ปตท.
  อาจพิจารณาซื้อกิจการจากผู้ประกอบการถ้าเห็นว่าสถานีบริการนั้นๆ อยู่ในทำเลที่เหมาะสม ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2551 ปตท. มีสถานีบริการ DODO อยู่ทั้งสิ้น 601 สถานี

ตารางจำแนกสถานีบริการของ ปตท.

  ---------------- -------- -------- -------- ---------- -------- --------
  รูปแบบสถานีบริการ   ปี 2549            ปี 2550              ปี 2551   

                   จำนวน    ร้อยละ    จำนวน    ร้อยละ      จำนวน    ร้อยละ

  1. COCO          56       4.6      64       5.4        67       5.7

  2. CODO          174      14.3     167      14.1       156      13.7

  3. Joint-Venture 262      21.5     260      21.9       249      21.8

  4. Co-Operative  75       6.2      71       6.0        67       5.9

  5. DODO          650      53.4     624      52.6       601      52.7

  รวม              1,217    100.0    1,186    100.0      1,140    100.0
  ---------------- -------- -------- -------- ---------- -------- --------

ที่มา: ปตท.

นอกเหนือจากการพัฒนาสถานีบริการให้เป็นสถานีบริการแบบครบวงจรแล้ว ปตท.
มีแผนพัฒนาสถานีบริการให้เกิดภาพลักษณ์ใหม่และพัฒนาผลิตภัณฑ์อย่างต่อเนื่อง
ในส่วนของการพัฒนาและขยายแนวธุรกิจไปสู่ธุรกิจค้าปลีกเสริมอื่นๆ
ที่สนับสนุนธุรกิจการตลาดค้าปลีกน้ำมัน
เพื่อสร้างความพึงพอใจให้แก่ผู้ใช้บริการและดึงดูดผู้ใช้บริการเข้าสู่สถานีบริการน้ำมันเพิ่มขึ้น
โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มผลกำไรของบริษัท โดยใช้กลยุทธ์ในการลงทุนในธุรกิจเสริมต่างๆ เช่น
ร้านค้าสะดวกซื้อภายในสถานีบริการ (Convenience-Store) ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551 มีร้าน
7-Eleven ในสถานีบริการกว่า 700 แห่ง ร้านกาแฟ (Cafe’ Amazon) ร้านอาหาร
ธุรกิจยานยนต์ ศูนย์บริการน้ำมันหล่อลื่น บริการล้างรถอัตโนมัติ และธนาคาร เป็นต้น

4.2.1.2.2 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing) 

ดำเนินงานโดยสายงานธุรกิจการตลาดพาณิชย์
ซึ่งรับผิดชอบการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันหล่อลื่นให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม
บริษัทสายการบิน สายการเดินเรือ หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ กลุ่มลูกค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว
และการจัดจำหน่ายไปยังตลาดต่างประเทศ ในปี 2551 ปตท.จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว
น้ำมันเบนซิน น้ำมันเตา น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน น้ำมันดีเซล ผ่านตลาดพาณิชย์
รวมทั้งสิ้นประมาณ 8,183 ล้านลิตร คิดเป็นประมาณร้อยละ 36.6
ของปริมาณการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปทั้งหมดของ ปตท.
ทั้งนี้สามารถแบ่งตลาดในการจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ ออกเป็น 4 กลุ่มหลัก ได้แก่

(1) กลุ่มตลาดรัฐและอุตสาหกรรม

-   ตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยงานราชการ

  จากการที่ ปตท.ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ ทำให้ ปตท.
  สามารถจำหน่ายผลิตภัณท์น้ำมันส่วนใหญ่ให้แก่หน่วยงานของรัฐบาล
  และรัฐวิสาหกิจและสามารถเสริมสร้างฐานส่วนแบ่งลูกค้าในตลาดนี้ได้เป็นอย่างดี
  ในปี 2551 ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปรวมทั้งสิ้นประมาณ 1,047 ล้านลิตร
  ให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้ โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 ปตท.มีลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวน ประมาณ
  1,200 ราย อาทิเช่น กฟผ. กองทัพบก กองทัพเรือ กองทัพอากาศ การรถไฟแห่งประเทศไทย
  (รฟท.) องค์การรับส่งสินค้าและพัสดุภัณฑ์ (รสพ.) และองค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.)
  เป็นต้น ทั้งนี้ ในขณะที่ยังคงความเป็นรัฐวิสาหกิจอยู่นั้น ได้มีมติคณะรัฐมนตรีลงวันที่ 15 มิถุนายน
  2542
  ให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่นที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่นในจำนวนตั้งแต่
  10,000 ลิตรขึ้นไป จะต้องซื้อจาก ปตท. หรือ คลังน้ำมัน
  หรือสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ ปตท. เท่านั้น โดย ปตท.
  จะขายผลิตภัณฑ์อ้างอิงตามราคาขายปลีกในประเทศ แต่อาจมีส่วนลดในกรณีที่ซื้อในปริมาณมาก
  ต่อมาในวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 ได้มีมติคณะรัฐมนตรีให้ บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด
  (มหาชน) ได้รับสิทธิขายน้ำมันให้หน่วยงานรัฐได้เช่นเดียวกันกับ ปตท.
  แต่ลูกค้าในกลุ่มนี้จะมีระยะเวลาการเรียกเก็บเงินนานกว่าลูกค้ากลุ่มอื่น

-   ตลาดอุตสาหกรรม

  ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ น้ำมันเตา ก๊าซหุงต้ม
  น้ำมันดีเซล ยางมะตอย และผลิตภัณฑ์หล่อลื่นโดยตรงกับโรงงานอุตสาหกรรม
  และผู้บริโภครายใหญ่ เช่น ผู้ประกอบกิจการโรงงานผลิตเหล็ก โรงงานผลิตกระดาษ
  โรงงานผลิตถุงมือยาง ผู้ประกอบการเดินรถโดยสารและขนส่ง
  และผู้ประกอบการในภาคเกษตรกรรม เป็นต้น โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 ปตท.
  มีลูกค้าในกลุ่มนี้รวมทั้งประเทศจำนวนมากกว่า 1,500 ราย
  ผลิตภัณฑ์น้ำมันที่จำหน่ายให้กับลูกค้ากลุ่มนี้โดยมากเป็นน้ำมันเตา และ น้ำมันดีเซล
  และก๊าซปิโตรเลียมเหลว ในปี 2551 ปตท. ขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้แก่ลูกค้ากลุ่มนี้จำนวน 1,937
  ล้านลิตร ในกลุ่มนี้ ปตท.
  จะลงทุนสร้างอุปกรณ์ในการเก็บสำรองเชื้อเพลิงหรือสิ่งอำนวยความสะดวกอื่นๆ
  เพื่อเป็นการให้บริการ รวมถึงแนะนำการประหยัดพลังงานและความปลอดภัย
  สำหรับราคาขายจะใช้ราคาที่อ้างอิงจากราคาขายปลีกในประเทศ
  ซึ่งลูกค้าในกลุ่มนี้ยังมีโอกาสในการทำตลาดอีกมาก จึงต้องเพิ่มหน่วยงานที่รับผิดชอบ
  เพื่อรองรับการขยายตลาดในผลิตภัณฑ์อื่นๆ เช่น ยางมะตอย น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน (Base Oil)
  และเคมีภัณฑ์ เป็นต้น

(2) กลุ่มตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง

ปตท. เป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันสำหรับเครื่องบินต่างๆ เช่น Jet A-1 JP-8 JP-5 และ Avgas
ที่เป็นที่ยอมรับจากสายการบินระหว่างประเทศและหน่วยงานราชการกว่า 100 ราย
ทั้งในและต่างประเทศ นอกเหนือจากการจำหน่ายน้ำมันที่
ท่าอากาศยานดอนเมืองและท่าอากาศยานสุวรรณภูมิแล้ว ปตท.
ยังเป็นผู้ประกอบการจำหน่ายและให้บริการเติมน้ำมันอากาศยานในท่าอากาศยานภูมิภาคทั่วประเทศไทย
ปตท. มีส่วนแบ่งตลาดในการจำหน่ายน้ำมันอากาศยานประมาณร้อยละ 30.1 โดยในปี 2551 ปตท.
ได้ขายน้ำมันอากาศยานรวมผลิตภัณฑ์อื่นๆ ให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวน 2,793 ล้านลิตร นอกจากนี้
ปตท. ยังได้ขยายการให้บริการจำหน่ายน้ำมันให้กับสายการบิน ณ ท่าอากาศยานนานาชาติประเทศ
ฮ่องกง และในกัมพูชา และยังเป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันอื่นๆ เช่น น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สำหรับเรือขนส่งสินค้าระหว่างประเทศและเรือรบของกองทัพต่างประเทศ ที่เป็นลูกค้าอยู่เกือบ 200
ราย ด้วย

(3) ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือก๊าซหุงต้ม

ปตท. ดำเนินธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้มทั่วประเทศ
โดยเป็นผู้นำในตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลวและมีส่วนแบ่งตลาดสูงสุดอย่างต่อเนื่อง โดยในปี 2551
มีปริมาณจำหน่ายทั้งสิ้นจำนวน 1,768 ล้านลิตร หรือ 955 พันเมตริกตัน
(ไม่รวมปริมาณที่ขายเป็นวัตถุดิบให้อุตสาหกรรม ปิโตรเคมี) ปตท. มีคลังเก็บก๊าซปิโตรเลียมเหลว
8 แห่ง โดยในจำนวนนี้มีโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว 4 แห่ง
กระจายอยู่ตามภูมิภาคต่างๆของประเทศ ณ 31 ธันวาคม 2551 มีความจุรวมประมาณ 98,800
เมตริกตัน และมีร้านค้าที่เป็นตัวแทนจำหน่ายก๊าซหุงต้ม 1,317 แห่ง
และโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลวเอกชน 153 แห่ง

(4) ตลาดต่างประเทศ (International Marketing)

เป็นการขายส่งออกผลิตภัณฑ์ของ ปตท.ไปยังตลาดต่างประเทศ เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับ ปตท.
โดยการขายผ่านบริษัทที่ ปตท. ไปลงทุน หรือร่วมทุนในต่างประเทศ รวมทั้งบริษัทน้ำมันอื่นๆ
ในต่างประเทศตลอดจนลูกค้าที่เป็นบริษัทน้ำมันในท้องถิ่น
เป็นการดำเนินการเพื่อขยายตลาดผลิตภัณฑ์ของ ปตท. ในต่างประเทศ
เนื่องจากต้องการเพิ่มช่องทางการจำหน่าย อีกทั้งประเทศไทยอยู่ในสภาวะอุปทานมากกว่าอุปสงค์
ทำให้ ปตท.มีนโยบายขยายการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป
และก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปสู่ตลาดต่างประเทศ ได้แก่ประเทศฮ่องกง ฟิลิปปินส์
สาธารณรัฐสังคมนิยมเวียดนาม กัมพูชา มาเลเซีย สหภาพเมียนมาร์ ลาว และจีน
อย่างไรก็ตามในสภาวะที่เศรษฐกิจโลก
และสถานการณ์ทางเศรษฐกิจและการเมืองของประเทศที่เข้าไปลงทุนมีการเปลี่ยนแปลงตลอดเวลามีผลให้
ปตท.
พิจารณาปรับเปลี่ยนกลยุทธ์และนโยบายการลงทุนในบางประเทศเพื่อให้เหมาะสมกับเสถียรภาพทางเศรษฐกิจและการเมืองของประเทศที่เข้าไปลงทุนอยู่เสมอ

4.2.1.3 สายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน 

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด ดังต่อไปนี้

4.2.1.3.1 การบริหารและปฎิบัติการคลัง

4.2.1.3.2 การจัดหาและจัดส่งปิโตรเลียม

4.2.1.3.1 การบริหารและปฏิบัติการคลัง (Terminal Operations)

ดำเนินการบริหาร ควบคุมดูแลการเก็บสำรอง รับจ่าย บรรจุผลิตภัณฑ์น้ำมัน
ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม (LPG) ของคลังทั่วประเทศ โดยปฎิบัติการเก็บสำรองรับจ่าย
และบรรจุผลิตภัณฑ์ เพื่อการจ่ายโอนระหว่างคลังและจำหน่ายให้ลูกค้าทั้งทางรถยนต์ รถไฟ
และทางเรือ ทั้งนี้ ปตท. มีสถานีเติมน้ำมันอากาศยานจำนวน 12 แห่ง คลังปิโตรเลียม คลังน้ำมัน
และ คลังก๊าซ รวม 20 แห่ง
กระจายอยู่ทั่วประเทศเพื่อให้บริการลูกค้าและสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
และได้มีการพัฒนาคลังปิโตรเลียมศรีราชาให้เป็นคลังปลอดอากร
เพื่อการกักเก็บและส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม และได้เริ่มพัฒนาคลังปิโตรเลียม
ศรีราชาให้เป็นคลังสรรพสามิตและคลังสินค้าปลอดอากร
เพื่อส่งเสริมธุรกิจการนำเข้าและส่งออกและเพิ่มมูลค่าของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมโดยให้เช่าคลังเก็บน้ำมันเพื่อการค้าแก่ลูกค้าทั้งในและต่างประเทศ
นอกจากนี้คลังปิโตรเลียมศรีราชายังเป็นแหล่งสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเติมเรือเดินสมุทร
เพื่อรองรับการขยายตัวของท่าเรือแหลมฉบัง
และผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการเติมน้ำมันเชื้อเพลิงเรือเดินสมุทรอีกแห่งหนึ่งของภูมิภาคเอเซีย

คลังปิโตรเลียมศรีราชา ประกอบด้วยพื้นที่ 2 ส่วน ได้แก่
คลังน้ำมันศรีราชาและคลังก๊าซเขาบ่อยามีปริมาณความจุรวม 890 ล้านลิตร มีท่าเทียบเรือจำนวน 7
ท่า สามารถรับเรือเดินสมุทรได้ตั้งแต่ขนาด 500-100,000 ตัน

4.2.1.3.2 การจัดหาและจัดส่งปิโตรเลียม (Supply and Logistic) 

ดำเนินการจัดหาและจัดส่งผลิตภัณฑ์น้ำมัน รวมทั้งการขายน้ำมันในตลาดขายส่ง ให้แก่
บริษัทในเครือที่เป็นผู้ค้ามาตรา7 เช่น บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด บริษัท
ปตท.บริหารธุรกิจค้าปลีก จำกัด

ปตท.ขายผลิตภัณฑ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากอุปทานส่วนเกินที่เหลือจากการขายผ่านช่องทางต่างๆ
แล้ว ให้แก่ตลาดผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543
(Reseller) เช่น บริษัท ยูนิคแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) บริษัท เวิลด์แก๊ส
(ประเทศไทย) จำกัด บริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด(มหาชน) บริษัท ปิคนิค
คอร์ปอเรชั่น จำกัด (มหาชน) เป็นต้น ในปี 2551 ปตท.
ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้แก่ผู้ค้ามาตรา 7 คิดเป็นมูลค่า 132,373 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ
27.3 ของรายได้จากการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมทั้งหมด

4.2.1.4 โครงสร้างรายได้ของการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing) 

ในปี 2551 มีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ รวมมูลค่าทั้งสิ้น 484,899 ล้านบาท
ดังรายละเอียดตามตารางต่อไปนี้

ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของการจัดจำหน่ายแยกตามผลิตภัณฑ์ ^(/1)

  ที่มา : ปตท.
  (ปริมาณและมูลค่าของการจัดจำหน่ายไม่รวมการขายระหว่างกันให้ธุรกิจการค้าระหว่างประเทศและรายการซื้อ-ขายคืนโรงกลั่นเพื่อสำรองตามกฎหมาย)

/1 รวมการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ยางมะตอย คอนเดนเสท ก๊าซโซลีนธรรมชาติ สารเติมแต่ง
และสินค้าใช้เพื่อการส่งเสริมการขาย ฯลฯ

ตารางแสดงมูลค่าการจัดจำหน่ายแยกตามลักษณะตลาดและประเภทลูกค้า

หน่วย : ล้านบาท

  ----------------------------------- ----------------- ----------- -----------
  การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม           มูลค่าการจัดจำหน่าย               

                                      ปี 2549            ปี 2550      ปี 2551

  - ตลาดค้าปลีก                         164,982           157,489     192,916

  - ตลาดพาณิชย์                                                        

  - ตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยราชการ         46,238            28,356      26,067

  - ตลาดอุตสาหกรรม                     28,083            29,050      35,794

  - ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง            51,524            55,838      69,077

  - ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว               10,445            11,131      13,773

  - ตลาดต่างประเทศ                     11,480            12,061      14,899

  - ตลาดผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7                89,462            102,542     132,373

  รวมการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม        402,214           396,467     484,899
  ----------------------------------- ----------------- ----------- -----------

  ที่มา : ปตท.
  (ปริมาณและมูลค่าของการจัดจำหน่ายไม่รวมการขายระหว่างกันให้ธุรกิจการค้าระหว่างประเทศและรายการซื้อ-ขายคืนโรงกลั่นเพื่อสำรองตามกฎหมาย)

/1 รวมมูลค่าที่ใช้ในการบริหารความเสี่ยงสำหรับน้ำมัน JET A-1 และการขายที่ HKIA

4.2.2 ธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International Trading)

ดำเนินการเกี่ยวกับธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International Trading)
ซึ่งแบ่งออกเป็นธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและ คอนเดนเสท ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน
และการจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ กิจกรรมในธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ
ครอบคลุมการจัดหาและการค้าระหว่างประเทศสำหรับผลิตภัณท์ปิโตรเลียม และผลิตภัณฑ์อื่นๆ
ที่เกี่ยวข้องเพื่อสนับสนุนการดำเนินธุรกิจของ ปตท.
และบริษัทในเครือให้มีศักยภาพในการแข่งขันและทำกำไร
และเพื่อพัฒนาความสามารถในการทำกำไรจากการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและผลิตภัณฑ์อื่นๆ
เนื่องจากในอดีตประเทศไทยเป็นประเทศที่นำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปมาโดยตลอด ปตท.
จึงมีความคุ้นเคยกับธุรกรรมประเภทนำเข้า (OUT-IN Trading)
แต่หลังจากการเปิดดำเนินการของ โรงกลั่นน้ำมันระยอง และ สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง
ทำให้รูปแบบธุรกรรมเปลี่ยนไปเป็นแบบส่งออก (IN-OUT Trading) กล่าวคือ
การส่งน้ำมันสำเร็จรูปส่วนเกินจากความต้องการในประเทศออกไปจำหน่ายยังต่างประเทศ
ส่วนธุรกรรมแบบการค้าในต่างประเทศ (OUT-OUT Trading) หรือ Proprietary Trading
นั้น เป็นรูปแบบธุรกรรมหนึ่งที่ดำเนินการโดย ปตท.
ซึ่งจะสามารถทำกำไรได้จากส่วนต่างของราคาซื้อกับราคาขายซึ่งเป็นไปตามกลไกตลาด

ทั้งนี้ ปตท. มีการลงทุนในบริษัทย่อยที่เกี่ยวเนื่องกับการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศจำนวน
1 บริษัท

4.2.2.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

สินค้าและผลิตภัณฑ์ของการค้าระหว่างประเทศ แบ่งได้เป็น 4 ประเภท ดังนี้

4.2.2.1.1 น้ำมันดิบ (Crude oil)

น้ำมันดิบเป็นสารประกอบประเภทไฮโดรคาร์บอน
คุณภาพของน้ำมันดิบอาจแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับชนิดของอินทรีย์สารที่เป็นต้นกำเนิดและสารประกอบอื่นๆ
รวมทั้งสภาพแวดล้อม เช่นความดัน และอุณหภูมิใต้พื้นผิวโลก
ในประเทศไทยมีแหล่งน้ำมันดิบหลายแหล่ง
แต่เนื่องจากปริมาณน้ำมันดิบที่ขุดพบและนำขึ้นมาใช้ในประเทศมีเพียงประมาณร้อยละ 10
ของความต้องการน้ำมันดิบทั้งหมดของโรงกลั่นน้ำมันในประเทศไทย ดังนั้น จึงต้องนำเข้าน้ำมันดิบ
ซึ่งส่วนใหญ่นำเข้าจากกลุ่มประเทศในตะวันออกกลาง เช่น สหรัฐอาหรับอิมิเรตส์ โอมาน อิรัก
คูเวต ซาอุดีอารเบีย เยเมน และกาตาร์ เป็นต้น และน้ำมันดิบจากกลุ่มประเทศในตะวันออกไกล
เช่น มาเลเซีย อินโดนีเซีย และบรูไน รวมถึงนำมันดิบจากแหล่งอื่นๆ เช่น รัสเซีย อาเซอไบจัน
และแอฟริกาใต้ เป็นต้น การจัดหาน้ำมันดิบของปตท. ใน ปี 2551
มีปริมาณการจัดหานำมันดิบรวมทั้งสิ้น 39,097 ล้านลิตร (รวมการจัดหาในประเทศ การนำเข้า
และการค้าระหว่างประเทศ) หรือคิดเป็น 107 ล้านลิตรต่อวัน (245,918 พันบาร์เรล หรือ 674
พันบาร์เรลต่อวัน) เพิ่มขึ้นจากปี 2550 ร้อยละ 13

4.2.2.1.2 คอนเดนเสท (Condensate)

ในการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจะได้ส่วนที่เป็นของเหลว ณ
อุณหภูมิและความดันบรรยากาศที่เรียกว่า
คอนเดนเสท ซึ่งจะถูกแยกออกและขนส่งโดยทางเรือ การจัดหาคอนเดนเสทของปตท. ใน ปี 2551
มีปริมาณการจัดหารวมทั้งสิ้น 4,855 ล้านลิตร (รวมการจัดหาในประเทศ การนำเข้า
และการค้าระหว่างประเทศแต่ไม่รวมการค้าระหว่างหน่วยธุรกิจใน ปตท.) หรือคิดเป็น 13.3
ล้านลิตรต่อวัน (30,538 พันบาร์เรล หรือ 84 พันบาร์เรลต่อวัน) เพิ่มขึ้นจาก ปี 2550 ร้อยละ
10

4.2.2.1.3 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง (Oil Refined Product)

  (1) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas : LPG)

  (2) น้ำมันเบนซิน (Gasoline)

  (3) น้ำมันก๊าด (Kerosene)

  (4) น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน (Aviation Fuel)

  (5) น้ำมันดีเซล (Diesel/Gasoil)

  (6) น้ำมันเตา (Fuel Oil)

4.2.2.1.4 ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ได้แก่ เบนซีน เอททีลีน มิกซ์ไซลีน ออโทไซลีน พาราไซลีน
โพรเพลีน โซโครเฮกเซน และผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่นๆ เป็นต้น
เพื่อเป็นวัตถุดิบสำหรับการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลายต่อไป

4.2.2.2 การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International Trading)

  ปตท. ดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ จำแนกออกเป็น 3 ส่วนหลัก ๆ ได้แก่

  4.2.2.2.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท

  4.2.2.2.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  4.2.2.2.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

4.2.2.2.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท (Crude Oil and Condensate)

ดำเนินธุรกิจการจัดหาและการค้าระหว่างประเทศที่เกี่ยวกับน้ำมันดิบและคอนเดนเสท โดยการจัดซื้อ
การขาย
การค้าและการขนส่งน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศให้กับโรงกลั่น
รวมถึงการวิเคราะห์หาโอกาสทางการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap) การจ้างกลั่น
(Processing) น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเพื่อผลกำไรและความสมดุลในระบบ
รวมทั้งการดูแลให้มีการใช้น้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ผลิตได้ในประเทศอย่างคุ้มค่า

(1) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบ (Crude Oil) จากแหล่งในประเทศ

จากการที่ประเทศไทยมีปริมาณน้ำมันดิบในประเทศค่อนข้างจำกัดและมีสถานะเป็นผู้นำเข้าน้ำมันดิบ
ดังนั้น น้ำมันดิบในประเทศจึงเป็นทรัพยากรที่ต้องใช้อย่างคุ้มค่าที่สุด โดยปัจจุบัน ปตท.
จัดหาน้ำมันดิบในประเทศจากแหล่งน้ำมันดิบ ต่างๆ ได้แก่ สิริกิตติ์ (เพชร) กำแพงแสนและอู่ทอง
(บีพี) สังขจาย บึงหญ้าและบึงม่วง (นอร์ทเซ็นทรัล) วิเชียรบุรีและศรีเทพ (วิเชียรบุรี)
นาสนุ่นตะวันออก (เอ็นเอสอี) ปัตตานี จัสมิน ทานตะวัน เบญจมาศ บัวหลวง และสงขลา โดย
ปตท. จะซื้อน้ำมันดิบในประเทศบางส่วนจากผู้ได้รับสัมปทานต่างๆ
และจำหน่ายน้ำมันดิบดังกล่าวให้กับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศโดยได้กำไรจากส่วนต่างราคา
(Margin) ซึ่งในปี 2551 ปตท. มีการจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศประมาณ 5,360
ล้านลิตร หรือ 33,714 พันบาร์เรล หรือ 92.4 พันบาร์เรลต่อวัน

(2) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ

ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้โรงกลั่นในประเทศที่ ปตท.ถือหุ้น
และรวมถึงการดำเนินการขนส่งให้บางส่วน โดยโรงกลั่นที่ ปตท.
จัดหาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทให้ทั้งหมดได้แก่ บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น
จำกัด(มหาชน) (PTTAR) (เป็นบริษัทที่ควบรวมกันระหว่างบริษัทโรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด
(มหาชน) และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)) และบริษัท
บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (BCP) ส่วนโรงกลั่นที่ ปตท. จัดหาให้ตามสัดส่วนการถือหุ้น
ได้แก่ บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) ซึ่ง ปตท.จัดหาให้ประมาณร้อยละ 36
และจัดหาให้บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (TOP) ประมาณร้อยละ 55 รวมทั้งบริษัท
ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC) ประมาณร้อยละ 48 ซึ่งทั้งนี้ ปตท.
อาจสามารถขายได้มากกว่าสัดส่วนการถือหุ้น และอาจขายน้ำมันดิบและขนส่งให้กับโรงกลั่นอื่นที่
ปตท. มิได้ถือหุ้น ขึ้นอยู่กับการเสนอราคา การประมูล และเงื่อนไขทางการค้าต่างๆ

นอกจากการจัดหาน้ำมันดิบต่างประเทศเพื่อนำเข้ามาผลิตในประเทศไทย แล้ว ปตท.
ได้มีการจัดหาน้ำมันดิบต่างประเทศเพื่อการค้าระหว่างประเทศ หรือที่เรียกว่าธุรกรรม Out-Out
โดยเป็นการจัดหาน้ำมันดิบจากประเทศผู้ผลิตทั่วโลก แล้วส่งไปขายยังประเทศอื่นๆ ที่มีความต้องการ
ซึ่งเป็นการเพิ่มโอกาสในการสร้างรายได้จากต่างประเทศ

สำหรับในปี 2551 ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบเพื่อนำเข้าให้แก่โรงกลั่นน้ำมันทั้ง 5 แห่ง ที่ ปตท.
ถือหุ้นอยู่คิดเป็นปริมาณทั้งสิ้นเฉลี่ยประมาณร้อยละ 60
ของปริมาณความต้องการน้ำมันดิบเพื่อการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 5 แห่ง อีกทั้ง
ปตท.ยังทำหน้าที่เป็น Marketing Arm ให้กับ บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด
(มหาชน) (ปตท.สผ.) สำหรับน้ำมันดิบในต่างประเทศที่ ปตท.สผ.เข้าร่วมลงทุน

สำหรับราคาขายให้โรงกลั่นในประเทศจะเป็นราคาต้นทุนที่ ปตท. จัดหามาบวกกำไร (Margin)
ซึ่งจะเป็นไปตามกลไกตลาด

  (3) การจัดหาและการค้าคอนเดนเสท

ปตท.เป็นผู้จัดหาและขนส่งรายเดียวที่จัดหาคอนเดนเสทให้โรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นภายในประเทศ
โดยมี PTTAR ซึ่งเป็นบริษัทร่วมของ ปตท.ที่ประกอบธุรกิจปิโตรเคมีขั้นต้น
ใช้คอนเดนเสทเป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิต โดย
ปตท.เป็นผู้รับซื้อคอนเดนเสทจากผู้ได้รับสัมปทานในประเทศ ซึ่งส่วนใหญ่มาจากแหล่งเชฟรอน
(ยูโนแคลเดิม) ไพลิน และบงกช
และขายคอนเดนเสทที่ราคาตลาดโดยอิงกับราคาต้นทุนบวกอัตราส่วนกำไร อย่างไรก็ตาม
หากปริมาณคอนเดนเสทที่PTTAR ต้องการมีปริมาณลดลง
ปริมาณคอนเดนเสทที่เหลือสามารถส่งออกขายต่างประเทศได้หรือขายให้แก่โรงกลั่นน้ำมันในประเทศ
โดยปัจจุบัน ปตท. ได้ขายคอนเดนเสทส่วนหนึ่งให้กับโรงกลั่นไทยออยล์ และโรงกลั่นบางจาก
หรือหากคอนเดนเสทในประเทศไม่เพียงพอ จะมีการนำเข้ามาจากต่างประเทศ เช่น ประเทศพม่า
ประเทศฟิลิปปินส์ เป็นต้น

ปริมาณการจัดหาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทของ ปตท.

  หน่วย : ล้านบาร์เรล

  ----------------------------------- ------- ------- -------- ------- -------- -------
                                      ปี 2549          ปี 2550           ปี 2551   

                                      ปริมาณ   ร้อยละ   ปริมาณ    ร้อยละ   ปริมาณ    ร้อยละ

  น้ำมันดิบในประเทศ                      21.2    11.6    29.7     12.0    33.7     12.2

  คอนเดนเสทในประเทศ                   23.6    13.0    24.2     10.0    26.4     9.5

  นำเข้าน้ำมันดิบ                         127.5   70.0    164.6    67.2    178.0    64.4

  นำเข้าคอนเดนเสท                      2.5     1.4     3.1      1.3     2.8      1.0

  การค้าน้ำมันดิบ/คอนเดนเสทระหว่างประเทศ   7.2     4.0     23.2     9.5     35.6     12.9

  รวมทั้งสิ้น                             182.0   100.0   244.8    100     276.5    100.0
  ----------------------------------- ------- ------- -------- ------- -------- -------

ที่มา : ปตท.

4.2.2.2.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์น้ำมันเชื้อเพลิง (Oil Refined Product)

ดำเนินการจัดหา นำเข้า ส่งออก และทำการค้าระหว่างประเทศสำหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
และผลิตภัณฑ์อื่นๆ ให้กับกลุ่มธุรกิจ บริษัท / โรงกลั่นในเครือ และลูกค้า ของ ปตท.
ตลอดจนการวิเคราะห์หาโอกาสในการทำการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap)
น้ำมันเชื้อเพลิงทุกชนิดและก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้ ปตท.
จัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจากโรงกลั่นในประเทศ ทั้งในส่วนที่ ปตท. ถือหุ้นอยู่ ได้แก่ โรงกลั่นไทยออยล์
โรงกลั่น PTTAR โรงกลั่น SPRC และโรงกลั่น IRPC
โดยการเจรจาขอซื้อตรงจากโรงกลั่นหรือการเข้าประมูลซื้อ และในส่วนที่ ปตท. ไม่ได้ถือหุ้น
ได้แก่โรงกลั่นเอสโซ่และบริษัท Rayong Purifier เพื่อนำไปส่งออกในตลาด
รวมถึงการทำธุรกรรมอื่นๆ เช่น การทำ Location Swap และการทำ blending เป็นต้น
นอกจากนี้ดำเนินการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL)
จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ รวมถึงดำเนินการจัดหา ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ในกรณีที่ความต้องการใช้ในประเทศเพิ่มสูงขึ้นมากเกินกว่าปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ ปัจจุบัน
ปตท.มีช่องทางการส่งออก 2 ช่องทาง คือ ตลาดภูมิภาคเอเซีย และตลาดกลางค้าน้ำมันโลก
(Global Market) โดยราคาซื้อขายจะเป็นไปตามราคาตลาดโลก
และได้รับกำไรจากส่วนต่างตามกลไกตลาดและการแข่งขัน

ในปี 2551 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงรวมทั้งสิ้น 7,937 ล้านลิตร หรือ 49,923
พันบาร์เรล (รวมธุรกรรมการนำเข้า การส่งออก และการค้าระหว่างประเทศแต่ไม่รวมการนำเข้า
LPG)

4.2.2.2.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

ดำเนินการจัดหาวัตถุดิบสำหรับโรงงานปิโตรเคมีของบริษัทในกลุ่ม ปตท. และดำเนินการค้า
(Trading) และการตลาดผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีหลัก (Main Petrochemical Products)
และผลิตภัณฑ์พลอยได้ (By-Products) จากโรงงานปิโตรเคมี
โดยครอบคลุมตลาดในประเทศและต่างประเทศ เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมสี ปิโตรเคมี
และอุตสาหกรรมน้ำมัน

ปตท. เป็นผู้ทำการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์หลักของ PTTAR ได้แก่ เบนซีน โทลูอีน มิกส์ไซลีน
ออโทไซลีน และพาราไซลีน โดย ปตท. เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดของ PTTAR และให้
PTTAR เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้แก่ลูกค้า ดังนั้น ปตท.
จึงเปรียบเสมือนคนกลางในการซื้อขาย ซึ่งมีกำไรจากการดำเนินงาน
ขึ้นกับประเภทของผลิตภัณฑ์และผู้ซื้อ และนอกเหนือจาก PTTAR
ปตท.ยังเป็นตัวกลางในการส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีให้กับบริษัท ปตท.เคมีคอล จำกัด
(มหาชน)บริษัท อัลลายแอนซ์ รีไฟน์นิ่ง จำกัด และบริษัทอื่นๆ โดยวิธีการเข้าไปประมูลเสนอราคา

ในปี 2551 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี รวมทั้งสิ้นประมาณ 2,102 ล้านลิตร หรือ 13,221
พันบาร์เรล (รวมธุรกรรมการค้าในประเทศ การนำเข้า การส่งออก และการค้าระหว่างประเทศ)

4.2.2.3 สายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ ดังต่อไปนี้

4.2.2.3.1 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน

4.2.2.3.2 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ

4.2.2.3.1 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน (Marketing Analysis and Risk Management) 

ปตท. จัดตั้งหน่วยงานบริหารความเสี่ยง
เพื่อรับผิดชอบการวิเคราะห์และบริหารความเสี่ยงราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในการซื้อขายน้ำมันดิบ
ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
ทั้งในประเทศและการค้าระหว่างประเทศให้กับ ปตท. รวมทั้งบริษัทในเครือฯ
โดยทำการซื้อขายตราสารอนุพันธ์ในตลาดการค้าอนุพันธ์
เพื่อป้องกันความเสี่ยงจากการผันผวนของราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมด้วยวิธีการทำ Paper Swap
หรือ Option เพื่อ Lock กำไรคงที่แน่นอน เพื่อประโยชน์สูงสุดของ ปตท. นอกจากนี้
หน่วยงานบริหารความเสี่ยงยังเป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางข้อมูลปิโตรเลียมในตลาดโลกของ
ปตท. โดยศึกษา วิเคราะห์แนวโน้มราคา สถานการณ์ตลาดน้ำมันทั่วโลก ทั้งปัจจัยพื้นฐาน
ปัจจัยทางความรู้สึก และปัจจัยทางเทคนิค
สนับสนุนหน่วยงานซื้อขายน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
รวมทั้งหน่วยงานขายตลาดในประเทศเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและประโยชน์สูงสุดในการดำเนินธุรกิจของ
ปตท.

4.2.2.3.2 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ (International Marine Transportation)

ปตท. จัดตั้งหน่วยจัดหาการขนส่งต่างประเทศ
เป็นหน่วยเสริมและสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ และการนำเข้าส่งออกน้ำมันดิบ
น้ำมันเชื้อเพลิง ผลิตภัณฑ์พิเศษ และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี โดยการจัดหาเรือให้หน่วยงานภายใน
และบริษัทในกลุ่ม ปตท. เพื่อเป็นการเพิ่มศักยภาพในการแข่งขันและการดำเนินธุรกิจแบบครบวงจร

4.2.2.4 โครงสร้างรายได้ของการค้าระหว่างประเทศ (International Trading) 

ในปี 2551 หน่วยธุรกิจการค้าระหว่างประเทศมีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ รวมมูลค่าทั้งสิ้น
1,117,168 ล้านบาท
ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของธุรกิจการค้าระหว่างประเทศแยกตามผลิตภัณฑ์

+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ผลิตภัณฑ์            | ปี     |       | ปี     |       | ปี     |       |
|                   | 2549  |       | 2550  |       | 2551  |       |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|                   | มูลค   | ปริมา  | มูลค   | ปริมา  | มูลค   | ปริมา  |
|                   | ่าการจ | ณการจ | ่าการจ | ณการจ | ่าการจ | ณการจ |
|                   | ำหน่าย | ำหน่าย | ำหน่าย | ำหน่าย | ำหน่าย | ำหน่าย |
|                   |       |       |       |       |       |       |
|                   | (ล้า   | (ล้า   | (ล้า   | (ล้า   | (ล้า   | (ล้า   |
|                   | นบาท) | นลิตร) | นบาท) | นลิตร) | นบาท) | นลิตร) |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ธ                 |       |       |       |       |       |       |
| ุรกิจการค้าระหว่างประ |       |       |       |       |       |       |
| เทศ               |       |       |       |       |       |       |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - น้ำมันดิบ          | 37    | 2     | 52    | 3     | 78    | 3     |
|                   | 0,513 | 4,553 | 9,059 | 4,497 | 7,231 | 9,097 |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - คอนเดนเสท       | 6     | 4,367 | 6     | 4,406 | 9     | 4,855 |
|                   | 8,205 |       | 9,091 |       | 9,553 |       |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - น้ำมันเชื้อเพลิง     | 7     | 4,626 | 11    | 6,274 | 17    | 7,937 |
| ^(/1)             | 7,617 |       | 3,494 |       | 0,385 |       |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี   | 6     | 2,822 | 5     | 2,229 | 5     | 2,102 |
|                   | 8,308 |       | 8,999 |       | 9,999 |       |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| รวมธุรกิจการค้า      | 58    | 3     | 77    | 4     | 1,11  | 5     |
| ระหว่างประเทศ^(/2) | 4,643 | 6,368 | 0,643 | 7,406 | 7,168 | 3,991 |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

  ที่มา: ปตท.

  /1 รวมแนฟทาและก๊าซโซลีนธรรมชาติ และก๊าซปิโตรเลียมเหลว /2
  ไม่รวมการขายระหว่างกลุ่มธุรกิจและการจ้างกลั่นกับโรงกลั่นไทยออยล์

[]

4.2.3 ธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่น

ปตท.ได้ลงทุนในธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่นผ่านบริษัทในเครือซึ่ง
ปตท.มีการทำธุรกิจในลักษณะปกติทั่วไป (Arm's Length Basis) โดยบริษัทที่
ปตท.เข้าร่วมลงทุน มีดังนี้

+------------------------------------+---------------------------------+
| ธุรกิจปิโตรเคมี                        | ธุรกิจการกลั่น                      |
+------------------------------------+---------------------------------+
| 1. บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน)   | 1. บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)    |
| 2. บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด  |                                 |
|                                    | 2. บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น |
| 3. บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด              | จำกัด (มหาชน)                    |
|                                    |                                 |
| 4. บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด       | 3. บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง    |
|                                    | จำกัด                            |
| 5. บริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด      |                                 |
|                                    | 4. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด     |
| 6. บริษัท พีทีที โพลีเมอร์โลจิสติกส์ จำกัด    | (มหาชน)                         |
|                                    |                                 |
| 7. บริษัท อัลลายแอนซ์ แพลนท์ เซอร์วิส     | 5. บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน)    |
| จำกัด                               |                                 |
+------------------------------------+---------------------------------+

4.2.3.1 ธุรกิจปิโตรเคมี 

4.2.3.1.1 บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH)

บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH)
เป็นบริษัทที่เกิดขึ้นจากการควบบริษัทตามพระราชบัญญัติบริษัทมหาชน จำกัดพ.ศ. 2535
ระหว่างบริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน)
ซึ่งจดทะเบียนควบบริษัทในวันที่ 7 ธันวาคม 2548 เพื่อบรรลุวัตถุประสงค์ตามแนวนโยบายของ
ปตท. ที่จะให้ PTTCH เป็นแกนนำในธุรกิจปิโตรเคมีสายโอเลฟินส์ที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติ
(Gas-based value chain)
และเป็นผู้ดำเนินการธุรกิจปิโตรเคมีต่อเนื่องโดยมุ่งเน้นสายเอทิลีนเป็นหลัก
ซึ่งจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตและลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานในระยะยาว
ลดความเสี่ยงในการดำเนินธุรกิจ และมีฐานะทางการเงินที่เข้มแข็งขึ้น โดย PTTCH
ได้รับมาซึ่งทรัพย์สิน หนี้สิน สิทธิ หน้าที่
และความรับผิดชอบทั้งหมดของทั้งสองบริษัทดังกล่าวโดยผลของกฎหมาย

PTTCH เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ผลิตภัณฑ์ต่อเนื่องและบริการเสริมต่างๆ
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.30 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่นคือ บริษัท
ปูนซิเมนต์ไทย จำกัด (มหาชน) บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด และ OMAN OIL COMPANY
S.A.O.C.

โรงงานของ PTTCH ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง โดยมีโรงงานแยกเป็น
2 โรงงาน ซึ่งได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2533 และ ปี 2538 ตามลำดับ
ปัจจุบันมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์หลักโอเลฟินส์รวม 1,713,000 ตันต่อปี จำแนกเป็น เอทิลีน
1,276,000 ตันต่อปี และโพรพิลีน 437,000 ตันต่อปี และมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์ต่อเนื่อง
เม็ดพลาสติกโพลีเอทิลีนชนิดหนาแน่นสูง (HDPE) 250,000 ตันต่อปี และผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่นๆ
ได้แก่ ไพโรไลซิส
ก๊าซโซลีน มิกซ์ซี 4 แครกเกอร์บอททอม (Cracker Bottom) เทลก๊าซ (Tailgas)
และไฮโดรเจน นอกจากนั้นยังผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ไอน้ำ และน้ำปรับสภาพ
รวมถึงธุรกิจให้บริการท่าเทียบเรือและขนถ่ายเคมีภัณฑ์ โดยมีท่าเทียบเรือ 2 ท่า

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบที่ใช้ในการผลิตโอเลฟินส์ได้แก่ ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน แอลพีจี เอ็นจีแอล แนฟทาชนิดเบา
และราฟฟิเนท ทั้งนี้วัตถุดิบส่วนใหญ่จะจัดหาจากแหล่งในประเทศ โดย
ปตท.เป็นผู้จัดหาวัตถุดิบก๊าซจากโรงแยกก๊าซของ ปตท. ภายใต้สัญญาซื้อขายวัตถุดิบระยะยาว
ในส่วนของแนฟทาชนิดเบาและราฟฟิเนท
เป็นผลิตภัณฑ์จากโรงกลั่นน้ำมันและผลิตภัณฑ์พลอยได้จากโรงงานอะโรเมติกส์ซึ่งจัดหาจากภายในประเทศภายใต้สัญญาระยะยาวเช่นกัน

(2) การจัดจำหน่าย

PTTCH มีสัญญาซื้อขายโอเลฟินส์ระยะยาวกับกลุ่มโรงงานผลิตปิโตรเคมีขั้นต่อเนื่อง ซึ่งส่วนใหญ่
เป็นผู้ถือหุ้นหรือเป็นบริษัทร่วมของผู้ถือหุ้นของบริษัท ทั้งนี้ PTTCH ได้สวมสิทธิมาจากสัญญาเดิมของ
บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน)

สำหรับผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก HDPE PTTCH ได้ทำสัญญากับตัวแทนจำหน่ายในประเทศ (Domestic
Agent) และทำสัญญากับคู่ค้าสากล (International Trader) เพื่อจำหน่ายเม็ดพลาสติก HDPE
ภายใต้เครื่องหมายทางการค้า “InnoPlus” โดย PTTCH
ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ทั้งหมดผ่านบริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด ซึ่ง
เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง PTTCH ปตท. และ IRPC
ซึ่งจัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินธุรกิจทางการตลาดทั้งในและต่างประเทศของผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ที่ผลิตโดยบริษัทในกลุ่ม
ปตท.

(3) การบริหาร

คณะกรรมการของ PTTCH ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน
8 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้ ปตท.ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ PTTCH ซึ่งรวมถึงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PTTCH ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| งบรวม                     | ปี 2549      | ปี 2550^(/2) | ปี 2551^(/3) |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| รายได้รวม                  | 73,819      | 77,112      | 85,151      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)       | (55,152)    | (57,541)    | (72,041)    |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน)              | 1,073       | 210         | (910)       |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน           |             |             |             |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ ^(/1)    | 18,282      | 19,167      | 11,739      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
|                           | ปี 2549      | ปี 2550^(/2) | ปี 2551^(/3) |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| สินทรัพย์รวม                 | 111,531     | 133,513     | 152,318     |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| หนี้สินรวม                   | 29,712      | 39,116      | 56,121      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น               | 81,819      | 94,397      | 96,197      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| อัตราการใช้กำลังการผลิต       |             |             |             |
| (ร้อยละ)                   |             |             |             |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| -   โอเลฟินส์               | 104         | 85          | 84          |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| -   HDPE                  | 96          | 93          | 99          |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| -   MEG                   |             | 105         | 103         |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| -   Methyl Ester          |             | n.a.        | 55          |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+

  /1 กำไร(ขาดทุน)สุทธิหลังหักกำไรสุทธิส่วนที่เป็นของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย
  (ปี 2549 = 385 ล้านบาท/ ปี 2550 = 403 ล้านบาท / ปี 2551 = 461 ล้านบาท)

  /2 ปิดโรงโอเลฟินส์ I4-1 เพื่อขยายกำลังการผลิตและบำรุงรักษาเป็นเวลา 67 วัน (30
  ม.ค.-6 เม.ย.2550) และโรงโอเลฟินส์ I4-2
  เพื่อตรวจสอบอุปกรณ์และบำรุงรักษาในช่วงรับประกัน เป็นเวลา 40 วัน (1 ก.พ.-12
  มี.ค.2550) ตามแผนงาน และหยุดโรงโอเลฟินส์ I1 ชั่วคราว
  เพื่อซ่อมบำรุงเครื่องจักรเป็นเวลา 46 วัน (28 พ.ค.- 12 ก.ค. 50)

  /3 หยุดเพื่อซ่อมแซมและบำรุงรักษา : โรงโอเลฟินส์ I1 Oleflex 42 วัน (16 พ.ค. – 27
  มิ.ย.) และ I4/1 23 วัน (31 ม.ค. – 11 ก.พ.,1-11 ส.ค.) โรง HDPE I1 10 วัน (
  29 ก.พ. – 6 มี.ค.) และ BPE 36 วัน ( 15-20 มี.ค.,1-30 ส.ค.)

  หยุดผลิตเชิงพาณิชย์ : โรงโอเลฟินส์ I1 Oleflex 55 วัน (25 ต.ค. – 18 ธ.ค.) และ
  I4/1 26 วัน (31 ต.ค. – 25 พ.ย.) โรง HDPE I1 10 วัน ( 18 – 27 ธ.ค.)

  หยุดเพื่อขยายกำลังการผลิต : โรงโอเลฟินส์ I4/2 68 วัน (25 ต.ค. – 31 ธ.ค.) โรง
  MEG 43 วัน (8 ต.ค. – 19 พ.ย.)

(5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ 

-   บริษัท ทีโอซีไกลคอล จำกัด : PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100 เพื่อดำเนินโครงการผลิตผลิตภัณฑ์
    Mono Ethylene Glycol (MEG) และสารEthylene Oxide (EO) จำนวน 300,000
    ตันต่อปี เงินลงทุนโครงการประมาณ 210 ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยใช้วัตถุดิบ เอทีลีน
    200,000 ตันต่อปี ได้ดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์แล้วตั้งแต่เดือนกรกฎาคม ปี 2549 โดยสาร
    EO ดังกล่าวนี้จะใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับโครงการ EO Derivatives ของบริษัท นอกจากนั้น
    บริษัทยังได้ลงทุนเพื่อขยายกำลังการผลิต MEG เพิ่มขึ้น 95,000 ตันต่อปี
    เพื่อสนองความต้องการภายในประเทศที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยใช้เงินลงทุน 58
    ล้านเหรียญสหรัฐ ซึ่งได้เริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคมปี 2551

-   การลงทุนในโครงการ EO Derivatives ซึ่งเป็นอุตสาหกรรมต่อเนื่องของบริษัท
    ทีโอซีไกลคอล จำกัด จำนวน 3 โครงการ ได้แก่ Ethoxylates, Ethanolamines และ
    Choline Chloride มีประมาณการเงินลงทุนรวม 2,550 ล้านบาท
    ซึ่งโครงการดังกล่าวนี้จะช่วยสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับบริษัท

    -   บริษัท ไทยอีทอกซีเลท จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง PTTCH กับบริษัท Cognis
        Thai Ltd. ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ Cognis Deutschland GmbH & Co.KG โดย
        PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 50 และมีทุนจดทะเบียน 420 ล้านบาท เพื่อผลิต Ethoxylates
        50,000 ตันต่อปี ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิตแชมพู น้ำยาล้างจาน น้ำยาซักแห้งต่างๆ
        โดยมีความต้องการ EO ประมาณ 18,000 – 20,000 ตันต่อปี
        ทั้งนี้ได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์แล้วตั้งแต่ในไตรมาส 4 ปี 2549

    -   บริษัท ไทยโคลีนคลอไรด์ จำกัด โดย PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100
        เพื่อดำเนินโครงการผลิตสาร Choline Chloride มีกำลังการผลิต 20,000 ตันต่อปี
        ซึ่งเป็นสารอาหารที่จำเป็นใช้ผสมกับอาหารเลี้ยงสัตว์ปีกและสุกร โดยความต้องการ EO
        ประมาณ 7,000 ตันต่อปี
        ทั้งนี้บริษัทได้ชะลอโครงการออกไปก่อนเนื่องจากค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างเพิ่มขึ้น

    -   บริษัท ไทยเอทานอลเอมีน จำกัด โดย PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100
        เพื่อดำเนินโครงการผลิตสาร Ethanolamines มีกำลังการผลิต 50,000 ตันต่อปี
        ใช้เป็นส่วนผสมในการผลิตครีมนวดผม น้ำยาปรับผ้านุ่ม เครื่องสำอางค์
        และอุตสาหกรรมยา โดยมีความต้องการ EO ประมาณ 40,000 ตันต่อปี
        และเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในไตรมาส 2 ปี 2552

-   บริษัท ไทยโอลีโอเคมี จำกัด : เพื่อดำเนินโครงการ Methyl Ester / Fatty Alcohol
    PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100 ทั้งนี้ Fatty Alcohol เป็นวัตถุดิบสำคัญอีกตัวหนึ่งของโครงการ
    Ethoxylates นอกเหนือไปจาก Ethylene Oxide และยังคงต้องมีการนำเข้าอยู่
    จึงเป็นการทำ Backward integration โครงการฯ ผลิตผลิตภัณฑ์หลัก 2 ชนิดคือ Methyl
    Ester เป็นสารเพิ่มประสิทธิภาพในน้ำมันดีเซล และ Fatty Alcohol
    เป็นสารตั้งต้นสำหรับอุตสาหกรรม Oleochemicals ใช้ผลิตผลิตภัณฑ์เพื่อสุขอนามัยส่วนบุคคล
    เงินลงทุนรวม 165 ล้านเหรียญสหรัฐ มีกำลังการผลิต 331,000 ตันต่อปี โดยเมื่อวันที่ 3
    มิถุนายน 2548 บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) ได้ร่วมกับ ปตท.
    ลงนามในบันทึกความเข้าใจ ในการซื้อขายสาร Methyl Ester ในปริมาณ 80,000 ตันต่อปี
    ทั้งนี้ ปตท. จะนำสาร Methyl Ester ไปผสมกับน้ำมันดีเซลเพื่อผลิตไบโอดีเซล (Bio
    Diesel) คุณภาพสูงเป็นรายแรกของประเทศไทย
    เพื่อจำหน่ายผ่านเครือข่ายน้ำมันดีเซลทั่วประเทศของ ปตท. โรงงาน Methyl Ester
    ได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในไตรมาส 1 ปี 2551 และ โรงงาน Fatty Alcohol
    เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในไตรมาส 3 ปี 2551และโครงการผลิต MPR
    (Multi-Purpose Reactor) กำลังการผลิต 14,000 ตันต่อปี
    อยู่ระหว่างการคัดเลือกผู้รับเหมาคาดว่าจะแล้วเสร็จ ไตรมาส 1 ปี 2553

-   บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด : PTTCH ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 100
    จัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินโครงการ
    อีเทนแครกเกอร์ ขนาดกำลังการผลิตเอทิลีน 1,000,000
    ตันต่อปีและโรงผลิตเม็ดพลาสติกโพลิเอทิลีนความหนาแน่นต่ำ (Low Density
    Polyethylene - LDPE) ขนาดกำลังการผลิต 300,000 ตันต่อปี และโรงผลิตเม็ดพลาสติก
    โพลิเอทิลีนความหนาแน่นต่ำเชิงเส้น (Linear Low Density Polyethylene - LLDPE)
    ขนาด 400,000 ตันต่อปี คิดเป็นมูลค่าเงินลงทุนทั้งโครงการประมาณ 1,300
    ล้านเหรียญสหรัฐ
    โดยคาดว่าจะสามารถดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการอีเทนแครกเกอร์ และโรง
    LLDPE ในไตรมาส 4 ปี 2552 และ โรง LDPE ในไตรมาส 2 ปี 2553

-   โครงการ HDPE ในประเทศอิหร่าน : PTTCH ร่วมกับ บริษัท Itochu Corporation
    บริษัท เคมีภัณฑ์ซีเมนต์ไทย จำกัด และ National Petrochemical Company
    แห่งประเทศอิหร่าน (NPC Iran). ร่วมลงทุนในสัดส่วน ร้อยละ 10, 12, 38 และ 40
    ตามลำดับ เพื่อร่วมทุนในโครงการ HDPE ขนาดกำลังการผลิต 300,000 ตันต่อปี
    ที่ประเทศอิหร่าน วงเงินลงทุนของ PTTCH คิดเป็นจำนวน 22.5 ล้านเหรียญสหรัฐ
    โดยคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตได้ในไตรมาส 2 ปี 2552

-   โครงการขยายกำลังการผลิตโรงโอเลฟินส์ 2 (Plant II Debottleneck) :
    เพื่อขยายกำลังการผลิตเอทิลีนและ
    โพรพิลีนเพิ่มขึ้น 100,000 ตันต่อปี และ 50,000 ตันต่อปี ตามลำดับ ใช้เงินลงทุนประมาณ
    75 ล้านเหรียญสหรัฐ ทั้งนี้ ผลิตภัณฑ์เอทีลีนที่เพิ่มขึ้นจะจำหน่ายให้กับ บริษัท ทีโอซีไกลคอล
    เพื่อเป็นวัตถุดิบในโครงการต่อเนื่อง
    ส่วนผลิตภัณฑ์โพรพิลีนจะจำหน่ายให้กับลูกค้าภายในประเทศเป็นส่วนใหญ่
    เนื่องจากความต้องการภายในประเทศและภูมิภาคเอเชียอยู่ในระดับสูงในขณะที่กำลังการผลิตมีอยู่อย่างจำกัด
    เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์เมื่อเดือน มกราคม 2552

-   โครงการขยายกำลังการเม็ดพลาสติกโพลีเอททีลีนชนิดความหนาแน่นสูง (High Density
    Polyethylene : HDPE) ของ PTTCH จากปัจจุบันมีกำลังการผลิตอยู่ที่ 250,000
    ตันต่อปีเป็น 300,000 ตันต่อปี กำหนดการแล้วเสร็จในไตรมาสที่ 4ปี 2552

-   การเข้าลงทุนในบริษัท วีนิไทย จำกัด (มหาชน) : เพื่อกระจายความเสี่ยงไปในธุรกิจพีวีซี
    (PVC) ซึ่งเป็นธุรกิจที่มีแนวโน้มขยายตัวต่อเนื่อง มีวงจรราคาในทิศทางขาขึ้น
    และมีวงจรราคาแตกต่างไปจากผลิตภัณฑ์อื่นๆ ที่บริษัทดำเนินการอยู่ นอกจากนั้นบริษัท วีนิไทย
    ได้ขยายกำลังการผลิต VCM ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิต PVC ขึ้นอีก 200,000 ตันต่อปี
    รวมเป็น 400,000 ตันต่อปีแล้วเสร็จไตรมาส 1 ปี 2550
    ซึ่งทำให้ความสามารถในการแข่งขันของบริษัท วีนิไทยดีขึ้น
    และช่วยรองรับเอทิลีนจากการขยายกำลังการผลิตของ PTTCH อีกด้วย
    การที่จะเข้าไปร่วมถือหุ้นใน บริษัท วีนิไทย จึงก่อให้เกิด Synergy
    และเป็นวิธีที่เร็วที่สุดในการขยายธุรกิจสู่อุตสาหกรรม PVC โดยบริษัทฯ ถือหุ้นสามัญในบริษัท
    วีนิไทยคิดเป็นสัดส่วน 24.98 %

-   บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด : PTTCH ได้ร่วมทุน กับ ปตท. และบริษัท ปตท.
    อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (เดิม บริษัท อะโรเมติกส์ จำกัด (มหาชน))
    ในสัดส่วน 30 : 40 : 30 ตามลำดับ จัดตั้งบริษัท พีทีที ฟีนอล เพื่อผลิตสารฟีนอล
    (Phenol) ขนาดกำลังผลิต 200,000 ตันต่อปี และ อะซีโตน 125,000 ตันต่อปี
    ซึ่งเป็นวัตถุดิบขั้นต้นในการผลิตโพลีคาร์บอเนต ที่ใช้เป็นพลาสติกวิศวกรรม เช่น แผ่นซีดี
    ชิ้นส่วนรถยนต์ และคอมพิวเตอร์ เงินลงทุนในส่วนของ PTTCH 42.5 ล้านเหรียญสหรัฐ
    โรงงานแล้วเสร็จและคาดว่าจะเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 2ปี 2552
    และโครงการผลิต Bis-Phenol A กำลังการผลิต 150,000 ตันต่อปี
    ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการก่อสร้าง คาดว่าจะแล้วเสร็จไตรมาส 3 ปี 2553

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด : เป็นบริษัทฯ ร่วมทุนระหว่าง ปตท. PTTCH และบริษัท ปตท.
    อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (เดิม บริษัท อะโรเมติกส์ จำกัด (มหาชน))
    ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 40 : 20 ตามลำดับ
    เพื่อลงทุนก่อสร้างโรงงานผลิตสาธารณูปโภคได้แก่ ไฟฟ้า ไอน้ำ และน้ำ
    เพื่อใช้ในกระบวนการผลิตของโรงงานในกลุ่ม ปตท. เป็นหลัก โดยแบ่งออกเป็น 2 โครงการ
    คือ Central Utility Plant 1 (CUP1) เริ่มดำเนินการระยะที่ 1 และ 2 ในไตรมาส
    2 ปี 2549 และระยะที่ 3 ในไตรมาส 4 ปี 2550 และ Central Utility Plant 2
    (CUP2) เริ่มดำเนินการในไตรมาส 4 ปี 2551

-   บริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด : PTTCH ได้ร่วมทุน กับ ปตท. และ บริษัท
    บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด (มหาชน) (BPE) จัดตั้งบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง
    เพื่อดำเนินธุรกิจด้านการตลาดเกี่ยวกับผลิตภัณฑ์โพลิเมอร์ทั้งในและต่างประเทศ
    เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2548 และเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2551
    ปตท. ได้จำหน่ายหุ้นบริษัท พีทีที โพลิเมอร์มาร์เก็ตติ้ง จำกัด (PTTPM) ให้แก่บริษัท
    ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC) ทั้งนี้
    เพื่อเพิ่มศักยภาพการแข่งขันและความร่วมมือทางธุรกิจภายในกลุ่ม ปตท.
    ซึ่งจะส่งผลประโยชน์สูงสุดให้กับกลุ่ม ปตท.โดยรวม
    ส่งผลให้สัดส่วนการถือหุ้นในปัจจุบันประกอบด้วย PTTCH : ปตท. : IRPC ในสัดส่วนร้อยละ
    25 : 50 : 25 ตามลำดับ

-   บริษัท อัลลายแอนซ์ แพลนท์ เซอร์วิส จำกัด (APS) (เปลี่ยนชื่อจากเดิม บริษัท เอ็นพีทีซี
    เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริง เซอร์วิสเซส จำกัด) : PTTCH และ PTT
    ได้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 60 : 40 จัดตั้งบริษัทเพื่อดำเนินธุรกิจบริการงานบำรุงรักษา
    งานออกแบบและวิศวกรรม
    ให้กับบริษัทในกลุ่มปิโตรเลียมและปิโตรเคมีภายในนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุดและกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นๆ
    ในประเทศและภูมิภาคเอเซีย

-   บริษัท เอ็นพีซี เซฟตี้ แอนด์ เอ็นไวรอนเมนทอล เซอร์วิส จำกัด : PTTCH ถือหุ้นร้อยละ
    100 เพื่อดำเนินธุรกิจงานบริการด้านเทคโนโลยีการป้องกันอัคคีภัยแก่ลูกค้าในกลุ่มบริษัท ปตท.
    และลูกค้าทั่วไป เช่น หน่วยงานราชการและเอกชนต่างๆ
    เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการป้องกันแลระงับเหตุฉุกเฉิน
    และยังเป็นศูนย์กลางในการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมของกลุ่มบริษัทที่ได้ระดับมาตรฐานสากล

-   บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด(มหาชน) (BPE) : PTTCH ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 100
    ตั้งแต่วันที่ 2 ตุลาคม 2549
    เพื่อประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายเม็ดพลาสติกโพลีเอททีลีนชนิดความหนาแน่นสูง
    (High Density Polyethylene : HDPE) ปัจจุบันมีกำลังการผลิต 250,000 ตันต่อปี
    โรงงานตั้งอยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง ทั้งนี้ ทางบริษัทฯ
    ได้มีโครงการขยายกำลังการผลิต HDPE จากกำลังการผลิตในปัจจุบันเป็น 500,000 ตันต่อปี
    ใช้เงินลงทุนประมาณ 168 ล้านเหรียญสหรัฐ เริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2552

-   บริษัท พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด (PTT ICT) : เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.
    ปตท.สผ. PTTCH PTTAR และ TOP ในสัดส่วนร้อยละ 20 เท่ากันทุกบริษัท
    เพื่อให้บริการด้านเทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสารแก่บริษัทในกลุ่ม ปตท. โดยกลุ่ม ปตท.
    จะได้รับผลประโยชน์ด้านการบริหารจัดการสินทรัพย์ การบริการและการสร้างศักยภาพทางด้าน
    ICT และเพิ่มประสิทธิภาพการลงทุนด้าน ICT รวมถึงเป็นพื้นฐานในการสนับสนุน Synergy
    ด้านอื่นๆ ร่วมกันภายในกลุ่ม ปตท.โดยเริ่มดำเนินการในวันที่ 1 กรกฎาคม 2549

-   บริษัท PTT Chemical International Pte. Ltd. ("PTTCH Inter.") : PTTCH
    ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 100เป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นที่ประเทศสิงคโปร์ ด้วยทุนจดทะเบียน
    200,000 ดอลลาร์สิงคโปร์ เพื่อการลงทุนในธุรกิจต่างประเทศ เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม
    2551 PTTCH Inter. ได้ลงนามเซ็นสัญญาซื้อขายหุ้น (Share Purchase
    Agreement-SPA) กับ Cognis B.V. ("Cognis") ซึ่งถือครองหุ้นร้อยละ 50 ใน
    Cognis Oleochemicals (M) Sdn Bhd ("COM") และลงนามในสัญญาร่วมค้า (Joint
    Venture Agreement) กับ Sime Darby Plantation Sdn Bhd ("Sime Darby")
    ผู้ถือหุ้นร้อยละ 50 ส่วนที่เหลือ ใน Cognis Oleochemicals (M) Sdn Bhd

(6) การออกหุ้นสามัญเพิ่มทุนจดทะเบียน 

เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2549 PTTCH ได้ดำเนินการเพิ่มทุนจำนวน 358,974,300 หุ้น
ในราคาหุ้นละ 78 บาท ส่งผลให้ PTTCH มีทุนจดทะเบียนจากเดิม 11,311,410,000 บาท
(หุ้นสามัญจำนวน 1,131,141,000 หุ้น) เป็น 14,901,153,000 บาท (หุ้น-สามัญจำนวน
1,490,115,300 หุ้น)
ต่อมาบริษัทได้ดำเนินการเพิ่มทุนภายใต้โครงการเสนอขายใบสำคัญแสดงสิทธิและหุ้นสามัญที่ออกใหม่เพื่อรองรับใบสำคัญแสดงสิทธิให้แก่กรรมการ
ผู้บริหาร ที่ปรึกษาและพนักงานของบริษัทฯ พนักงานของ ปตท. และบริษัทในเครือของ ปตท.
ที่ส่งมาปฏิบัติหน้าที่ในบริษัทฯ เต็มเวลา ("Secondment") และผู้รับช่วงซื้อหลักทรัพย์ (ESOP)
จำนวน ส่งผลให้ PTTCH มีทุนชำระแล้ว ณ 31 ธันวาคม 2551 เป็น 14,968,296,000 บาท

4.2.3.1.2 บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด (PTTPM)

ก่อตั้งเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2548
เพื่อประกอบธุรกิจด้านการตลาดและจำหน่ายผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ทั้งในและต่าง ประเทศ
ให้กับบริษัทในกลุ่ม ปตท. ด้วยทุนจดทะเบียน 40 ล้านบาท ผู้ถือหุ้นประกอบด้วย ปตท. และ บริษัท
ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) ในสัดส่วนร้อยละ 75 : 25 โดยมีที่ตั้งสำนักงานที่
อาคารสำนักงาน ปตท. คลังน้ำมันพระโขนง กรุงเทพฯ เริ่มดำเนินกิจการในเชิงพาณิชย์ตั้งแต่วันที่
1 กันยายน 2548 โดยจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกของบริษัทในกลุ่ม ปตท.

ต่อมาเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2551 ปตท.ได้จำหน่ายหุ้นบริษัท พีทีที โพลิเมอร์มาร์เก็ตติ้ง จำกัด
(PTTPM) จำนวน 100,000 หุ้นคิดเป็นร้อยละ 25 ของทุนจดทะเบียนชำระแล้วของบริษัท
ให้แก่บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC) ทั้งนี้
เพื่อเพิ่มศักยภาพการแข่งขันและความร่วมมือทางธุรกิจภายในกลุ่ม ปตท. ส่งผลให้สัดส่วนการถือหุ้น
ณ ปัจจุบันของ ปตท., PTTCH และ IRPC อยู่ที่ร้อยละ 50, 25 และ 25 ตามลำดับ

(1) การจัดหาผลิตภัณฑ์

PTTPM รับผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก PE และผลิตภัณฑ์พลอยได้จากโรงงานผลิตเม็ดพลาสติกของ
PTTCH, BPE รับเม็ดพลาสติก PP จากโรงงานบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC)
และเม็ดพลาสติก PS จากโรงงานบริษัทไทยสไตรีนิคส์ จำกัด (TSCL) รวมถึงบริษัทฯ
มีแผนรับผลิตภัณฑ์จากโรงงานผลิตโพลิเมอร์อื่นๆของกลุ่มปตท. ที่กำลังดำเนินการก่อสร้าง ได้แก่
บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด (PTTPE) นอกจากนี้ บริษัทฯยังจัดหาผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกวิศวกรรม
เช่น Nylon 6, POM, PBT และอื่นๆ
จากการนำเข้ามาจัดจำหน่ายเพื่อสนองความต้องการของลูกค้า

(2) การจัดจำหน่าย

PTTPM จัดจำหน่ายเม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ ทั้งในประเทศและต่างประเทศ ผ่านระบบตัวแทนจำหน่าย
(Agents) และขายโดยตรง

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ PTTPM ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 9 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 5 คน
นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการของบริษัท

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ PTTPM ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ----------------------------- ------------ ------------ ---------------
  งบเดี่ยว                        ปี 2549       ปี 2550       ปี 2551

  รายได้รวม                      21, 758      24,593       28,365

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)           (21,705)     (24,526)     (28,472)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน  (41)         21           75

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ              12           88           (32)

                                ปี 2549       ปี 2550       ปี 2551

  สินทรัพย์รวม                     1,873        2,779        1,876

  หนี้สินรวม                       1,811        2,629        1,759

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                   62           150          117
  ----------------------------- ------------ ------------ ---------------

4.2.3.1.3 บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2547 ได้มีมติอนุมัติให้
ปตท.ร่วมทุนกับบริษัท
อะโรเมติกส์ จำกัด (มหาชน) (ATC) บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) (NPC)
และบริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) (TOC) ลงทุนในโครงการฟีนอล ในสัดส่วนร้อยละ 40
: 20 : 20 : 20 ตามลำดับ เพื่อผลิตสารฟีนอล ขนาดกำลังการผลิต 200,000 ตันต่อปี
และอะซีโตน 125,000 ตันต่อปี วงเงินลงทุนทั้งหมด 200 ล้านเหรียญสหรัฐ ทั้งนี้ ปตท.
เล็งเห็นโอกาสในการผลิต Phenol เพื่อทดแทนการนำเข้า Phenol ซึ่งนำมาใช้ในการผลิต
Bis-phenol A (BPA) และ Polycarbonate (PC) ผนวกกับการผลิต Phenol
ต้องใช้โพรพิลีนและเบนซีนเป็นวัตถุดิบ ซึ่งเป็นวัตถุดิบที่ผลิตได้จากกลุ่มปิโตรเคมีของ ปตท.
โดยรับโพรพิลีนจาก PTTCH ปริมาณ 95,000 ตันต่อปี และเบนซีนจาก PTTAR ปริมาณ 180,000
ตันต่อปี ดังนั้น การลงทุนในโครงการผลิตสารฟีนอล ถือเป็นการดำเนินการตามกลยุทธ์ ปตท.
ในการขยายการลงทุนไปสู่ธุรกิจปลายน้ำที่มีกำไรและสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับผลิตภัณฑ์จากกลุ่มบริษัทปิโตรเคมีของ
ปตท. โดยได้ดำเนินการจัดตั้งบริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2547

จากการควบบริษัทระหว่าง NPC กับ TOC เป็น บริษัท ปตท.เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH)
เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548 ทำให้โครงสร้างผู้ถือหุ้น เปลี่ยนแปลงเป็น ปตท. PTTCH และ ATC
ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 40 : 20 ตามลำดับ

เมื่อวันที่ 26 มกราคม 2549 คณะกรรมการ ปตท. มีมติอนุมัติการเพิ่มวงเงินลงทุนเป็นประมาณ
283.4 ล้านเหรียญสหรัฐ เพื่อให้สอดคล้องกับราคาวัสดุและค่าก่อสร้างที่สูงขึ้น
และต่อมาได้มีการควบรวมกิจการระหว่างบริษัท ATC และโรงกลั่น RRC ภายใต้ชื่อบริษัทใหม่ว่า
บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) หรือ PTTAR
ดังนั้นจึงทำให้โครงสร้างผู้ถือหุ้น ณ ปัจจุบันเป็น ปตท. : PTTCH : PTTAR อยู่ที่ร้อยละ 40, 30
และ 30 ตามลำดับ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบหลักของบริษัทได้จากกลุ่มปิโตรเคมีของ ปตท. โดยรับโพรพิลีนจาก PTTCH ปริมาณ 95,000
ตันต่อปี และ
เบนซีนจาก PTTAR ปริมาณ 180,000 ตันต่อปี

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัทฯ มีแผนการขายฟีนอลภายในประเทศไม่น้อยกว่า 100,000 ตันต่อปี และส่งออกส่วนที่เหลือ
โดยมุ่งเน้นตลาดแถบเอเชียตะวันออกและเอเชียตะวันออกเฉียงใต้เป็นหลัก ทั้งนี้ โรงงานฯ
จะตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมตะวันออก ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง
และได้เริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ในปี 2552

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ PPCL ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 10 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน
นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่
ของ PPCL ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PPCL ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

 

(5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2551
ได้มีมติอนุมัติให้ดำเนินโครงการผลิต BPA เพื่อผลิตสาร BPA ขนาดกำลังการผลิต 150,000
ตันต่อปี วงเงินลงทุนทั้งหมด 251 ล้านเหรียญสหรัฐ ทั้งนี้ การลงทุนโครงการผลิต BPA
ซึ่งเป็นโครงการต่อเนื่องของสารฟีนอล โดยการลงทุนแบบ Integrated complex
ช่วยให้บริษัทมีสายโซ่อุปทานที่ยาวขึ้น มีความยืดหยุ่นในการผลิตเพื่อตอบสนองสภาวะตลาด
ช่วยลดความผันผวนของรายได้บริษัทฯ
นอกจากนี้ยังเป็นการสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับผลิตภัณฑ์ต้นน้ำคือโพรพิลีนและเบนซีน ของกลุ่ม ปตท.
และเป็นแนวทางการดำเนินการต่อเนื่องถึงผลิตภัณฑ์ปลายน้ำของสาย Phenol
ซึ่งมีพลาสติกวิศวกรรมที่มีศักยภาพในการลงทุนและคาดว่าจะเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในปี 2553

เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2552 บริษัทฯ ได้ลงนามสัญญาเงินกู้โครงการ BPA
กับธนาคารกรุงไทยและธนาคารไทยพาณิชย์เป็นจำนวนทั้งสิ้น 3,650 ล้านบาท

4.2.3.1.4 บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC)

บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC) จัดตั้งเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2526
โดยนักลงทุนฝ่ายไทยและต่างประเทศ ในสัดส่วน ร้อยละ 51 : 49 ตามลำดับ
เพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP)
ซึ่งปัจจุบันมีกำลังการผลิต 450,000 ตัน/ปี โดยโรงงานตั้งอยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จ.
ระยอง

เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2549 คณะกรรมการ ปตท. มีมติเห็นชอบในการเข้าลงทุนในบริษัท เอ็ชเอ็มซี
โปลีเมอส์ ในสัดส่วนร้อยละ 40 คิดเป็นจำนวนเงินประมาณ 250 ล้านเหรียญสหรัฐ
พร้อมทั้งได้ลงนามในสัญญาการซื้อหุ้น (Share Acquisition Agreement) และสัญญาผู้ถือหุ้น
(Shareholders Agreement) และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ทั้งนี้การดำเนินการดังกล่าวแล้วเสร็จ
และ ปตท. ได้ชำระเงินค่าซื้อหุ้นเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2549 ทั้งนี้สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท.
กลุ่มนักลงทุนไทย และ Basell Thailand Holdings B.V. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551
อยู่ที่ร้อยละ 41.44, 30.00 และ 28.56 ตามลำดับ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

 วัตถุดิบหลักของบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ คือ โพรพิลีน (Propylene) ซึ่งจัดหามาจากภายในประเทศภายใต้สัญญาซื้อขายระยะยาว

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัทฯ จำหน่ายเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP) ในประเทศและส่งออกต่างประเทศ บริษัทฯ
ได้จำหน่ายเม็ดพลาสติกในประเทศคิดเป็นมูลค่าประมาณร้อยละ 80 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 20
เป็นการส่งออกไปยังประเทศต่างๆ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอร์ ทั้งหมด 10 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน
และ ปตท. ได้ส่งตัวแทนเข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัทฯ ตามข้อตกลงที่มีระหว่างผู้ถือหุ้น

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้ หน่วย:
ล้านบาท

+----------------------------+-----------+--------------+-------------+
| งบรวม                      | ปี 2549    | ปี 2550       | ปี 2551      |
+----------------------------+-----------+--------------+-------------+
| รายได้รวม                   | 22,193    | 19,569       | 21,051      |
+----------------------------+-----------+--------------+-------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)        | (19,269)  | (17,161)     | (19,499)    |
+----------------------------+-----------+--------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน)               | (46)      | (87)         | (172)       |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน            |           |              |             |
+----------------------------+-----------+--------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ           | 2,878     | 2,321        | 1,380       |
+----------------------------+-----------+--------------+-------------+
|                            | ปี 2549    | ปี 2550       | ปี 2551      |
+----------------------------+-----------+--------------+-------------+
| สินทรัพย์รวม                  | 18,932    | 21,209       | 26,641      |
+----------------------------+-----------+--------------+-------------+
| หนี้สินรวม                    | 4,268     | 3,092        | 11,335      |
+----------------------------+-----------+--------------+-------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น                | 14        | 18,117       | 15,306      |
|                            | ,664^(/1) |              |             |
+----------------------------+-----------+--------------+-------------+

/1 Equities + Net Surplus on Investment Revaluation

 (5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

โครงการ Propane Dehydrogenation and Polypropylene (PDH/PP): บริษัท เอ็ชเอ็มซี
โปลีเมอส์ อยู่ระหว่างดำเนินการโครงการซึ่งประกอบด้วย 2 ส่วน คือ โรงงาน PDH ขนาด
310,000 ตัน/ปี และโรงงาน PP ขนาด 300,000 ตัน/ปี
โดยจะรับวัตถุดิบเป็นก๊าซโพรเพนประมาณ 388,000 ตัน/ปี จากโรงแยกก๊าซฯ ปตท.
เพื่อผลิตเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP) ประมาณ 300,000 ตัน/ปี
โดยจะมุ่งเน้นการผลิตเม็ดพลาสติก PP Specialty Grade ซึ่งมีราคาสูงกว่าเม็ดพลาสติก PP
Commodity Grade ทั่วไป คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จและเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ในไตรมาส 3 ปี
2552

4.2.3.1.5 บริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด (PTTAC)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2549 มีมติให้ ปตท. จัดตั้ง บริษัท พีทีที
อาซาฮี เคมิคอล จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท., Asahi Kasei Chemicals
Corporation (Asahi) และ Marubeni Corporation (Marubeni) ในสัดส่วน ปตท. :
Asahi : Marubeni เท่ากับ 47.5 : 47.5 : 5 และได้จดทะเบียนจัดตั้งบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 1
สิงหาคม 2549 ด้วยทุนจดทะเบียน 200 ล้านบาท และเมื่อ 22 เมษายน 2551 PTTAC
ได้จดทะเบียนเพิ่มทุนเป็น 12,400 ล้านบาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 20 พฤศจิกายน 2551
ได้เรียกชำระแล้วจำนวน 6,300 ล้านบาท โดย ณ ปัจจุบันสัดส่วนการถือหุ้นระหว่าง ปตท. :
Asahi : Marubeni อยู่ที่ร้อยละ 48.5, 48.5 และ 3 ตามลำดับ

วัตถุประสงค์ของ PTTAC เพื่อก่อสร้างโรงงานผลิตสาร Acrylonitrile (AN :
อะคริโลไนไตรล์) ขนาด 200,000 ตันต่อปี ซึ่งนำไปใช้ในการผลิตเสื้อผ้า พรม
และส่วนประกอบของอุปกรณ์ไฟฟ้าและดำเนินการในเบื้องต้นเพื่อเตรียมพร้อมสำหรับการร่วมทุนก่อสร้างโรงงาน
และผลิตสาร Methyl Methacrylate (MMA) ที่กำลังการผลิต 70,000 ตัน/ปี
ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิตเม็ดพลาสติก PMMA เป็นหลัก โดยจะใช้เทคโนโลยีใหม่ล่าสุดของ AKCC
และเป็นครั้งแรกของโลกที่สามารถใช้ก๊าซโพรเพนจากโรงแยกก๊าซฯ ของ
ปตท.เป็นวัตถุดิบแทนโพรพิลีน โดยคาดว่าจะเริ่มผลิตปี 2553 นอกจากนี้ ปตท. และ Asahi
อยู่ในระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ของการลงทุนการผลิตเม็ดพลาสติก Poly
MethylMethacrylate ( PMMA : โพลีเมททิลเมตาคริวเลต) ขนาด 25,000 ตันต่อปี
ซึ่งนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตเป็นสิ่งของพลาสติกที่โปร่งใสและทนทาน เช่น
กระจกไฟท้ายรถยนต์ เลนส์แว่นตา หลังคาแบบโปร่งใส จอโทรศัพท์มือถือ จอโทรทัศน์แบบจอแบน
จอคอมพิวเตอร์ เป็นต้น

ที่ตั้งของโครงการอยู่ในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมตะวันออก จ. ระยอง
เพื่อรองรับความต้องการของสาร AN, MMA และเม็ดพลาสติก PMMA เพื่อจำหน่ายภายในประเทศ
และส่งออกบางส่วน โดยใช้ก๊าซโพรเพนจากโรงแยกก๊าซฯ ปตท. หน่วยที่ 6 และ Acetone จาก
บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL) เป็นวัตถุดิบหลักในการผลิต

ผลการดำเนินงานของ PTTAC ตั้งแต่ 1 ส.ค. 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------- -------------------- ------------ ------------
  งบเดี่ยว                    1 ส.ค. - 31 ธ.ค.     ปี 2550       ปี 2551
                            2549                              

  รายได้รวม                  0.1                  0.1          57

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)       (0.8)                (7.5)        (60)

  กำไร (ขาดทุน)              -                    -            -
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                             

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ          (0.7)                (7.4)        (3)

                            1 ส.ค. - 31 ธ.ค.     ปี 2550       ปี 2551
                            2549                              

  สินทรัพย์รวม                 140                  198          6,860

  หนี้สินรวม                   1                    6            571

  ส่วนของผู้ถือหุ้น               139                  192          6,289
  ------------------------- -------------------- ------------ ------------

4.2.3.1.6 บริษัท พีทีที โพลีเมอร์โลจิสติกส์ จำกัด (PTTPL)

บริษัท พีทีที โพลิเมอร์ โลจิสติกส์ จำกัด ก่อตั้งเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2549 โดย ณ ปัจจุบัน ปตท.
ยังคงถือหุ้นทั้งหมดแต่ผู้เดียว เพื่อดำเนินธุรกิจด้านโลจิสติกส์แบบครบวงจรประกอบด้วย การบรรจุ
การจัดเก็บ การบริหารคลังสินค้า และการขนส่งให้แก่บริษัทผู้ผลิตเม็ดพลาสติกของกลุ่มบริษัท ปตท.
ให้บริการงานโลจิสติกส์สำหรับเม็ดพลาสติกประมาณ 1.65 ล้านตันต่อปี
และจะขยายงานเพิ่มขึ้นตามการขยายตัวของธุรกิจปิโตรเคมีของกลุ่ม ปตท.
โดยมีทุนจดทะเบียนและเรียกชำระแล้ว 1,200 ล้านบาท

วัตถุประสงค์หลักของการจัดตั้งบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ โลจิสติกส์ ขึ้นนั้น
เพื่อให้เป็นหน่วยงานที่ให้บริการด้าน
โลจิสติกส์ครบวงจรแก่บริษัทปิโตรเคมีกลุ่ม ปตท. ในราคาที่แข่งขันได้ในตลาด
และมุ่งเน้นการให้บริการที่มีประสิทธิภาพ และทันสมัย ซึ่งจะสอดคล้องกับกลยุทธ์ในด้าน Achieve
Cost Competitiveness และสร้างความแข็งแกร่งให้กับธุรกิจปิโตรเคมีของ กลุ่ม ปตท.

บริษัทได้มีการลงทุนในโครงการก่อสร้างศูนย์โลจิสติกส์ ซึ่งจะก่อสร้างบนพื้นที่ 87.67 ไร่ ณ
ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาดจัดเก็บสินค้า 1, 200,000 ตัน
โดยคาดว่าจะดำเนินการก่อสร้างศูนย์โลจิสติกส์แล้วเสร็จและเริ่มดำเนินการให้บริการเต็มรูปแบบได้ภายในไตรมาส
3 ปี 2552

(1) การบรรจุ การจัดเก็บ และการบริหารคลังสินค้า

ปัจจุบัน PTTPL ให้บริการบรรจุสินค้า เลือกจัดเก็บ/ ส่งออกสินค้า
รวมทั้งจัดเก็บข้อมูลของเม็ดพลาสติกให้แก่ คลังสินค้าโรงงาน PTTCH และ BPE

(2) การขนส่งสินค้า

PTTPL ให้บริการขนส่งเม็ดพลาสติกทั้งในประเทศและต่างประเทศ โดยให้บริการขนส่งแบบ Multi
Modal ทั้งทางรถไฟ ขนส่งหลายรูปแบบ (รถ-รถไฟ) รวมถึงการขนส่งทางเรือด้วย

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ PTTPL ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 5 คน
นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ PTTPL
ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการ

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ PTTPL ตั้งแต่ 11 กันยายน 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------- -------------------- ------------ ------------
  งบเดี่ยว                    11 ก.ย. – 31 ธ.ค.    ปี 2550       ปี 2551
                            2549                              

  รายได้รวม                  23                   202          280

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)       (24.5)               (192)        (262)

  กำไร (ขาดทุน)              -                    -            (5)
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                             

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ          (1.5)                10           13

                            11 ก.ย. – 31 ธ.ค.    ปี 2550       ปี 2551
                            2549                              

  สินทรัพย์รวม                 322                  656          1,742

  หนี้สินรวม                   24                   48           521

  ส่วนของผู้ถือหุ้น               298                  608          1,221
  ------------------------- -------------------- ------------ ------------

(5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

บริษัทฯ อยู่ในระหว่างการดำเนินโครงการก่อสร้างศูนย์โลจิสติกส์ของกลุ่ม ปตท. บนพื้นที่
140,249.32 ตารางเมตร (จำนวน 87.67 ไร่) ณ ตำบลมาบตาพุด
จังหวัดระยองโดยมีขนาดจัดเก็บสินค้า 1.2 ล้านตัน
คาดว่าจะเริ่มเปิดให้บริการในอย่างเป็นทางการในเดือน พฤศจิกายน 2552

4.2.3.1.7 บริษัท อัลลายแอนซ์ แพลนท์ เซอร์วิส จำกัด (APS)

บริษัท อัลลายแอนซ์ แพลนท์ เซอร์วิส จำกัด (APS) มีชื่อเดิมว่า บริษัท เอ็นพีทีซี เมนเทนแนนซ์
แอนด์ เอนจิเนียริง เซอร์วิสเซส จำกัด (NPTC) ก่อตั้งเมื่อเดือน กรกฎาคม 2547
โดยการร่วมทุนระหว่าง บริษัท Toyo-Thai Corporation Ltd. และ บริษัท ปิโตรเคมี
แห่งชาติ จำกัด (มหาชน) ซึ่งปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด
(มหาชน)ในอัตราส่วน 40 : 60 เพื่อประกอบธุรกิจด้านวิศวกรรม การออกแบบก่อสร้าง
และงานก่อสร้างโครงการต่างๆ รวมทั้งให้บริการงานซ่อมบำรุงต่างๆ
ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและโรงงานอุตสาหกรรมทุกประเภท โดยสำนักงานของบริษัทตั้งอยู่ที่ 14
ถนนไอ-หนึ่ง ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมือง ระยอง

เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2550 คณะกรรมการ ปตท.
มีมติเห็นชอบต่อนโยบายการจัดตั้งหน่วยงานกลางด้านซ่อมบำรุง และวิศวกรรม (Maintenance &
Engineering: M&E) สำหรับให้บริการบริษัทในกลุ่ม ปตท. โดยให้ซื้อหุ้นในบริษัทเอ็นพีทีซี
เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริ่ง เซอร์วิสเซส จำกัด (NPTC) จำนวน 168,490 หุ้น
หรือร้อยละ 40 ในราคาหุ้นละ 166.1820 บาท จากบริษัท Toyo Thai Corporation โดย
ปตท. ได้ชำระค่าหุ้นเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2551
ทำให้โครงสร้างการถือหุ้นของบริษัทในปัจจุบันเป็น สัดส่วนของ บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด
(มหาชน) ร้อยละ 60 และ ปตท. ร้อยละ 40

เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2551 ได้จดทะเบียนเปลี่ยนชื่อบริษัท จากบริษัท เอ็นพีทีซี เมนเทนแนนซ์
แอนด์ เอนจิเนียริง เซอร์วิสเซส จำกัด (NPTC) มาเป็น บริษัท อัลลายแอนซ์ แพลนท์ เซอร์วิส
จำกัด (APS)

(1) การให้บริการ

บริษัท APS ให้บริการด้านซ่อมบำรุง และวิศวกรรม (Maintenance & Engineering: M&E)
การออกแบบ ก่อสร้าง และงานก่อสร้างโครงการต่างๆ สำหรับ บริษัทในกลุ่ม ปตท.
และลูกค้าทั่วไป

(2) การบริหาร

  คณะกรรมการ APS ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 2 คน

(3) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ APS ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบรวม                        ปี 2549         ปี 2550         ปี 2551

  รายได้รวม                     488.2          481.2          957.6

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)          (447.1)        (528.4)        ( 883.4)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน -              -              1.1

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ             41.1           (47.2)         75.3

                               ปี 2549         ปี 2550         ปี 2551

  สินทรัพย์รวม                    209.8          120.3          740.1

  หนี้สินรวม                      129.7          92.9           637.4

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                  80.1           27.4           102.7
  ---------------------------- -------------- -------------- --------------

 

4.2.3.2 ธุรกิจการกลั่น

ปตท.ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันผ่านบริษัทในเครือรวมทั้งสิ้น 5 บริษัทได้แก่บริษัท ไทยออยล์
จำกัด (มหาชน) (TOP) บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (PTTAR)
บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด
(มหาชน) (BCP) บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด(มหาชน) (IRPC)

ปตท.ดำเนินธุรกิจขายน้ำมันดิบที่ ปตท.จัดหามาจากแหล่งน้ำมันในประเทศและต่างประเทศให้กับ 5
บริษัทข้างต้น โดยน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศทั้งหมดจะขายให้กับ TOP และ BCP

นอกจากการขายน้ำมันดิบให้กับโรงกลั่นแล้ว ปตท.ยังรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจาก
บริษัทเพื่อจำหน่ายต่อให้แก่ลูกค้าของกลุ่มธุรกิจน้ำมัน ซึ่งโดยทั่วไปแล้ว
ปริมาณผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ ปตท.รับซื้อจะอ้างอิงจากสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท.ในบริษัทนั้นๆ

ในช่วงระยะเวลาสามปีที่ผ่านมา โรงกลั่นน้ำมันของแต่ละบริษัทในเครือ ปตท.
มีกำลังการกลั่นและอัตราการใช้กำลังการกลั่นที่เกิดจากการนำน้ำมันดิบและวัตถุดิบเข้ากลั่น ดังนี้

  หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| โรงกลั่น    | กำลัง  | ปี     |       | ปี     |       | ปี     |       |
|           |       | 2549  |       | 2550  |       | 2551  |       |
|           | ก     |       |       |       |       |       |       |
|           | ารกลั่น |       |       |       |       |       |       |
+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|           |       | ปริมาณ | อัต    | ปริมาณ | อัต    | ปริมาณ | อัต    |
|           |       |       | ราการ | น     | ราการ | น     | ราการ |
|           |       | น้ำ    |       | ้ำมันดิบ |       | ้ำมันดิบ |       |
|           |       | มันดิบ/ | ใ     |       | ใ     |       | ใ     |
|           |       |       | ช้กำลัง | /     | ช้กำลัง | /     | ช้กำลัง |
|           |       | วัตถุดิบ |       | วัตถุดิบ |       | วัตถุดิบ |       |
|           |       |       | ก     |       | ก     |       | ก     |
|           |       | ท     | ารกลั่น | ท     | ารกลั่น | ท     | ารกลั่น |
|           |       | ี่ใช้กลั่น |       | ี่ใช้กลั่น |       | ี่ใช้กลั่น |       |
|           |       |       | (ร    |       | (ร    |       | (ร    |
|           |       |       | ้อยละ) |       | ้อยละ) |       | ้อยละ) |
+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| TOP ^(/1) | 275   | 234   | 105   | 216   | 96    | 275   | 98.9  |
+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| P         | 145   | 154   | 106.0 | 146   | 100.7 | 127   | 87.9  |
| TTAR^(/2) |       |       |       |       |       |       |       |
+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| SPRC^(/3) | 150   | 154   | 102.5 | 148   | 98.5  | 127   | 85.0  |
+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| BCP^(/4)  | 120   | 57    | 47.6  | 66    | 54.9  | 74    | 61.7  |
+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| IRPC      | 215   | 170   | 79.1  | 189   | 87.9  | 171   | 79.5  |
| ^(/5)     |       |       |       |       |       |       |       |
+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

  /1 ในปี 2549 TOP หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU-1ตามกำหนดเวลา ในเดือนตุลาคม
  เป็นเวลา 24 วันต่อเนื่อง

  โครงการ Hot Oil แล้วเสร็จ ทำให้กำลังการผลิตเพิ่มขึ้น 5 พันบาร์เรลต่อวัน เป็น 225
  พันบาร์เรลต่อวัน

  ในปี 2550 TOP หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU-3 ตามกำหนดเวลา ในวันที่ 6 ต.ค. – 5
  ธ.ค. 50 เป็นเวลา 60 วันต่อเนื่อง

  โครงการขยายกำลังการผลิตหน่วยกลั่น CDU- 3 แล้วเสร็จ ทำให้กำลังการผลิตเพิ่มขึ้น 50
  พันบาร์เรลต่อวัน เป็น 275 พันบาร์เรลต่อวัน

  ในปี 2551 TOP หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU-1 ตามกำหนดเวลา ในวันที่ 1 – 30 ก.ย.
  เป็นเวลา 30 วันต่อเนื่อง

  /2 กำลังการกลั่นของ PTTAR เฉพาะหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ 145 พันบาร์เรลต่อวัน
  ไม่รวมหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสท 70 พันบาร์เรลต่อวัน
  ในปี 2550 PTTAR หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในวันที่ 20 – 30 ก.ย.
  เป็นเวลา 10 วันต่อเนื่อง

  ในปี 2551 PTTAR หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในวันที่ 1 มิ.ย. – 2 ก.ค.
  เป็นเวลา 32 วันต่อเนื่อง

  PTTAR หยุดผลิตหน่วยเพิ่มมูลค่าน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซลโดยใช้ไฮโดรเจน
  (Hydrocracking Unit) ของโรงกลั่นน้ำมัน

  (AR1) เพื่อซ่อมแซมการรั่วซึมในระบบถ่ายเทความร้อน ในวันที่ 21 ส.ค. – 8 พ.ย.
  เป็นเวลา 49 วัน
  /3 ในปี 2550 SPRC หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น RFCCU, HVGO และ DHTU ตามกำหนดเวลา
  ในช่วงเดือน มี.ค. เป็นเวลา 14-20 วัน

  ในปี 2551 SPRC หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในวันที่ 1 พ.ย. – 19 ธ.ค.
  เป็นเวลา 49 วันต่อเนื่อง

  /4 ในปี 2550 BCP หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในวันที่ 25 มิ.ย. – 8 ก.ค.
  เป็นเวลา 10 วันต่อเนื่อง

BCP หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในวันที่ 27 ส.ค. – 9 ก.ย. เป็นเวลา 13
วันต่อเนื่อง

  ในปี 2551 บางจาก
  หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลาและเพิ่มประสิทธิภาพในการกลั่นเพื่อรองรับหน่วยแตกโมเลกุลใหม่และหน่วยประกอบย่อยอื่นที่กำลังดำเนินการก่อสร้างอยู่
  โดยหยุดซ่อมหน่วยกลั่นที่ 2 ในวันที่ 25 ม.ค. - 18 ก.พ. เป็นเวลา 25 วันต่อเนื่อง
  และหยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นที่ 3 ในวันที่ 4 ก.พ. - 7 มี.ค. เป็นเวลา 33 วันต่อเนื่อง

  /5 IRPC ไม่มีการหยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลาระหว่างปี 2549-2551

โดยทั้ง 5 โรงกลั่นมีการผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปออกมา ในปี 2549 – 2551 ดังนี้

หน่วย : ล้านบาร์เรล

  -------------------------------- ------------ ------------ --------------
  ผลิตภัณฑ์                           ปี 2549       ปี 2550       2551

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)            12           11           13

  น้ำมันเบนซิน                        35           38           39

  น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน/น้ำมันก๊าด      31           29           34

  น้ำมันดีเซล                         84           84           83

  น้ำมันเตา                          30           32           35

  ยางมะตอย                         2            1            1

  อื่นๆ                              15           17           22

  รวม                              209          213          227
  -------------------------------- ------------ ------------ --------------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

/1 LPG 1 ตัน เท่ากับ 11.64 บาร์เรล (หรือ 1 บาร์เรล เท่ากับ 0.0859 ตัน)

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ผลิตได้จากแต่ละโรงกลั่นได้มีการจัดจำหน่ายทั้งในประเทศและส่งออกไปจำหน่ายยังตลาดต่างประเทศ
ดังนี้

หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

[TABLE]

ที่มา : ปตท.

/1 PTTAR เป็นปริมาณการจำหน่ายเฉพาะจากโรงกลั่น

/2 บางจาก มีการจัดหา/แลกเปลี่ยนผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นอื่นในประเทศ
ในส่วนที่ผลิตได้ไม่เพียงพอมาจำหน่ายใน ตลาดของตนเอง

4.2.3.2.1 บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (TOP)

บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปแก่ลูกค้าในประเทศเป็นหลัก
ส่วนที่เหลือจะทำการส่งออก นอกจากนี้ TOP ยังประกอบธุรกิจอื่นๆ ซึ่งประกอบด้วยธุรกิจผลิตไฟฟ้า
ธุรกิจการผลิตสารพาราไซลีน ธุรกิจการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน
ธุรกิจขนส่งน้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีทางเรือและทางท่อ ธุรกิจพลังงานทดแทน
และธุรกิจสารโซลเว้นท์ เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อเพิ่มรายได้ ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2551 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.10
ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในสัดส่วนร้อยละ 50.90

TOP ตั้งอยู่ที่อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกันยายน 2507
มีกำลังการกลั่น 220,000 บาร์เรลต่อวัน ในเดือน มิถุนายน 2550
TOPมีกำลังการกลั่นเพิ่มขึ้นจากความสำเร็จของโครงการ Hot Oil
ซึ่งทำการเชื่อมโยงให้ระบบของ TLB
ส่งความร้อนมาเพิ่มอุณหภูมิของน้ำมันดิบให้สูงขึ้นก่อนเข้าสู่หน่วยกลั่นที่ 1 ทำให้กำลังการกลั่นของTOP
เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 5,000 บาร์เรลต่อวันเป็น 225,000 บาร์เรลต่อวัน และในเดือน ธันวาคม
2550 การดำเนินการก่อสร้างหน่วยกลั่นส่วนขยายเพื่อเพิ่มกำลังการผลิตของหน่วย CDU-3
แล้วเสร็จ ทำให้ปัจจุบันTOPมีกำลังการกลั่นเพิ่มจาก 225,000 บาร์เรลต่อวัน เป็น 275,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 25 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ
ทั้งนี้TOPจัดว่าเป็นโรงกลั่นหลักซึ่ง
ปตท.จะใช้เป็นฐานการผลิตเชิงพาณิชย์เพื่อสนับสนุนการตลาดของธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

(1) การผลิต

TOPจัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพทางด้านการผลิตสูง
มีความคล่องตัวในการปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตและการเลือกใช้น้ำมันดิบ
สามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่หลากหลายคือมีหน่วย Hydrocracking (HCU), Thermal Cracking
(TCU) และ Fluid Catalytic Cracking (FCC) ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซล
น้ำมันอากาศยานและน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น
การผลิตของTOPจะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายนอกและภายในประเทศ
โดยแหล่งภายนอกประเทศจะเป็นการนำเข้าทั้งจากแหล่งตะวันออกกลางและตะวันออกไกล
สำหรับแหล่งภายในประเทศจัดหาจากแหล่งสิริกิติ์ จังหวัดกำแพงเพชร โดยการขนส่งทางรถไฟ
และจากแหล่งปัตตานี ทั้งนี้การเลือกใช้น้ำมันดิบจะขึ้นอยู่กับราคาและผลตอบแทนที่จะได้รับ
โดยมีความประสงค์ที่จะเพิ่มการซื้อน้ำมันดิบและวัตถุอื่นๆ จากแหล่งภายในประเทศให้มากที่สุด

TOP จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้กับ ปตท. ตามสัญญา Product Offtake and
Crude Oil Supply Agreement (POCSA) โดย ปตท. และ TOP
ตกลงที่จะซื้อขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป ณ
ราคาตลาดตามขั้นตอนการกำหนดปริมาณของผลิตภัณฑ์ ข้อกำหนดและเงื่อนไขตามที่ระบุไว้ในสัญญา
POCSA ทั้งนี้ตามขั้นตอนการกำหนดปริมาณของผลิตภัณฑ์ ปตท.
ต้องเสนอชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์ที่ ปตท. ต้องการ ซึ่งต้องเป็นปริมาณอย่างน้อยร้อยละ 49.99
ของกำลังการกลั่นของ TOP และTOP จะแจ้งให้ทราบถึงชนิดและปริมาณผลิตภัณฑ์ที่บริษัทฯ
สามารถส่งมอบให้ ปตท. ได้ภายในเวลาที่ตกลงกัน นอกจากนี้ ปตท.
มีสิทธิพิเศษตามสัญญาที่จะซื้อผลิตภัณฑ์ ณ ราคาตลาดในขณะนั้นก่อนลูกค้ารายอื่นในปริมาณสูงสุดร้อยละ
100 ของกำลังการผลิตของบริษัทฯ ภายใต้เงื่อนไขที่ระบุไว้ในสัญญา POCSA

ปตท. จะรับซื้อผลิตภัณฑ์ของ TOP เพื่อการจำหน่ายในตลาดภายในประเทศให้ได้มากที่สุด
และบริษัทฯ ต้องตั้งเป้าหมายที่จะดำเนินการตามความต้องการของ ปตท. ในการผลิตผลิตภัณฑ์ของ
TOP ให้ใกล้เคียงที่สุดเท่าที่จะเป็นไปได้ในเชิงพาณิชย์และในทางเทคนิค
เงื่อนไขและข้อกำหนดของการซื้อผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปของ TOP

สัญญา POCSA
สามารถถูกยกเลิกโดยที่คู่สัญญาฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งได้แจ้งความจำนงดังกล่าวให้แก่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งเป็นลายลักษณ์อักษรเป็นการล่วงหน้าไม่น้อยว่า
12 เดือน แต่ทั้งนี้ คู่สัญญาไม่สามารถแจ้งความจำนงก่อนครบรอบปีที่ 13 นับจากวันที่สัญญา POCSA
มีผลบังคับใช้

ในปี 2551
ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 4
น้ำมันเบนซินร้อยละ 18 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 23 น้ำมันดีเซลร้อยละ 32
น้ำมันเตาร้อยละ 8 และ อื่นๆอีกร้อยละ 14 ทั้งนี้สัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้จะไม่คงที่
ขึ้นอยู่กับองค์ประกอบของน้ำมันดิบแต่ละชนิดที่นำเข้ากลั่น (ข้อมูลจากจาก บริษัท ไทยออยล์ จำกัด
(มหาชน))

ในการดำเนินธุรกิจเพื่อการเติบโตอย่างยั่งยืน ใส่ใจต่อสิ่งแวดล้อม ชุมชน และสังคม TOP
ได้มีการดำเนินโครงการซึ่งช่วยลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมด้านมลพิษ
โดยการผลิตน้ำมันดีเซลมาตรฐาน EURO IV ซึ่งลดกำมะถันในน้ำมันลงได้ถึง 7 เท่า
รวมทั้งการติดตั้ง Low NOx Burner เพื่อลดการปล่อยก๊าซไนโตรเจนไดออกไซด์ การติดตั้งระบบ
Continuous Emission Monitoring System (CEMs)
เพื่อควบคุมคุณภาพอากาศให้เป็นไปตามที่กฎหมายกำหนด
รวมไปถึงการนำความร้อนจากไอเสียที่ปล่อยทิ้งจากเครื่องผลิตไฟฟ้ากังหันก๊าซกลับมาใช้ใหม่

ในปีที่ผ่านมา TOP และบริษัทในเครือ เช่น บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระฯ บริษัท ไทยลู้บเบสฯ ต่าง
ได้รับรางวัล EIA Monitoring Awards 2008
สำหรับการดำเนินมาตรการส่งเสริมคุณภาพสิ่งแวดล้อมที่ดี นอกจากนั้น
ยังได้รับการรับรองจากภาครัฐว่าเป็นกลุ่มบริษัทฯ ที่มี ธรรมาภิบาลสิ่งแวดล้อม
อันแสดงถึงการปฏิบัติตามกฎหมายอย่างต่อเนื่องในการดูแลรักษาสิ่งแวดล้อมที่ดี
และอยู่ร่วมกับชุมชนอย่างยั่งยืน การบริหารจัดการพลังงานอย่างเป็นระบบและมีประสิทธิภาพ
ได้ทำให้บริษัทฯ ได้รับรางวัล Thailand Energy Awards 2008 ในสาขาโรงงานควบคุมดีเด่น
และรางวัลชนะเลิศจากการประกวด ASEAN Energy Awards 2008
สาขาการบริหารจัดการพลังงานในโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นสิ่งยืนยันว่า บริษัทฯ
เป็นผู้นำด้านพลังงาน และอนุรักษ์พลังงานทั้งในระดับประเทศและภูมิภาค

(2) การจำหน่าย

ในปี 2551 TOPมีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 81 และส่งออกประมาณร้อยละ
19 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 คณะกรรมการของ TOP ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน
เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ TOP ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ที่มา : บริษัท TOP จำกัด (มหาชน)

  /1 ปี 2549 รวมรายการภาษีเงินได้ จำนวน 3,203 ล้านบาท และปี 2550
  รวมรายการภาษีเงินได้จำนวน 5,290 ล้านบาท ส่วนปี 2551 รวมเครดิตภาษีเงินได้จำนวน
  786 ล้านบาท

  /2 ปี 2550 ปรับปรุงผลกระทบจากการเปลี่ยนนโยบายบัญชีการบันทึกสินทรัพย์ถาวร และ
  การบันทึกบัญชีเครื่องมือทางการเงินที่เป็นตราสารอนุพันธ์

 (5) การจัดโครงสร้างทางการเงินและการจัดหาเงินกู้ 

 TOP ได้มีการบริหารเงินของเครือTOPในเชิงบูรณาการ เพื่อลดความเสี่ยงทางการเงินอันจะส่งผลให้สามารถประหยัดค่าใช้จ่ายทางการเงินได้ ทั้งนี้ยังให้ความสำคัญในการบริหารความเสี่ยงโดยการกระจายแหล่งเงินกู้ สกุลเงินกู้และประเภทอัตราดอกเบี้ยให้เหมาะสมกับโครงสร้างธุรกิจโดยมุ่งเน้นการกระจายความเสี่ยงและต้นทุนการเงินที่แข่งขันได้เป็นหลัก 

ในด้านการบริหารการเงินของTOP และบริษัทในเครือ
นั้นได้ให้ความสำคัญกับการบริหารกระแสเงินสดที่มีประสิทธิภาพ
รวมทั้งจัดโครงสร้างเงินทุนให้มีความเหมาะสม ซึ่งจะมีทั้งการปรับเงื่อนไขการกู้เงิน
การกระจายแหล่งเงินทุน เช่น การออกหุ้นกู้เพื่อขายนักลงทุนสถาบัน และนักลงทุนรายย่อย
การเตรียมวงเงินสำรองจากสถาบันการเงิน และการออกตั๋วสัญญาใช้เงินระยะสั้น
ทั้งนี้เพื่อให้เพียงพอกับความต้องการใช้เงินทุนหมุนเวียนในปี 2552 นี้ TOP
ยังคงให้ความสำคัญกับระเบียบวินัยทางการเงิน (Financial Discipline)
เนื่องจากเป็นสิ่งจำเป็นอย่างยิ่งยวดในการบริหารกิจการท่ามกลางความไม่แน่นอนทางธุรกิจเช่นในปัจจุบัน
โดยบริษัทฯ
มุ่งเน้นการรักษาความสัมพันธ์ที่ดีกับนักลงทุนสถาบันในตลาดทุนอย่างต่อเนื่องเพื่อให้นักลงทุนมีความมั่นใจและเชื่อถือในการดำเนินงาน

ในงวด 6 เดือน ปี 2551 TOPได้เบิกเงินกู้จำนวนเงิน 200 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
ตามสัญญาวงเงินกู้แบบหมุนเวียน 200 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (Revolving Credit Facility
Agreement) และเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2551 TOPได้ออกหุ้นกู้อายุ 4 ปี
เสนอขายต่อนักลงทุนสถาบัน เป็นจำนวนเงินรวม 3,000 ล้านบาท ซึ่งจะครบกำหนดไถ่ถอนในวันที่
5 มิถุนายน 2555เพื่อนำมาใช้ในการดำเนินกิจการของบริษัท

เมื่อวันที่ 23 กันยายน 2551 TOPได้ลงนามในสัญญากู้ยืมเงินระยะยาววงเงิน 4,927 ล้านบาท
(Refinance) ส่งผลให้ประหยัดดอกเบี้ยจ่าย รวมถึงขยายระยะเวลาจ่ายคืนหนี้บางส่วนไปจนถึงปี
2559

(6) โครงการขยายงานกลั่นและโครงการอื่นๆ

-   ในไตรมาส 2/2551 บจ. ไทยพาราไซลีน (TOPถือหุ้นร้อยละ 100)
    สามารถดำเนินการก่อสร้างโครงการขยายกำลังการผลิตสารอโรมาติกส์ของบจ.
    ไทยพาราไซลีนได้แล้วเสร็จส่งผลให้มีกำลังการผลิตสารอโรเมติกส์เพิ่มขึ้นจาก 420,000
    ตันต่อปีเป็น 900,000 ตันต่อปี

-   บจ. ไทยออยล์มารีน (TOPถือหุ้นร้อยละ 100) สามารถขยายกองเรือระยะที่ 1
    โดยจัดหาเรือขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมขนาด 32,500 DWT จำนวน 1 ลำ
    และเรือขนส่งผลิตภัณฑ์เคมีขนาด 7,000 DWT อีก 3 ลำ
    ทำให้สามารถรองรับความต้องการใช้เรือของเครือTOPและบริษัทในกลุ่ม ปตท.
    ได้อย่างมีประสิทธิภาพ

-   โครงการผลิตเอทานอลขนาด 2 แสนลิตรต่อวัน จากน้ำอ้อย โดย บจ. แม่สอดพลังงานสะอาด
    ซึ่งTOPได้ทำสัญญาร่วมทุนกับบริษัท ผาแดงอินดัสตรี จำกัด (มหาชน) และบริษัท เพโทรกรีน
    จำกัด โดยTOPถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 30
    ซึ่งมีการดำเนินการก่อสร้างโรงงานและคาดว่าจะเริ่มดำเนินการผลิตและขายเชิงพาณิชย์ได้ตั้งแต่ไตรมาสที่
    2 ปี 2552 เป็นต้นไป

4.2.3.2.2 บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (PTTAR)

บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน)
เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
เกิดจากการควบรวมบริษัทตามพระราชบัญญัติบริษัทมหาชนจำกัด พ.ศ. 2535 ระหว่าง บริษัท
โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (RRC) และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด
(มหาชน) (ATC) เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2550 และได้รับมาซึ่งทรัพย์สิน หนี้ สิทธิ หน้าที่
และความรับผิดชอบทั้งหมดของทั้งสองบริษัทดังกล่าวโดยผลของกฎหมาย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 48.66
ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในสัดส่วนร้อยละ 51.34

PTTAR ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง การดำเนินธุรกิจของ PTTAR
ประกอบด้วย การกลั่นน้ำมันและจัดหาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป
การผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ รวมถึงผลิตภัณฑ์ต่อเนื่องจากสาร อะโรเมติกส์
และธุรกิจร่วมทุนต่าง ๆ รายละเอียดดังนี้

1. ธุรกิจการกลั่นน้ำมันและจัดหาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปได้แก่ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว
แนฟทาชนิดเบา รีฟอร์เมท น้ำมันอากาศยาน น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา ณ วันจดทะเบียนควบบริษัท
PTTAR มีกำลังการกลั่นรวม 215,000 บาร์เรลต่อวัน ประกอบด้วยหน่วยกลั่นน้ำมันดิบกำลังการกลั่น
145,000 บาร์เรลต่อวัน และหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสทหน่วยที่ 1 กำลังการกลั่น 70,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 18.4 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

2. ธุรกิจผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ ได้แก่ เบนซีน พาราไซลีน ออร์โธไซลีน โทลูอีน
และมิกซ์ไซลีนส์ ณ วันจดทะเบียนควบบริษัท PTTAR มีกำลังการผลิตอะโรเมติกส์รวม 1,189,000
ตันต่อปี

3. ธุรกิจร่วมทุนได้แก่

บริษัทอัลลายแอนซ์รีไฟน์นิ่ง จำกัด (ARC) : เมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2542 PTTAR ในขณะนั้นคือ
RRC ได้ทำสัญญาการดำเนินงานร่วม (Operating Alliance : OA) กับ SPRC
เพื่อร่วมกันบริหารและจัดการการดำเนินงานของโรงกลั่นของทั้ง 2 บริษัท โดยได้จัดตั้งบริษัท
อัลลายแอนซ์ รีไฟน์นิ่ง จำกัด (ARC) ซึ่งถือหุ้นโดย RRC และ SPRC ในสัดส่วนที่เท่ากัน เพื่อให้
ARC เป็นผู้บริหารการดำเนินการร่วมของโรงกลั่นทั้ง 2 แห่ง อย่างไรก็ตาม อย่างไรก็ตามในวันที่
8 กุมภาพันธ์ 2549 PTTAR และ SPRC ได้ตกลงยกเลิก OA
เพื่อเพิ่มความคล่องตัวในการขยายงานในอนาคตของแต่ละบริษัท โดยให้มีผลบังคับในวันที่ 1
กุมภาพันธ์ 2552

บริษัทพีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL) เพื่อผลิตและจำหน่ายสารฟีนอล และสารอะซีโตน โดย PTTAR
ถือหุ้นร้อยละ 30

บริษัทพีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT) เพื่อผลิตและจำหน่ายสาธารณูปโภค ได้แก่ ไฟฟ้า ไอน้ำ
และน้ำทุกประเภทที่ใช้ในอุตสาหกรรม พาณิชยกรรม และสาธารณูปการอื่น ๆ ให้กับโครงการต่าง ๆ
ของบริษัทในเครือ ปตท. PTTAR ถือหุ้นร้อยละ 20

บริษัทพีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด (PTT ICT)
เพื่อให้บริการด้านเทคโนโลยีสารสนเทศกับบริษัทในกลุ่ม ปตท. ทั้งหมด โดย PTTAR ถือหุ้นร้อยละ
20

 (1) การผลิต

โรงกลั่นของ PTTAR ซึ่งรับมาจาก RRC จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Hydrocracking (HCU) และ Thermal Cracking (TCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซลได้เพิ่มขึ้น นอกจากนี้ยังมีหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสทหน่วยที่
1 ที่รับมาจาก ATC ซึ่งทำการผลิตรีฟอร์เมทเพื่อส่งให้กับหน่วยผลิตอะโรเมติกส์
และหน่วยผลิตอะโรเมติกส์ 1 ที่รับมาจาก ATC มีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์หลักคือ พาราไซลีน
540,000 ตันต่อปี เบนซีน 307,000 ตันต่อปี ออร์โธไซลีน 66,000 ตันต่อปี มิกซ์ไซลีน 76,000
ตันต่อปี และไซโคลเฮกเซน 200,000 ตันต่อปี และยังมีผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่น ๆ ได้แก่
แนฟทาชนิดเบา แรฟฟิเนท ก๊าซปิโตรเลียมเหลว คอนเดนเสท เรซิดิว และสารอะโรเมติกส์หนัก

การผลิตของ PTTAR จะใช้น้ำมันดิบจากภายนอกประเทศ และคอนเดนเสท โดย ปตท.
จะเป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้ PTTAR ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นชั่วคราว (Interim
Crude Supply Agreement) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่
9 กุมภาพันธ์ 2549 จนถึงวันที่ Operating Alliance มีผลสิ้นสุด
และสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่น (Feefstock Supply Agreement)
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ Operating Alliance มีผลสิ้นสุดเป็นต้นไป โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นทั้งหมดให้แก่ PTTAR ตามชนิดและปริมาณที่ PTTAR
กำหนดด้วยราคาตลาด สำหรับคอนเดนเสท ปตท.ทำสัญญาซื้อขายคอนเดนเสทระยะยาวกับ PTTAR
โดย ปตท.เป็นผู้จัดหาคอนเดนเสท อิงกับตะกร้าราคาน้ำมันดิบ (Basket of Crude Oil
Prices)

ในปี 2551 ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิต
(คำนวณด้วยวิธีแบ่งปริมาณระหว่างโรงกลั่นของบริษัท กับ SPRC ในสัดส่วน 50 ต่อ 50)
ประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 5 แนฟธาร้อยละ 6 โพรไพลีนร้อยละ 1 รีฟอร์เมทร้อยละ
6 น้ำมันเบนซินร้อยละ 14 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 9 น้ำมันดีเซลร้อยละ 41
น้ำมันเตาร้อยละ 16 และอื่นๆ ร้อยละ 1 ทั้งนี้สัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้จะไม่คงที่
ขึ้นอยู่กับองค์ประกอบของน้ำมันดิบแต่ละชนิดที่นำเข้ากลั่น (ข้อมูลจาก PTTAR)

(2) การจัดจำหน่าย

PTTAR ดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Product Offtake
Agreement) โดย ปตท. จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจาก PTTAR ไม่น้อยกว่าร้อยละ 70
ของผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ ตามกำลังการผลิตในปัจจุบัน ด้วยราคาตลาดในประเทศ และเมื่อ PTTAR
ขยายการลงทุน ปตท.จะรับซื้อผลิตภัณฑ์ของ PTTAR ร้อยละ 100 ของปริมาณผลิตภัณฑ์ที่ PTTAR
ผลิตได้จาก Reforming Complex และ Upgrading Complex โดย ปตท.
จะรับซื้อผลิตภัณฑ์อย่างน้อยร้อยละ 50 ของจำนวนผลิตภัณฑ์ทั้งหมดในราคาตลาดในประเทศ
นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว PTTAR ยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์
ได้แก่ โพรพิลีน แนฟธาชนิดเบา และรีฟอร์เมท
เพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

ในปี 2551 PTTAR มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศประมาณร้อยละ 81
และส่งออกประมาณร้อยละ 19 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

สำหรับผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ ผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดจำหน่ายผ่าน ปตท. ภายใต้สัญญาระยะยาว โดย
ปตท. ทำสัญญาระยะยาวเป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์หลักทั้งหมดของ PTTAR และให้ PTTAR
เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้กับลูกค้า การทำสัญญาซื้อผลิตภัณฑ์จาก PTTAR เป็นสัญญา
“Take-or-Pay” ที่ ปตท. รับประกันการซื้อผลิตภัณฑ์ขั้นต่ำตามสัญญา โดย ปตท.
จะได้รับค่าดำเนินการในการทำตลาดให้กับ PTTAR และสัญญา “Take and Pay” ซึ่งระบุปริมาณที่
ปตท.จะรับผลิตภัณฑ์โดยมิได้รับประกันการจัดจำหน่าย
เพื่อรองรับการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในปริมาณส่วนที่เหลือจากสัญญา “Take or Pay”
สำหรับผลิตภัณฑ์อื่นๆ ได้แก่ คอนเดนเสทเรซิดิว แนฟทาชนิดเบา และก๊าซปิโตรเลียมเหลว(LPG)
PTTAR จะเป็นผู้จัดส่งโดยตรงให้กับลูกค้าของ ปตท. โดยเป็นสัญญาระยะยาว 15 ปี
สำหรับผลิตภัณฑ์คอนเดนเสทเรซิดิว, ผลิตภัณฑ์แนฟทาชนิดเบา และ
สำหรับผลิตภัณฑ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นสัญญาระยะยาว 10 ปี

(3) การบริหาร

ณ เดือนธันวาคม 2551 คณะกรรมการของ PTTAR ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน
เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน

 (4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PTTAR ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบรวม                       ปี 2549         ปี 2550         ปี 2551

  รายได้รวม                    248,951        253,968        252,457

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)    (238,636)      (237,318)      (256,252)

  กำไร (ขาดทุน)                2,934          1,369          60
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                           

  รายการพิเศษ                  -              -              -

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ            13,249         18,018         (8,465)

                                                            

                              ปี 2549         ปี 2550         ปี 2551

  สินทรัพย์รวม                   114,097        131,218        137,540

  หนี้สินรวม                     58,443         62,709         84,905

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 55,654         68,509         52,635
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

ที่มา : บริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน)

งบการเงินเสมือนรวมบริษัท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2549

  /1 รวมรายการภาษีเงินได้ปี 2549 จำนวน 1,271 ล้านบาท และ ปี 2550 จำนวน 5,386
  ล้านบาท ส่วนปี 2551 รวมรายการเครดิตภาษีเงินได้จำนวน 5,116 ล้านบาท

  (5) การจัดหาเงินกู้

เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2551 ได้ลงนามในสัญญากู้ยืมเงินระยะยาวแบบ Revolving Basis
อายุเงินกู้ 9 ปี จำนวน 6,000 ล้านบาท กัยธนาคารไทยพาณิชย์ จำกัด (มหาชน)
เพื่อนำมาลงทุนในโครงการขยายงานและโครงการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตร่วมของธุรกิจโรงกลั่นและอะโรเมติกส์
และ/หรือ เพื่อใช้เป็นเงินทุนหมุนเวียนสำหรับการดำเนินธุรกิจต่างๆ นอกจากนั้นยังจะนำไป
Refinance คืนเงินกู้เดิมบางส่วน

เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2551 ได้ลงนามในสัญญากู้ยืมเงินระยะยาว อายุเงินกู้ 10 ปี จำนวน
2,500 ล้านบาท กับธนาคาร นครหลวงไทย จำกัด (มหาชน)
เพื่อนำมาลงทุนในโครงการขยายงานและโครงการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตร่วมของธุรกิจโรงกลั่นและอะโรเมติกส์
และ/หรือ เพื่อใช้เป็นเงินทุนหมุนเวียนสำหรับการดำเนินธุรกิจต่างๆ

เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2551 ได้ลงนามในสัญญากู้ยืมเงินระยะยาวแบบ Revolving Basis
อายุเงินกู้ 10 ปี จำนวน 2,000 ล้านบาท กับธนาคารกรุงศรีอยุธยา จำกัด (มหาชน)
เพื่อนำมาลงทุนในโครงการขยายงานและโครงการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตร่วมของธุรกิจโรงกลั่นและอะโรเมติกส์
และ/หรือ เพื่อใช้เป็นเงินทุนหมุนเวียนสำหรับการดำเนินธุรกิจต่างๆ

เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 คณะกรรมการมีมติเห็นชอบให้ PTTAR
ขยายวงเงินการออกตั๋วแลกเงิน (Bill of Exchange: B/E) แบบหมุนเวียนระยะเวลาไม่เกิน
270 วัน เพิ่มขึ้นจากวงเงินเดิมไม่เกิน 10,000 ล้านบาท เป็นไม่เกิน 20,000 ล้านบาท
เพื่อใช้เป็นเงินทุนหมุนเวียนสำหรับการดำเนินธุรกิจต่างๆ
โดยจะทยอยขายและเสนอขายให้กับนักลงทุนตามความจำเป็นและเหมาะสม

(6) โครงการขยายกำลังการกลั่นและโครงการอื่นๆ

-   โครงการก่อสร้างโรงงานอะโรเมติกส์แห่งใหม่ (CPX II) ซึ่งประกอบด้วย 1. Reformer
    Complex 2. Aromatics Complex และ 3. Upgrading Complex
    ซึ่งดำเนินการก่อสร้างตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2548
    โดยมีระยะเวลาดำเนินโครงการทั้งสิ้นประมาณ 3 ปี และก่อสร้างแล้วเสร็จในไตรมาส 1 ปี
    2552 รายละเอียดดังนี้

    -   โครงการก่อสร้าง Reformer Complex เป็นโครงการขยายการลงทุนโดยการสร้าง
        Reformer Complex โดยใช้คอนเดนเสทเป็นวัตถุดิบเพื่อผลิตรีฟอร์เมทโดยส่งต่อไปยัง
        Aromatics Complex เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
        ส่วนผลิตภัณฑ์น้ำมันกึ่งสำเร็จรูป (คอนเดนเสท เรซิดิว) จะถูกส่งต่อไปยัง Upgrading
        Complex เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตน้ำมันสำเร็จรูป ได้แก่ น้ำมันอากาศยาน Jet
        A-1 น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา เงินลงทุนมีมูลค่ารวมทั้งสิ้นประมาณ 387
        ล้านเหรียญสหรัฐ ก่อสร้างแล้วเสร็จและเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 1 ปี
        2552 โดยเมื่อดำเนินโครงการแล้วเสร็จ
        จะทำให้กำลังการผลิตโดยรวมของโรงกลั่นเพิ่มขึ้น 65,000 บาร์เรลต่อวัน เป็น
        280,000 บาร์เรลต่อวัน

    -   โครงการก่อสร้าง Aromatics Complex
        เพื่อรองรับความต้องการอะโรเมติกส์ที่มีแนวโน้มที่จะขาดแคลนมากขึ้นในอนาคต
        โดยเมื่อดำเนินโครงการแล้วเสร็จ จะทำให้กำลังการผลิตผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์เพิ่มขึ้น
        1,070,000 ตันต่อปี เป็น 2,259,000 ตันต่อปี เงินลงทุนมีมูลค่ารวมทั้งสิ้นประมาณ
        551 ล้านเหรียญสหรัฐ เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 1 ปี 2552

    -   โครงการก่อสร้าง Upgrading Complex เป็นโครงการต่อเนื่องจากโครงการ
        Reformer Complex เพื่อทำการกลั่นคอนเดนเสท เรซิดิว ที่ได้จากโครงการ
        Reformer Complex ให้เป็นน้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าสูงขึ้น ได้แก่ น้ำมันอากาศยาน
        Jet A-1 น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา เงินลงทุนมีมูลค่ารวมทั้งสิ้นประมาณ 175
        ล้านเหรียญสหรัฐฯ (+/- ร้อยละ 5) คาดว่าจะเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในต้นปี
        2552

-   โครงการก่อสร้างถังคอนเดนเสท สำหรับ Reformer Complex จำนวน 3 ถัง
    ปริมาณความจุ 64,800 ตันต่อถัง รวมความจุทั้งสิ้น 194,400 ตัน เงินลงทุนมีมูลค่าประมาณ
    30 ล้านเหรียญสหรัฐ ทั้งนี้ โครงการแล้วเสร็จสมบูรณ์ตั้งแต่ต้นเดือนมีนาคม 2551

-   โครงการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตของโรงงานอะโรเมติกส์หน่วยที่ 1
    โดยเปลี่ยนอุปกรณ์แลกเปลี่ยนความร้อน (Packinox) ของหน่วย Reformer
    โดยเมื่อดำเนินโครงการแล้วเสร็จ
    จะสามารถเพิ่มเสถียรภาพการผลิตผลิตภัณฑ์ของบริษัทได้ดียิ่งขึ้น เงินลงทุนมีมูลค่าประมาณ 8.5
    ล้านเหรียญสหรัฐ คาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณไตรมาสที่ 1 ปี 2553

-   โครงการ Mercury Removal Unit
    ซึ่งเป็นกระบวนการกำจัดปรอทจากผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป
    ส่งผลทำให้การเลือกใช้น้ำมันดิบของโรงกลั่นมีความคล่องตัวมากขึ้น เงินลงทุนประมาณ 11
    ล้านเหรียญสหรัฐ จะเริ่มลงทุนเดือน มิถุนายน 2551 โดยโครงการจะแล้วเสร็จในไตรมาส 3
    ปี 2552

4.2.3.2.3 บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC)

บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด
ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายในประเทศและส่งออก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 36 ส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 64 ถือโดยบริษัท เชฟรอน เอเชีย แปซิฟิค
โฮลดิ้งส์ จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของบริษัทเชฟรอน คอร์ปอเรชั่น (เชฟรอน)

SPRC ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2539 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 150,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 12.8 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

เมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2542 SPRC ได้ทำสัญญาการดำเนินงานร่วม (Operating Alliance :
OA) กับ PTTAR (ในขณะนั้นคือ RRC)
เพื่อร่วมกันบริหารและจัดการการดำเนินงานของโรงกลั่นของทั้ง 2 บริษัท โดยได้จัดตั้งบริษัท
อัลลายแอนซ์ รีไฟน์นิ่ง จำกัด (ARC) ซึ่งถือหุ้นโดย SPRC และ PTTAR ในสัดส่วนที่เท่ากัน เพื่อให้
ARC เป็นผู้บริหารการดำเนินการร่วมของโรงกลั่นทั้ง 2 แห่ง อย่างไรก็ตามในวันที่ 8 กุมภาพันธ์
2549 PTTAR และ SPRC ได้ตกลงยกเลิก OA
เพื่อเพิ่มความคล่องตัวในการขยายงานในอนาคตของแต่ละบริษัท โดยให้มีผลบังคับในวันที่ 1
กุมภาพันธ์ 2552

(1) การผลิต

SPRC จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Residue Fluid Catalytic Cracking (RFCCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น การผลิตของ SPRC
จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากภายนอกประเทศ โดย ปตท.และบริษัท เชฟรอน สหรัฐอเมริกา
(Chevron USA) ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชฟรอน เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ
(Feedstock Supply Agreement) โดยแบ่งปริมาณการจัดหาตามสัดส่วนการถือหุ้น

ในปี 2551
ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 5.5
โพรไพลีนร้อยละ 2.7 แนฟธาร้อยละ 1.8 น้ำมันเบนซินร้อยละ 27.8 น้ำมันดีเซลร้อยละ 40.6
และน้ำมันเตาร้อยละ 7.5 ทั้งนี้สัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้จะไม่คงที่
ขึ้นอยู่กับองค์ประกอบของน้ำมันดิบแต่ละชนิดที่นำเข้ากลั่น

 (2) การจัดจำหน่าย

SPRC ดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Purchase and Sale
Agreement) โดยผู้ถือหุ้นมีภาระผูกพันที่จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจาก SPRC
เฉลี่ยไม่น้อยกว่า 88,200 บาร์เรลต่อวัน ตามสัดส่วนการถือหุ้น ตามราคาตลาดในประเทศ
นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว SPRC
ยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้แก่ โพรไพลีน
แนฟธาชนิดเบา และรีฟอร์เมท

ในปี 2551 SPRC มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 83
และส่งออกประมาณร้อยละ 17 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ SPRC ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 8 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. 3 คน
และจากบริษัทในเครือของเชฟรอน 5 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ SPRC ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------------- -------------- --------------- ---------------
  งบเดี่ยว                     ปี 2549         ปี 2550          ปี 2551

  รายได้รวม                   7,892          178,037         181,124

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)   (173,450)      (166,829)       (186,980)

  กำไร (ขาดทุน)               1,753          1,028           410
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                           

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ           6,195          12,236          (5,446)

                             ปี 2549         ปี 2550          ปี 2551

  สินทรัพย์รวม                  52,636         71,739          50,530

  หนี้สินรวม                    11,640         18,506          7,256

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                40,996         53,233          43,274
  -------------------------- -------------- --------------- ---------------

  ที่มา : บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

  /1 ปี 2549 รวมรายการภาษีเงินได้จำนวน 2,452 ล้านบาท และปี 2550
  รวมรายการภาษีเงินจำนวน 5,247 ล้านบาท

  ส่วนปี 2551 เครดิตภาษีเงินได้จำนวน 2,329 ล้านบาท

(5) การแปลงสภาพเป็นบริษัท มหาชน

เมื่อเดือนพฤศจิกายน 2551 คณะกรรมการบริษัท SPRC ได้มีมติอนุมัติในหลักการและ
เสนอต่อที่ประชุมผู้ถือหุ้น เพื่อพิจารณาให้ บริษัท SPRC
แปลงสภาพเป็นบริษัทมหาชนและเข้าทำการจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์เมื่อถึงเวลาที่เหมาะสม

4.2.3.2.4 บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (BCP)

บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)
เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ดำเนินธุรกิจหลักในการกลั่นน้ำมันและจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูป รวมทั้งสินค้าอุปโภคบริโภค ณ วันที่
31 ธันวาคม 2551 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 29.75
และกระทรวงการคลังถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 11.17 ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนทั่วไปสัดส่วนร้อยละ
59.08

BCPตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในนามบริษัท บางจากปิโตรเลียม
จำกัด ตั้งแต่เดือนเมษายน 2528 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 120,000 บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ
10.3 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

(1) การผลิต

BCP แม้ว่าจะเป็นโรงกลั่นที่มีกระบวนการผลิตแบบ Hydroskimming
ซึ่งมีสัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้เป็นน้ำมันเตาค่อนข้างสูง แต่BCPก็ได้มีการพัฒนาหน่วยกลั่นมาโดยตลอด
อีกทั้งยังหาทางเพิ่มผลกำไรโดยการร่วมมือกับโรงกลั่นอื่นในการร่วมขนส่งน้ำมันดิบ
และพัฒนาตลาดส่งออกน้ำมันเตาชนิดกำมะถันต่ำเพื่อทดแทนอุปสงค์ในประเทศที่ปรับตัวลดลง
รวมถึงการปรับปรุงกระบวนการกลั่นและควบคุมประสิทธิภาพในการผลิตให้สามารถรองรับการกลั่นน้ำมันดิบชนิดใหม่ๆ
ที่ให้ค่าการกลั่นสูง
นอกจากนี้BCPได้มุ่งเน้นในเรื่องของระบบความปลอดภัยและระบบป้องกันมลภาวะต่อสิ่งแวดล้อมเป็นอย่างมาก
เนื่องจากเป็นโรงกลั่นที่ตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร
การผลิตของBCPจะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายในและภายนอกประเทศเช่นเดียวกับTOP โดย
ปตท.จัดหาน้ำมันดิบให้BCPตามสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบเพชร
โดยได้ทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบระยะยาวตลอดอายุการผลิต มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2528
ส่วนสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบในประเทศอื่น ๆ มีระยะเวลา 1 ปี โดยจะมีการเจรจาต่ออายุสัญญาปีต่อปี

นอกจากนี้ ปตท. ยังได้จัดทำสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ (Feedstock Supply Agreement)
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2549 และสิ้นสุดในระยะเวลา 12 ปี นับตั้งแต่วันที่โครงการ
PQI เริ่มดำเนินการทางการค้าได้ (Commercial Operation Date) โดย ปตท.
จะจัดหาน้ำมันดิบทั้งหมดให้กับBCPเป็นการเพิ่มศักยภาพในการจัดหาวัตถุดิบเพื่อใช้ในการผลิต

ในปี 2551
ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 0.7
น้ำมันเบนซินร้อยละ 14.4 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 9.4 น้ำมันดีเซลร้อยละ 35.1
และน้ำมันเตาร้อยละ 40.4 ทั้งนี้สัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้จะไม่คงที่
ขึ้นอยู่กับองค์ประกอบของน้ำมันดิบแต่ละชนิดที่นำเข้ากลั่น

(2) การจัดจำหน่าย

วันที่ 16 พฤษภาคม 2549 ปตท. ได้จัดทำสัญญาการรับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป (Product
Offtake Agreement) กับBCP มีผลสิ้นสุดในระยะเวลา 12 ปี นับตั้งแต่วันที่โครงการ PQI
เริ่มดำเนินการทางการค้าได้ (Commercial Operation Date : COD) โดยหลัง COD
ของโครงการPQI แล้วเสร็จ ปตท. จะรับผลิตภัณฑ์จากBCPไม่น้อยกว่า 30%
ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน อย่างไรก็ตาม
BCPยังมีการจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปส่วนใหญ่ผ่านช่องทางการจำหน่ายของตนเอง ดังนี้

  1) การค้าปลีกและตลาดอุตสาหกรรม

-   การจำหน่ายผ่านสถานีบริการน้ำมัน

-   การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง

-   การจำหน่ายให้กิจการอุตสาหกรรม

  2) การจำหน่ายให้ผู้ค้าน้ำมันรายอื่น :
  เป็นการจำหน่ายให้กับบริษัทผู้ค้าน้ำมันขนาดใหญ่และปานกลางที่มีคลังน้ำมันเป็นของตนเอง
  เพื่อนำไปจำหน่ายต่อแก่ผู้บริโภคอีกทอดหนึ่ง

  3) การจำหน่ายต่างประเทศ : ส่วนใหญ่เป็นการส่งออกผลิตภัณฑ์น้ำมันเตาชนิดกำมะถันต่ำไปยัง
  ประเทศจีน และประเทศญี่ปุ่น ในปี 2551 มีปริมาณการส่งออกน้ำมันเตาดังกล่าว
  คิดเป็นประมาณร้อยละ 30 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการBCP ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 14 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. 4 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของBCP ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบรวม                       ปี 2549         ปี 2550         ปี 2551

  รายได้รวม                    95,497         95,456         129,293

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)    (95,421)       (93,645)       (129,192)

  กำไร (ขาดทุน)                120            (47)           (168)
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                           

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ            196            1,764          (753)

                              ปี 2549         ปี 2550         ปี 2551

  สินทรัพย์รวม                   37,983         44,978         42,540

  หนี้สินรวม                     19,339         23,753         22,777

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 18,644         21,225         19,763
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

ที่มา : บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

  /1 ปี 2549 มีเครดิตภาษีจำนวน 107 ล้านบาท ปี 2550 จ่ายภาษีจำนวน 903 ล้านบาทและ ปี
  2551 เครดิตภาษีเงินได้จำนวน 356 ล้านบาท

(5) การปรับโครงสร้างทางการเงินและการจัดหาเงินกู้ 

5.1 การปรับโครงสร้างทางการเงิน

  - จัดหาเงินกู้ระยะยาวจากธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) เพื่อทดแทนเงินกู้ระยะสั้น จำนวน
  12,500 ล้านบาท เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2547 แบ่งเป็นเงินกู้ระยะยาวจำนวน 8,500
  ล้านบาท อายุประมาณ 10 ปี และเป็นวงเงินกู้หมุนเวียนระยะสั้นจำนวนเงิน 4,000 ล้านบาท
  อายุประมาณ 10 ปี

  - จำหน่ายใบแสดงสิทธิในหุ้นสามัญของบริษัท (Depository Receipt : DR) จำนวน 3,003
  ล้านบาท ได้เข้าทำการซื้อในตลาดหลักทรัพย์เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2547

  - ออกหุ้นกู้แปลงสภาพชนิดระบุชื่อ ด้อยสิทธิ
  ไม่มีหลักประกันและสามารถแปลงสภาพเป็นใบหุ้นสามัญของ BCPได้จำนวน 4,000 ล้านบาท
  เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2547

  - ต่อมาในเดือนเมษายน 2549 BCPได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาเงินกู้ธนาคารกรุงไทย
  โดยธนาคาร กรุงไทยได้ขยายวงเงินกู้หมุนเวียนระยะสั้น เพิ่มขึ้นจำนวน 2,000 ล้านบาท
  ทำให้วงเงินกู้หมุนเวียนระยะสั้นเพิ่มขึ้นเป็นจำนวน 6,000 ล้านบาท
  และวงเงินกู้รวมทั้งสิ้นเพิ่มขึ้นเป็นจำนวน 14,500 ล้านบาท

  ณ วันที่ 30 กันยายน 2551 มีผู้ใช้สิทธิไถ่ถอนหุ้นกู้แปลงสภาพแล้วจำนวน 182,405 หน่วย
  มีหุ้นกู้แปลงสภาพคงเหลือจำนวน 217,595 หน่วย มูลค่าที่ตราไว้หน่วยละ 10,000 บาท

5.2 การกู้เงินเพื่อใช้ในโครงการปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน (PQI) ในปี 2549

  BCPได้ทำสัญญากู้เงินกับสถาบันการเงิน 3 แห่งเพื่อใช้ในโครงการปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน (PQI)
  วงเงินรวมจำนวน 8,800 ล้านบาท แบ่งเป็นเงินกู้ระยะยาวจำนวน 8,400 ล้านบาท
  อายุประมาณ 9 ปี และเงินกู้ระยะยาวสำหรับชำระภาษีมูลค่าเพิ่มอีก จำนวนเงิน 400 ล้านบาท
  อายุประมาณ 6 ปี
  การเบิกใช้เงินกู้จะทำภายหลังจากที่ใช้เงินทุนจากการออกหุ้นเพิ่มทุนครบจำนวนแล้วและทยอยเบิกใช้ตามความคืบหน้าของงานก่อสร้าง

  - เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2549 BCPได้ออกหุ้นกู้แปลงสภาพชนิดระบุชื่อผู้ถือ ด้อยสิทธิ
  ไม่มีหลักประกันและสามารถแปลงสภาพเป็นใบหุ้นสามัญของบริษัทได้ คิดเป็นมูลค่าหุ้นรวมไม่เกิน
  585.60 ล้านบาท อายุ 10 ปี เพื่อเป็นส่วนหนึ่งของเงินลงทุนในโครงการ PQI
  โดยเสนอขายแก่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เพียงรายเดียว

  5.3 การปรับโครงสร้างเงินกู้ ในปี 2551

  เมื่อวันที่ 2 กรกฏาคม 2551
  BCPได้ทำการปรับโครงสร้างเงินกู้โดยการจัดหาเงินกู้ยืมใหม่ทดแทนเงินกู้เดิม (Refinance)
  โดยทำสัญญาเงินกู้กับธนาคารภายในประเทศ 4 แห่ง และธนาคารต่างประเทศ 2 แห่ง
  วงเงินรวม 23,734 ล้านบาท ประกอบด้วย 1) วงเงินกู้ระยะยาว 16,500 ล้านบาท
  เพื่อจ่ายชำระคืนเงินกู้ภายใต้สัญญาให้สินเชื่อกับธนาคารกรุงไทยและสัญญาให้สินเชื่อโครงการ
  PQI รวมทั้งใช้เป็นค่าใช้จ่ายส่วนหนึ่งในการดำเนินโครงการ EURO IV และ
  โครงการด้านพลังงานอื่นๆ 2) วงเงินกู้ระยะสั้น 7,234 ล้านบาท
  เพื่อใช้หมุนเวียนในการดำเนินงานทั่วไป

(6) โครงการปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน

เป็นโครงการก่อสร้างหน่วยแตกตัวโมเลกุลน้ำมัน (Cracking Unit) และหน่วยอื่น ๆ โดยมีมูลค่าการลงทุนประมาณ 378 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ทำให้โรงกลั่นBCPจะเปลี่ยนเป็นโรงกลั่นประเภท Complex Refinery ซึ่งสามารถลดสัดส่วนการผลิตน้ำมันเตาให้อยู่ในระดับใกล้เคียงกับโรงกลั่นอื่นๆ ขณะนี้การก่อสร้างโครงการเกือบจะแล้วเสร็จ คาดว่าการทดสอบเดินเครื่องจะแล้วเสร็จและจะสามารถดำเนินการผลิตได้ในไตรมาสที่ 2 ปี 2552 เมื่อโครงการนี้แล้วเสร็จBCPคาดว่าจะมี EBITDA เพิ่มขึ้นจากระดับ 2,000-4,000 ล้านบาทต่อปี เป็นประมาณ 6,000-8,000 ล้านบาทต่อปี ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับภาระราคาน้ำมัน ณ ขณะนั้นๆ อีกทั้งจะทำให้BCPสามารถเพิ่มปริมาณการกลั่นให้สูงขึ้นได้อีกด้วย

4.2.3.2.5 บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC)

บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC) เดิมชื่อ บริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทย จำกัด
(มหาชน) (TPI) เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจอุตสาหกรรมปิโตรเคมีครบวงจร โดยเริ่มผลิตเม็ดพลาสติกในปี 2525
และได้ขยายการดำเนินธุรกิจเพิ่มขึ้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต่างๆ
จนสามารถผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีครบวงจรในปี 2543
จากสภาวะวิกฤตเศรษฐกิจของประเทศและการประกาศเปลี่ยนแปลงระบบอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศในเดือนกรกฏาคม
2540 ส่งผลกระทบต่อฐานะการเงินของบริษัทฯ
อย่างรุนแรงจนบริษัทต้องเข้าอยู่ภายใต้การฟื้นฟูกิจการเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2543
หลังจากนั้นบริษัทฯได้มีการดำเนินการตามแผนฟื้นฟูกิจการจนเป็นผลสำเร็จ โดย ปตท.
และกลุ่มผู้ร่วมลงทุนชำระเงินค่าหุ้นเพิ่มทุน เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2548 ทำให้ ปตท.
ถือหุ้นในบริษัทฯ เป็นสัดส่วนร้อยละ 31.5 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่น ได้แก่ ธนาคารออมสิน
กองทุนรวมวายุภักษ์หนึ่ง และกองทุนบำเหน็จบำนาญข้าราชการ และเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2549
ศาลล้มละลายกลางได้มีคำสั่งยกเลิกการฟื้นฟูกิจการของบริษัทฯโดย ณ 31ธันวาคม 2551 ปตท.
ถือหุ้นบริษัทฯเป็นสัดส่วนร้อยละ 36.77

โรงงานของบริษัทฯ ตั้งอยู่ที่ตำบลเชิงเนิน อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง
ประกอบด้วยโรงกลั่นน้ำมันและโรงงาน ปิโตรเคมีครบวงจร โดยโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
สามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ รวมถึงผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่น คือ น้ำมันหล่อลื่น
ยางมะตอย ผลิตภัณฑ์น้ำมันส่วนหนึ่งนำมาใช้เป็นวัตถุดิบของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ได้แก่ โอเลฟินส์
อะโรเมติกส์ ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิตเม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ ได้แก่ เม็ดพลาสติกชนิด High
Density Polyethylene (HDPE), Polypropylene (PP), Acrylonitrile Butadiene
Styrene (ABS), Styrene Acrylonitril (SAN), Expanded Polystyrene (EPS)
และ Polystyrene (PS)
เพื่อจำหน่ายให้ผู้ประกอบการในอุตสาหกรรมพลาสติกขั้นต่อเนื่องนำไปเป็นวัตถุดิบเพื่อผลิตเป็นผลิตภัณฑ์พลาสติกสำเร็จรูปชนิดต่างๆ
บริษัทฯ มีสาธารณูปโภคที่ใช้ในการสนับสนุนการดำเนินงานของบริษัทฯ เช่น ท่าเรือน้ำลึก คลังน้ำมัน
โรงไฟฟ้า ทำให้บริษัทฯได้เปรียบด้านการบริหารจัดการและสามารถประหยัดต้นทุนโดยขนาด
(Economy of Scale) เช่น ค่าขนส่งวัตถุดิบ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบหลักของบริษัทมากกว่าร้อยละ 90 คือ น้ำมันดิบ (Crude)
โดยน้ำมันดิบส่วนใหญ่นำเข้าจากกลุ่มประเทศในตะวันออกกลาง บริษัทฯ
มีนโยบายจัดหาวัตถุดิบจากแหล่งต่างๆ ที่นำมาผลิตแล้วให้ผลตอบแทนสูงสุด ปัจจุบัน IRPC
ซื้อน้ำมันดิบบางส่วนผ่านบริษัทในกลุ่มปตท. เพื่อลดค่าใช้จ่ายต่างๆ เช่น ค่า L/C, ค่าขนส่ง เป็นต้น

(2) การจัดจำหน่าย

-   ผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก

บริษัทฯ มีนโยบายเน้นการขายในประเทศ โดยเป็นการขายผ่านตัวแทนจำหน่าย และการขายตรง
ส่วนการขายต่างประเทศจะขายผ่านตัวแทนการค้าในต่างประเทศ และเนื่องจากในอนาคตอันใกล้
บริษัทฯ มีนโยบายจะขายผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกผ่านบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด
ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ ปตท. บริษัทฯ จึงเข้าไปลงทุนในบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง
จำกัด โดยถือหุ้นร้อยละ 25 เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2551

-   ผลิตภัณฑ์น้ำมัน

ผลิตภัณฑ์น้ำมัน มีลักษณะช่องทางการจำหน่าย ได้แก่ การจำหน่ายผ่านสถานีบริการ (Retail),
การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง , การจำหน่ายให้ลูกค้าขายส่ง (Wholesales),
การจำหน่ายให้ลูกค้ามาตรา 7, การส่งออก (Export) ให้กับผู้ค้าน้ำมันในต่างประเทศ ,
การจำหน่ายน้ำมันดีเซล หรือ Automotive Diesel Oil (ADO) และ น้ำมันเตา (Fuel Oil)
ให้กับเรือที่มาใช้บริการท่าเทียบเรือของ IRPC และการจำหน่ายน้ำมันให้กับสมาคมประมงในน่านน้ำ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ IRPC ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 17 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน
นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ IRPC
ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการใหญ่

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ IRPC ในปี 2549 – ปี 2551 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| งบรวม                          | ปี 2549    | ปี 2550    | ปี 2551    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   รายได้รวม                     | 207,001   | 232,307   | 246,825   |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   ค่าใช้จ่ายรวม                   | (202,618) | (217,345) | (264,963) |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน | 2,451     | 1,265     | 112       |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   กำไร (ขาดทุน) สุทธิ             | 6,823     | 13,697    | (18,250)  |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|                                | ปี 2549    | ปี 2550    | ปี 2551    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   สินทรัพย์รวม                    | 127,828   | 133,175   | 104,112   |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   หนี้สินรวม                      | 44,875    | 40,399    | 34,918    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   ส่วนของผู้ถือหุ้น                  | 82,953    | 92,777    | 69,195    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+

 

(5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

หลังจากบริษัทฯ ได้ออกจากแผนฟื้นฟูกิจการเมื่อเมษายน 2549 IRPC มีโครงการลงทุนต่างๆ
เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตและลดค่าใช้จ่ายลง ได้แก่ โครงการขยายกำลังการผลิตเอชดีพีอี
ไปป์เกรด, โครงการขยายกำลังการผลิตเอชดีพีอี ไปป์เกรด,
โครงการขยายกำลังการผลิตโพรพิลีน, โครงการขยายกำลังการผลิตของโรงกลั่น
(debottleneck), โครงการสร้างโรงไฟฟ้าแห่งใหม่เพื่อใช้ภายใน,
โครงการขุดลอกท่าเรือน้ำลึก เป็นต้น

4.4 ภาวะอุตสาหกรรม

ในปี 2551
ภาวะเศรษฐกิจโลกได้ส่งผลกระทบต่อความต้องการใช้พลังงานของโลกอย่างมากโดยเฉพาะน้ำมัน
ในช่วงสามไตรมาสแรกจากภาวะเศรษฐกิจที่ขยายตัวอย่างมากของกลุ่ม Emerging Countries
อาทิ จีน อินเดีย กลุ่มประเทศตะวันออกกลาง ลาตินอเมริกา
ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันของโลกขยายตัวอย่างมาก
ประกอบกับการที่ประเทศจีนได้มีการสะสมสต็อกน้ำมันของประเทศสำหรับใช้ในช่วงโอลิมปิค
ส่งผลให้ปริมาณกำลังการผลิตส่วนเกิน (Spare Capacity)
ของกลุ่มประเทศผู้ส่งออกน้ำมันของโลกลดลงอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ไตรมาสแรกจนถึงไตรมาสที่สาม
ประกอบกับการเก็งกำไรในการซื้อขายน้ำมันล่วงหน้า
มีผลให้ราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วโดยราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวจากระดับ
86.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ณ 1 มกราคม เพิ่มขึ้นสู่ระดับสูงสุดเป็นประวัติการณ์ที่ 140.8
เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ณ 4 กรกฎาคมจนเกิดเป็นวิกฤติราคาน้ำมันในระยะเวลาดังกล่าว
แต่หลังจากเกิดภาวะเศรษฐกิจชะลอตัวอย่างรุนแรงในไตรมาสที่สี่
ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันของโลกปรับตัวลดลง
ได้ส่งผลให้ปริมาณกำลังการผลิตส่วนเกินกลับเพิ่มมากขึ้นอย่างรวดเร็ว
และทำให้ราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวลดลงมากอย่างต่อเนื่องถึงสิ้นปี แม้ว่าทางกลุ่ม OPEC
จะได้มีความพยายามลดกำลังการผลิตลง โดยราคาน้ำมันดูไบได้ลดลงมาอยู่ในระดับ 36.4
เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ณ 31 ธันวาคม หรือปรับตัวลดลงถึงร้อยละ 71
แต่อย่างไรก็ตามราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ระดับ 93.4 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
ซึ่งยังสูงกว่าปีที่ผ่านมาร้อยละ 37 สำหรับราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ น้ำมันเบนซิน 95
และน้ำมันดีเซล ก็ปรับตัวขึ้นและลงตามราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก โดยมีราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ระดับ
102.5 และ 119.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งสูงกว่าปีที่ผ่านมาร้อยละ 24 และ 40 ตามลำดับ

สำหรับค่าการกลั่น (Gross Refinery Margin)
จากความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปที่เพิ่มสูงขึ้นตามภาวะเศรษฐกิจโลกที่ขยายตัวอย่างต่อเนื่องจนถึงกลางไตรมาสที่สาม
โดยเฉพาะน้ำมันดีเซลที่ใช้ในภาคขนส่ง ทำให้ค่าการกลั่นของโรงกลั่นในภูมิภาคต่างๆ ปรับเพิ่มขึ้น
แต่ภายหลังเกิดวิกฤติเศรษฐกิจโลกที่ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปลดลงอย่างมากตั้งแต่กลางไตรมาสที่สาม
กอปรกับมีการขยายกำลังการกลั่นใหม่เข้ามาในตลาด ได้แก่ โรงกลั่นแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต
580,000 บาร์เรลต่อวันของบริษัท Reliance Industries and Reliance Petroleum
ในประเทศอินเดียเริ่มมีการผลิตในช่วงเดือนธันวาคม 2551
ได้ส่งผลให้ค่าการกลั่นในไตรมาสสุดท้ายลดลงอย่างมาก

ความต้องการใช้น้ำมันและการจัดหาน้ำมันของโลกในปี 2551

[]

ในส่วนของราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในตลาดโลกมีการปรับขึ้นลงเช่นเดียวกับราคาน้ำมันดิบ
โดยในช่วงครึ่งปีแรกที่ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกปรับตัวสูงอย่างต่อเนื่อง
ส่งผลให้ราคาแนฟทาในเอเชียปรับเพิ่มสูงถึงร้อยละ 54 เมื่อเทียบกับครึ่งปีแรกของปี 2550
โดยอยู่ในระดับสูงสุดที่ 1,133 เหรียญสหรัฐฯต่อตันในเดือนมิถุนายน
แต่ในช่วงปลายปีราคาแนฟทาในเอเชียปรับตัวลดลงอย่างมากเนื่องจากมีปริมาณการผลิตเพิ่มขึ้นจากตะวันออกกลาง
กอปรกับราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับลดลงอย่างรวดเร็วจากความต้องการน้ำมันที่หดตัวลง
โดยราคาแนฟทาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 803 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 19 เมื่อเทียบกับปี
2550 สำหรับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในสายโอเลฟินส์
ราคาเอทิลีนในตลาดเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ (SEA Ethylene) เฉลี่ยในปี 2551 อยู่ที่ 1,144
เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ลดลงร้อยละ 4 เมื่อเทียบกับปี 2550
เนื่องจากมีการขยายกำลังการผลิตในภูมิภาครวมทั้งมีกำลังการผลิตใหม่เกิดขึ้นจากตะวันออกกลางเข้ามาในตลาดมากขึ้น
ในส่วนของราคาโพลีเอทิลีนชนิดความหนาแน่นสูง (High Density Polyethylene หรือ HDPE)
ก็มีการปรับขึ้นลงตามราคาน้ำมันในตลาดโลก โดยราคา HDPE เฉลี่ยอยู่ที่ 1,481
เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เพิ่มสูงขึ้นร้อยละ 9 เมื่อเทียบกับปี 2550 นอกจากนี้ราคาโพรพิลีน
(Propylene) ก็ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงครึ่งปีแรกจากการมีโรงงานผลิตเม็ดพลาสติกโพลีโพรพิลีน
(PP) แห่งใหม่ขนาด 450,000 ตันต่อปี ของบริษัท Formosa Petrochemical ในประเทศจีน
รวมทั้งแครกเกอร์ (Cracker) ในประเทศญี่ปุ่นและในประเทศอินโดนีเซียหยุดการผลิตชั่วคราว
แต่ในไตรมาสที่สี่ ราคา
โพรพิลีนปรับลดลงจากการมีกำลังการผลิตที่เกิดขึ้นใหม่ในตะวันออกกลางและความต้องการของจีนและอินเดียลดลงจากวิกฤติเศรษฐกิจ
แต่ทั้งปีราคาโพรพิลีนเฉลี่ยอยู่ที่ 1,258 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 9 เมื่อเทียบกับปี 2550

ส่วนราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในสายอะโรเมติกส์ ราคาเบนซีน (Benzene)
ปรับตัวขึ้นลงตามราคาน้ำมันดิบ โดยราคา Benzene เฉลี่ยอยู่ที่ 987 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน
เพิ่มขึ้นร้อยละ 3 เมื่อเทียบกับปี 2550

จากความผันผวนของราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปรวมทั้งราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
และแนฟทาที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ต้นปีและปรับลดลงรวดเร็วอย่างมากในไตรมาสที่สี่
ส่งผลให้ธุรกิจการกลั่นและธุรกิจปิโตรเคมีประสบภาวะขาดทุนจากสต๊อกน้ำมันและวัตถุดิบ (Stock
Loss)
ทั้งจากการซื้อน้ำมันดิบและวัตถุดิบในช่วงที่มีราคาสูงมาจำหน่ายในช่วงที่ราคาในตลาดปรับลดลงอย่างรวดเร็วภายหลัง
(Physical Loss)
และการขาดทุนจากการบันทึกบัญชีปรับมูลค่าสต๊อกสินค้าคงเหลือสิ้นงวดปีตามมูลค่าตลาด
(Accounting Loss)

[][][][]

สถานการณ์เศรษฐกิจของไทย

สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.)
ได้สรุปอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศในปี 2551 มีการขยายตัวร้อยละ 2.6
ลดลงเมื่อเทียบกับปี 2550 ที่ขยายตัวร้อยละ 4.9 โดยในช่วงสามไตรมาสแรกของปี 2551
เศรษฐกิจประเทศไทยขยายตัวอยู่ในเกณฑ์ดีคิดเป็นอัตราการขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 5.1
เนื่องจากอุปสงค์ภายในประเทศและการส่งออกขยายตัว อย่างไรก็ตามในไตรมาสที่สี่
อัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจได้หดตัวลงร้อยละ 4.3
ซึ่งเป็นผลมาจากการส่งออกสินค้าและบริการที่ลดลงอย่างมากจากปัญหาวิกฤติเศรษฐกิจโลกโดยเฉพาะของประเทศคู่ค้าหลักที่สำคัญๆ
ได้แก่ กลุ่มประเทศยุโรป สหรัฐอเมริกา และจีน
นอกจากนี้การปิดสนามบินสุวรรณภูมิและดอนเมืองในช่วงปลายเดือนพฤศจิกายนถึงต้นเดือนธันวาคมได้ส่งผลต่ออุตสาหกรรมการท่องเที่ยวและขนส่งลดลงอย่างมาก
อีกทั้งวิกฤติการเงินและเศรษฐกิจโลกที่เกิดขึ้นได้ส่งผลกระทบต่อตลาดทุนของประเทศไทยซึ่งปรับตัวลดลงเช่นเดียวกับในภูมิภาคอื่นๆ
ซึ่งรวมถึงการได้รับผลกระทบจากการย้ายฐานการลงทุนและการที่นักลงทุนต่างประเทศได้ขายหุ้นเพื่อถือครองเงินสด
นอกจากนี้การส่งออกและวิกฤติเศรษฐกิจโลกยังทำให้ค่าเงินบาทของไทยอ่อนตัวลงด้วย

สถานการณ์ความต้องการและราคาปิโตรเลียมในประเทศ

ในปี 2551
ประเทศไทยต้องเผชิญกับทั้งวิกฤติราคาน้ำมันในช่วงเจ็ดเดือนแรกและวิกฤติการเงินและเศรษฐกิจโลกที่ส่งผลกระทบในไตรมาสสุดท้าย
โดยวิกฤติราคาพลังงานที่เกิดขึ้นได้ส่งผลให้ความต้องการพลังงานในประเทศชะลอตัวลง
โดยความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง (ไม่รวมการใช้ก๊าซหุงต้ม หรือ LPG
และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ หรือ NGV) มีปริมาณรวม 89.3 ล้านลิตรต่อวัน (หรือเทียบเท่า
562 พันบาร์เรลต่อวัน) ลดลงร้อยละ 7 เมื่อเทียบกับปี 2550
ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ในระดับ 3,444 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 5
ในขณะที่ความต้องการไฟฟ้าเท่ากับ 148,220 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 0.8
ซึ่งต่ำกว่าการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.
2550-2564 (PDP 2007) ที่คาดว่าจะขยายตัวในระดับร้อยละ 5.6

นอกจากนี้จากการที่ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปที่ปรับเพิ่มขึ้นตามราคาตลาดโลกทำให้ผู้บริโภคหันไปใช้พลังงานทางเลือกมากขึ้นโดยเฉพาะ
LPG และ NGV โดยความต้องการใช้ LPG เป็นเชื้อเพลิงของประเทศไทยได้เพิ่มขึ้นจากระดับ 3.1
ล้านตันต่อปีในปี 2550 เป็น 3.6 ล้านตันต่อปี เพิ่มขึ้นร้อยละ 16
โดยเป็นการขยายตัวในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมถึงร้อยละ 36 และ ร้อยละ 9 ตามลำดับ
และความต้องการ NGV ได้ปรับเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 220 โดยสาเหตุมาจากราคาขายปลีก LPG และ
NGV ภายในประเทศยังคงถูกควบคุมคงที่โดยภาครัฐ จากมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
(กบง.) ที่ให้คงราคา LPG ณ โรงกลั่นซึ่งเป็นราคาที่ผู้ผลิตได้แก่
โรงแยกก๊าซธรรมชาติและโรงกลั่นต่างๆ จำหน่ายให้ผู้ค้าน้ำมันไว้ที่ 10.996 บาทต่อกิโลกรัม
(หรือประมาณ 314 – 332 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ณ อัตราแลกเปลี่ยนที่ระดับประมาณ 35 – 33
บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นมา
ในขณะที่ราคาตลาดโลกที่ประกาศโดยประเทศซาอุดิอาระเบีย หรือ LPG CP ในปี 2551
เพิ่มถึงระดับ 775 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน

ความต้องการ LPG ที่เพิ่มขึ้นอย่างมากทำให้ปริมาณ LPG
ที่ผลิตได้ทั้งจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติและจากโรงกลั่นมีไม่เพียงพอ
ทำให้ประเทศต้องมีการนำเข้าจากต่างประเทศตั้งแต่เดือนเมษายน 2551
โดยปริมาณนำเข้ารวมทั้งปีเท่ากับ 451,978 ตัน ซึ่ง ปตท.
ได้เป็นผู้นำเข้าเพียงรายเดียวและได้มีส่วนช่วยรับภาระส่วนต่างของการนำเข้า LPG
ในราคาตลาดโลกมาจำหน่ายในราคาควบคุมที่รัฐกำหนด
โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะได้ชำระคืนหนี้การชดเชยส่วนต่างราคาดังกล่าวให้ภายหลัง

แนวโน้มเศรษฐกิจและปิโตรเลียมปี 2552

ในปี 2552
หลายสถาบันทางการเงินและเศรษฐศาสตร์ชั้นนำของโลกต่างคาดการณ์ว่าเศรษฐกิจโลกจะยังคงอยู่ในสภาวะชะลอตัวลงอย่างต่อเนื่องจากปลายปี
2551 โดยธนาคารโลกคาดการณ์ว่าเศรษฐกิจโลกจะขยายตัวในอัตราร้อยละ 0.9
โดยกลุ่มประเทศที่พัฒนาแล้วจะหดตัวร้อยละ 0.1 สำหรับกลุ่มประเทศกำลังพัฒนาจะขยายตัวร้อยละ
4.5 ในขณะที่กองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF)
คาดว่าเศรษฐกิจโลกจะขยายตัวในอัตราร้อยละ 0.5 โดยกลุ่มประเทศที่พัฒนาแล้วจะหดตัวร้อยละ
2.0 สำหรับกลุ่มประเทศกำลังพัฒนาจะขยายตัวร้อยละ 3.3
โดยคาดการณ์ว่าเศรษฐกิจโลกน่าจะสามารถฟื้นตัวได้ในปี 2553
อย่างไรก็ตามเป็นการยากที่จะคาดการณ์ว่าเศรษฐกิจโลกจะฟื้นตัวเมื่อใดเพราะวิกฤติในครั้งนี้มีความเป็นเอกลักษณ์แตกต่างจากวิกฤติที่ผ่านมาในอดีตเนื่องจากประเทศเศรษฐกิจชั้นนำหลายประเทศในทุกภูมิภาคได้รับผลกระทบรุนแรงจากวิกฤติดังกล่าวและส่งผลต่อเศรษฐกิจของกลุ่มประเทศที่กำลังพัฒนา

เศรษฐกิจโลกที่ถดถอยได้ส่งผลให้ความต้องการพลังงานโดยเฉพาะน้ำมันลดลงและมีผลต่อระดับราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ลดลง
ซึ่งผู้เชี่ยวชาญได้คาดการณ์ว่าหากเศรษฐกิจโลกยังคงชะลอตัวระดับราคาน้ำมันจะคงอยู่ในระดับปัจจุบันต่อไป
โดยกลุ่ม OPEC คงพยายามใช้กลไกในการลดกำลังการผลิตเพื่อที่จะรักษาระดับราคาน้ำมัน
แต่หากเศรษฐกิจเริ่มฟื้นตัวและส่งผลให้ความต้องการน้ำมันเพิ่มขึ้น
ระดับราคาน้ำมันคาดว่าจะปรับขึ้นมาอยู่ในระดับ 60-80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
ซึ่งเป็นระดับต้นทุนเฉลี่ยการผลิตน้ำมันส่วนเพิ่ม (Marginal Cost of Production)
และหากความต้องการน้ำมันปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในอนาคตก็คาดว่าราคาน้ำมันอาจจะกลับมาสู่ระดับสูงเช่นเดียวกับในช่วงครึ่งแรกของปี
2551

สำหรับเศรษฐกิจไทยในปี 2552 สศช.
คาดการณ์ว่าอัตราการขยายตัวเฉลี่ยทั้งปีจะอยู่ในช่วงประมาณร้อยละ -1 ถึงร้อยละ 0
ทั้งนี้เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจโลกถดถอยมากกว่าที่คาดการณ์ไว้และได้ส่งผลกระทบต่อการส่งออกและการท่องเที่ยวของไทยหดตัวมากและเร็วกว่าที่คาดไว้เดิมโดยเฉพาะในครึ่งปีแรก
กอปรกับสถาบันการเงินที่มีความเข้มงวดมากขึ้นในการขยายสินเชื่อรวมทั้งความเชื่อมั่นของภาคธุรกิจยังอยู่ในระดับต่ำภายใต้บรรยากาศทางเศรษฐกิจที่ซบเซา
ทำให้คาดได้ว่าภาคธุรกิจจะลดการผลิตและการจ้างงานลงโดยเฉพาะในสาขาอุตสาหกรรม
สาขาการก่อสร้างและอสังหาริมทรัพย์ สาขาการค้าปลีกค้าส่ง และสาขาการขนส่ง
รวมทั้งสาขาการเงิน

สำหรับความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)
คาดการณ์ว่าจะขยายตัวร้อยละ 0.8 ในปี 2552 โดยความต้องการใช้น้ำมันคาดว่าจะหดตัวร้อยละ
0.3 ในขณะที่ความต้องการ LPG คาดว่าจะขยายตัวร้อยละ 6
เพราะคาดว่าราคาน้ำมันยังคงทรงตัวอยู่ในระดับต่ำ
สำหรับความต้องการก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะขยายตัวจากปี 2551 ร้อยละ 2
เช่นเดียวกับการขยายตัวของความต้องการไฟฟ้าของประเทศ

แนวโน้มอุตสาหกรรมการกลั่นคาดว่าจะเข้าสู่ช่วงวัฏจักรขาลง
จากการที่จะมีกำลังการผลิตใหม่เพิ่มขึ้นทั้งจากโรงกลั่นใหม่จากประเทศจีน และเวียดนาม
รวมทั้งการเพิ่มกำลังผลิตของโรงกลั่นในประเทศอินเดีย
กอปรกับความต้องการน้ำมันสำเร็จรูปของโลกยังคงชะลอตัว โดยจากการคาดการณ์ของบริษัท
Cambridge Energy Research Associates
ความต้องการน้ำมันสำเร็จรูปของโลกจะปรับลดลงประมาณ 0.7 ล้านบาร์เรลต่อวันในปี 2552
ซึ่งจะส่งผลให้ค่าการกลั่นอยู่ในระดับต่ำ

ในส่วนของแนวโน้มของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีในภูมิภาคเอเชียในปี 2552
คาดว่าจะเกิดความไม่สมดุลของอุปสงค์และอุปทาน เนื่องจากตั้งแต่ปี 2552-2555
จะมีกำลังการผลิตใหม่ๆ เกิดขึ้นทั้งจากประเทศในตะวันออกกลาง เช่น ซาอุดิอาระเบีย อิหร่าน
การ์ต้า และประเทศอื่นๆ ในเอเชีย ในขณะที่ความต้องการคาดว่าจะหดตัวจากวิกฤติเศรษฐกิจโลก
ซึ่งจะทำให้อุตสาหกรรมปิโตรเคมีเข้าสู่ช่วงวัฏจักรขาลงเช่นกัน
โดยนักวิเคราะห์คาดการณ์ว่าอุตสาหกรรมปิโตรเคมีจะฟื้นตัวเข้าสู่วัฏจักรขาขึ้นอีกครั้งในอีก 2-4
ปีข้างหน้าตามเศรษฐกิจโลกที่จะมีการฟื้นตัว

[]

4.4.1 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจสำรวจและผลิตและก๊าซธรรมชาติ

4.4.1.1 โครงสร้างอุตสาหกรรมในปัจจุบัน 

ณ สิ้นปี 2550 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย
รวมทั้งส่วนของพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย มีจำนวน 29.72 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ประกอบด้วยปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) 11.20 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ (Probable Reserves) 11.64 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserves) 6.84 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ซึ่งหากคำนวณอัตราส่วนปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยต่อปริมาณการผลิตในปี 2550 ที่
0.92 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุตแล้ว ประเทศไทยจะมีก๊าซธรรมชาติใช้ได้อีกประมาณ 31 ปี และประมาณ
11 ปี เมื่อคำนวณจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติทั้งหมดของประเทศไทย (3P : Proved +
Probable + Possible) และคำนวณจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว ตามลำดับ
สำหรับปริมาณสำรองน้ำมันดิบมีปริมาณรวม 430.13 ล้านบาร์เรล
ประกอบด้วยปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) 175.98 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ (Probable Reserves) 201.2 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserves) 52.95 ล้านบาร์เรล
และสำหรับปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติเหลว (Condensate) มีปริมาณรวม 727.5 ล้านบาร์เรล
ประกอบด้วยปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) 264.77 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ (Probable Reserves) 322.53 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserves) 140.2 ล้านบาร์เรล โดยมีรายละเอียด
สรุปได้ดังนี้

+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองปิโตรเลียม | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ       | ก๊าซธรรมชาติเหลว |
|                    | (พันล้านลูกบาศก์ฟุต) |              |                |
|                    |                 | (ล้านบาร์เรล)  | (ล้านบาร์เรล)    |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว | 11,198.18       | 175.98       | 264.77         |
|                    |                 |              |                |
| (Proved Reserves)  |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปร                 | 11,675.97       | 201.20       | 322.53         |
| ิมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ |                 |              |                |
| (Probable          |                 |              |                |
| Reserves)          |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองที่อาจจะพบ | 6,843.28        | 52.95        | 140.20         |
| (Possible          |                 |              |                |
| Reserves)          |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+

ที่มา : รายงานประจำปี 2550 ของ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (รายงานประจำปี 2551
ยังไม่เผยแพร่)

การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีผู้ดำเนินการรายใหญ่ๆ (Operator) เช่น บริษัท
เชฟรอน ประเทศไทย สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม
จำกัด (มหาชน) บริษัท เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด บริษัท อเมราดา เฮสส์
(ประเทศไทย) จำกัด และบริษัท มิตซุย ออยล์ เอ็กซ์พลอเรชั่น จำกัด เป็นต้น เมื่อปี 2550
มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศ 2,515 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ
6.7 น้ำมันดิบ 133,549 บาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 4.3 และก๊าซธรรมชาติเหลว
78,844 บาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 4.8

ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมของประเทศไทยสำหรับปี 2547 - 2550 เป็นดังนี้

+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| ปี             | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ           | ก๊าซธรรมชาติเหลว |
|               | (ล              |                  |                |
|               | ้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) | (บาร์เรลต่อวัน)     | (บาร์เรลต่อวัน)   |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2547          | 2,158           | 85,516           | 68,204         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2548          | 2,292           | 113,890          | 69,487         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2549          | 2,353           | 128,950          | 75,250         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2550          | 2,515           | 133,549          | 78,844         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (www.dmf.go.th) (ข้อมูลปี 2551
ยังไม่เผยแพร่)

สำหรับระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline System) นั้น
ปัจจุบันการลงทุนและการดำเนินการส่วนใหญ่ โดย ปตท. นอกเหนือจาก ปตท.แล้ว บริษัท ปตท.
จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.กับ Suez-Tractebel S.A.
แห่งประเทศเบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อยเพื่อขนส่งและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล

ปัจจุบันกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยอยู่ภายใต้การกำกับดูแลโดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
พ.ศ. 2550 ในส่วนของกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมมีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานที่กำกับดูแล

4.4.1.2 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน และแนวโน้มในอนาคต

การจัดหาก๊าซธรรมชาติมีทั้งจากแหล่งบนบกและในทะเล ภายในประเทศและต่างประเทศ ในปี
2551 มีปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติรวม 3,459 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากงวดเดียวกันของปี 2550 ร้อยละ 5
สัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศ คิดเป็นร้อยละ 76 : 24 ทั้งนี้
ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้ทั้งหมดถูกใช้ภายในประเทศ
โดยมีสัดส่วนการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าร้อยละ 71 ลูกค้าภาคอุตสาหกรรม
ร้อยละ 10 และภาคขนส่งร้อยละ 2 และใช้ผลิตผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติร้อยละ 17

ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยมีปัจจัยหลักคือ
ปริมาณการใช้กระแสไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น
ทำให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้น ในปี 2551
ปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (รวม กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก) คิดเป็นร้อยละ 70.5 ของปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมด

  ปริมาณการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงระหว่างปี 2547 – 2551

หน่วย : ล้านหน่วย

  -------------------- --------- ---------- ---------- ---------- ----------
                       ปี 2547    ปี 2548     ปี2549      ปี 2550     ปี 2551

  1. พลังน้ำ             5,896     5,671      7,950      7,961      6,951

  2. ก๊าซธรรมชาติ        90,289    94,468     94,398     98,148     104,480

  3. น้ำมันเตาและดีเซล    5,701     7,817      7,885      2,995      1,013

  4. ถ่านหิน             20,404    20,614     24,468     30,881     30,743

  5. กระแสไฟฟ้านำเข้า    5,220     6,228      7,217      7,041      5,033
  และอื่นๆ                                                          

  รวม                  127,511   134,798    141,919    147,026    148,221

  อัตราการขยายตัว        7.7       5.7        5.3        3.6        0.8
  (ร้อยละ)                                                         
  -------------------- --------- ---------- ---------- ---------- ----------

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (www.eppo.go.th)

กระทรวงพลังงานได้นำเสนอแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564
(PDP2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1) ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่
7 ธันวาคม 2550 อย่างไรก็ตาม ข้อมูลและสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างมาก
ภายหลังจากมีการนำแผนดังกล่าวไปใช้ประมาณ 10 เดือน
โดยเฉพาะความต้องการใช้ไฟฟ้าที่มีแนวโน้มต่ำกว่าที่ประมาณการ
เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจที่ชะลอตัว และโครงการไฟฟ้าพลังน้ำใน สปป.ลาว
ที่ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่องอัตราค่าไฟฟ้า (Tariff MOU)
บางโครงการหมดอายุและบางโครงการทำเรื่องยกเลิก Tariff MOU
ซึ่งจะต้องมีการปรับปรุงและเจรจาราคาใหม่ทั้งหมด และหากยังคงแผนไว้เช่นเดิม
จะทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองอยู่ในระดับสูง ดังนั้น กฟผ.
และกระทรวงพลังงานจึงได้ทำการปรับปรุงและเสนอแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย
พ.ศ. 2551-2564 (PDP2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 และได้เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบในการประชุมวันที่ 27 มกราคม
2552 เป็นที่เรียบร้อย
โดยตามแผนฉบับใหม่นี้ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรายใหม่จะยังคงเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า
เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติจะสามารถแข่งขันได้และเป็นที่ยอมรับด้านสิ่งแวดล้อมเมื่อเปรียบเทียบกับเชื้อเพลิงชนิดอื่น
โดยประมาณการการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามประเภทเชื้อเพลิง แสดงดังภาพ

  -----------------------------------------------------------------------
  []

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

นอกจากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่จะยังคงขยายตัวต่อไปแล้ว
ภาครัฐยังมีนโยบายผลักดันการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่งมากขึ้น
เนื่องจากมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ
และจะช่วยลดผลกระทบต่อผู้บริโภคในช่วงที่ราคาน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันในตลาดโลก
ประกอบกับความต้องการผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่มีแนวโน้มสูงขึ้น
ไม่ว่าจะเป็นความต้องการใช้ก๊าซหุงต้มภายในประเทศและความต้องการใช้เพื่อเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
ล้วนเป็นปัจจัยหลักที่เสริมสร้างให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต

4.4.1.3 การปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงาน 

รัฐบาลมีนโยบายให้มีการปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม โดยแยกงานนโยบาย
งานกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน และการประกอบกิจการพลังงานออกจากกัน
ให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานครอบคลุมทั้งกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติให้มีประสิทธิภาพ มั่นคง
มีปริมาณเพียงพอ และให้มีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระ คือ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เพื่อกำกับดูแลกิจการพลังงานของประเทศ โดยมีหน้าที่ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดโดยมิชอบ
และคุ้มครองผู้ใช้พลังงานและผู้ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน เมื่อวันที่ 19
กันยายน 2550
สภานิติบัญญัติแห่งชาติได้มีมติรับหลักการแห่งร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ.
2550 ซึ่งคณะรัฐมนตรีเป็นผู้เสนอ
และตั้งคณะกรรมาธิการวิสามัญเพื่อพิจารณาร่างพระราชบัญญัติดังกล่าว
พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ)
ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11
ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป

4.4.2 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจน้ำมัน

4.4.2.1 อุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน 

ปัจจุบันประเทศไทยมีโรงกลั่นน้ำมันรวมทั้งสิ้น 7 แห่ง มีกำลังการผลิตรวมกันทั้งสิ้นประมาณ
1,099,000 บาร์เรลต่อวัน (ไม่รวมกำลังการผลิตของหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสทของ PTTAR
จำนวน 70,000 บาร์เรลต่อวัน) ใน ปี 2551โรงกลั่นน้ำมันมีการผลิตจริงรวมกันจำนวน 807,786
บาร์เรลต่อวัน เมื่อรวมกับการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากโรงแยกก๊าซฯ
และโรงงานปิโตรเคมีจำนวน 93,414 บาร์เรลต่อวัน
ทำให้มีการผลิตน้ำมันสำเร็จรูปของประเทศรวมทั้งสิ้นจำนวน 889,134 บาร์เรลต่อวัน
ในขณะที่ความต้องการใช้น้ำมันในประเทศมีจำนวน 697,732 บาร์เรลต่อวัน
ทำให้ประเทศไทยมีอุปทานส่วนเกิน และมีการส่งออกไปจำหน่ายในตลาดต่างประเทศจำนวน
191,402 บาร์เรลต่อวัน

ประเทศไทยผลิตน้ำมันสำเร็จรูปแยกเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปชนิดต่างๆ ดังนี้

  หน่วย : บาร์เรลต่อวัน

  ------------------------ --------------- --------------- ---------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์             ปี2549           ปี2550           ปี 2551

  น้ำมันเบนซิน                156,668         149,973         158,609

  น้ำมันดีเซล                 344,837         368,135         358,275

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน       96,524          91,723          103,147

  น้ำมันเตา                  108,706         111,186         118,195

  น้ำมันก๊าด                  17,940          2,127           3,329

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว          124,592         133,592         147,578

  รวม                      849,267         856,735         889,134
  ------------------------ --------------- --------------- ---------------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศไทยสามารถดำเนินการได้ทั้งทางรถบรรทุก รถไฟ และเรือขนส่ง ทั้งนี้
ขึ้นอยู่กับที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมัน
การขนส่งน้ำมันดิบจากต่างประเทศจะใช้เรือขนส่งตามท่าเทียบเรือต่างๆ
ตลอดแนวชายฝั่งทะเลของประเทศ
ขณะที่การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศส่วนใหญ่จะขนส่งโดยทางรถไฟ
โดยที่น้ำมันดิบจะถูกขนส่งไปยังโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 7
แห่งซึ่งตั้งอยู่ใกล้ชายฝั่งทะเลเพื่อกลั่นเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจะถูกขนส่งโดยทาง รถบรรทุก รถไฟ เรือขนส่ง และท่อส่งน้ำมัน
ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางท่อส่งน้ำมันแม้จะเพิ่มสูงขึ้น
แต่ก็ยังมีปริมาณการใช้ไม่มากนักเมื่อเปรียบเทียบกับการขนส่งโดยรถบรรทุกและรถไฟ
เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันไม่ได้มีการเชื่อมต่อกับโรงกลั่นน้ำมันทุกแห่ง
โรงกลั่นน้ำมันส่วนใหญ่ตั้งอยู่ที่ภาคกลางและภาคตะวันออกของประเทศซึ่งเป็นพื้นที่ที่มีความต้องการใช้น้ำมันสูงกว่าภาคอื่นๆ
ของประเทศ

4.4.2.2 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายน้ำมัน

จากการเปิดเสรีอุตสาหกรรมน้ำมันเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2534
ส่งผลให้ธุรกิจการจัดจำหน่ายน้ำมันมีการแข่งขันที่เพิ่มสูงขึ้น
เนื่องจากมีผู้ค้าน้ำมันอิสระรายใหม่เข้ามาในตลาดจำนวนมาก
การขยายตัวเพิ่มขึ้นของจำนวนสถานีบริการน้ำมัน
ประกอบกับสภาวะที่ประเทศไทยมีอุปทานมากกว่าอุปสงค์
ส่งผลให้กำไรขั้นต้นจากการตลาดเปลี่ยนแปลงตามสภาวะการแข่งขัน

โครงสร้างราคาน้ำมัน

โครงสร้างราคาน้ำมันจะประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น และราคาขายปลีก
ในส่วนของราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น จะประกอบด้วย ราคา ณ โรงกลั่น ภาษีสรรพสามิต
ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และภาษีมูลค่าเพิ่ม
และในส่วนของราคาขายปลีก จะประกอบด้วย ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ค่าการตลาด
และภาษีมูลค่าเพิ่ม^(/1)

จากการที่ประเทศไทยเป็นประเทศผู้นำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศในรูปของน้ำมันดิบ
และน้ำมันสำเร็จรูปบางส่วน ประกอบกับการค้าน้ำมันเป็นไปอย่างเสรี ดังนั้น การกำหนดราคาน้ำมัน
ณ โรงกลั่นจึงขึ้นอยู่กับการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดโลก
(ซึ่งโรงกลั่นในประเทศไทยยึดตลาดสิงคโปร์เป็นเกณฑ์เช่นเดียวกับประเทศอื่นๆ ในภูมิภาคนี้)
และการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา (หรือค่าเงินบาท)
ซึ่งเป็นต้นทุนในการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง

ตัวอย่างโครงสร้างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานคร ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2552

หน่วย : บาท/ลิตร

+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
|                       | เบ        | คิดเป      | ดีเซ     | คิดเป      |
|                       | นซินออกเทน | ็นร้อยละของ | ลหมุนเร็ว | ็นร้อยละของ |
|                       | 91        |           |         |           |
|                       |           | ร         |         | ร         |
|                       |           | าคาขายปลีก |         | าคาขายปลีก |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| ราคา ณ โรงกลั่น ^(/1)   | 13.5757   | 52.33     | 11.8708 | 59.39     |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| ภาษีสรรพสามิต ^(/2)     | 5.0000    | 19.28     | 3.3050  | 16.53     |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| ภาษีเทศบาล ^(/2)       | 0.5000    | 1.93      | 0.3305  | 1.65      |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง      | 4.0000    | 15.42     | 0.1200  | 0.60      |
| ^(/2)                 |           |           |         |           |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| กองทุนเพ               | 0.7500    | 2.89      | 0.7500  | 3.75      |
| ื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน |           |           |         |           |
| ^(/2)                 |           |           |         |           |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)      | 1.6678    | 6.43      | 1.1463  | 5.74      |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น    | 25.4935   | 98.28     | 17.5227 | 87.66     |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| ค่าการตลาด             | 0.4173    | 1.61      | 2.3059  | 11.53     |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)      | 0.0292    | 0.11      | 0.1614  | 0.81      |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+
| ราคาขายปลีก            | 25.94     | 100.00    | 19.99   | 100.00    |
+-----------------------+-----------+-----------+---------+-----------+

  /1 โรงกลั่นกำหนดจากราคาตลาดโลก

  /2 รัฐบาลกำหนด

สำหรับอัตราภาษีสรรพสามิตปัจจุบันเป็นไปตามประกาศอัตราภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง
โดย ณ วันที่
4-13 กุมภาพันธ์ 2552 อัตราภาษีสรรพสามิตของผลิตภัณฑ์ต่างๆ เป็นดังนี้

  ------------------------------- ------------------- --------------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์                    ตามมูลค่าร้อยละ        ตามปริมาณ (บาท/ลิตร)

  1. น้ำมันเบนซินชนิดไร้สารตะกั่ว        -                   5.0000

  2. น้ำมันแก๊สโซฮอล์                 -                   4.5000

  3. น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว               -                   3.3050

  4. น้ำมันไบโอดีเซล                 -                   2.1900

  5. น้ำมันเตา                      5                   -

  6. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (บาท/กก.)    -                   2.1700
  ------------------------------- ------------------- --------------------

ที่มา : กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง

สำหรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบัน
รัฐบาลกำหนดให้ผู้ผลิตหรือผู้นำเข้าผลิตภัณฑ์น้ำมันส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันตามอัตราที่กำหนดซึ่งขึ้นอยู่กับชนิดน้ำมัน
ยกเว้นก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะได้รับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมัน ทั้งนี้
เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดย ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2552
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน สรุปได้ดังนี้

  ที่มา : สนพ.

  /1 น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ที่มีสารอะโรเมติกส์ไม่สูงกว่าร้อยละ 35

  /2 น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ที่มีสารอะโรเมติกส์ไม่สูงกว่าร้อยละ 38

4.4.2.3 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว 

โครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในปัจจุบันเป็นแบบกึ่งลอยตัว
โดยภาครัฐได้มีการยกเลิกควบคุมราคาขายปลีก แต่ยังคงมีการควบคุมราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น
ซึ่งรวมถึงราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งปัจจุบันรัฐได้กำหนดราคาไว้ที่ 10.9960
บาท/กิโลกรัม(หรือประมาณ 314 – 332 เหรียญสหรับฯ ต่อตัน ณ อัตราแลกเปลี่ยนที่ระดับประมาณ
35-33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551
ซึ่งที่ผ่านมาในช่วงที่ราคาน้ำมันปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG
ในประเทศแตกต่างจากราคา LPG
ในตลาดโลกและราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศค่อนข้างมาก
ทำให้ปริมาณความต้องการก๊าซ LPG
ในประเทศเพิ่มขึ้นอย่างมากโดยเฉพาะในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ทำให้ตั้งแต่เดือนเมษายน
2551 กำลังการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศไม่เพียงพอกับปริมาณความต้องการ
กระทรวงพลังงานจึงมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้นำเข้าก๊าซ LPG
ในราคาตลาดโลกและจำหน่ายในราคาที่รัฐควบคุม โดย ปตท.
จะได้รับเงินชดเชยคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายหลัง การควบคุมราคา LPG ดังกล่าวส่งผลให้
ปตท. และโรงกลั่นในกลุ่มไม่สามารถจำหน่าย LPG ในราคาที่สะท้อนตลาดโลกและต้นทุนที่แท้จริง
รวมทั้งสูญเสียโอกาสในการส่งออกก๊าซ LPG รวมทั้งความไม่แน่นอนของระยะเวลาในการที่ ปตท.
จะได้รับเงินชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG คืน
ซึ่งทั้งหมดอาจส่งผลกระทบต่อฐานะการเงินและผลประกอบการของ ปตท.

ที่ผ่านมารัฐบาลในหลายสมัยได้มีความพยายามในการแก้ไขปัญหาราคา LPG
และล่าสุดมติคณะกรรมการนโยบายพลังงาน (กพช.)
โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายส่ง LPG สองราคา
โดยให้คงราคาขายปลีก LPG ที่ใช้สำหรับภาคครัวเรือน และให้มีการปรับขึ้นราคา LPG
ที่ใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เพื่อสะท้อนต้นทุนและราคาตลาดโลกที่แท้จริง
และเพื่อชะลอการขยายตัวของการใช้ LPG ในภาคดังกล่าว ซึ่งในปี 2551
มีอัตราการขยายตัวภาคขนส่งและอุตสาหกรรมสูงถึง 35.6 % และ 9.3 % ตามลำดับ
รวมถึงลดความต้องการนำเข้า
อย่างไรก็ตามนโยบายสองราคาดังกล่าวยังไม่สามารถดำเนินการได้ในปัจจุบันและยังไม่มีความแน่นอนว่านโยบายดังกล่าวจะมีผลบังคับใช้เมื่อใด

ปตท. และสภาอุตสาหกรรมกลุ่มโรงกลั่น
แห่งประเทศไทยได้มีการหารือกับภาครัฐถึงปัญหาการควบคุมราคา LPG ซึ่งจะมีผลต่อการจัดหา LPG
ในประเทศ และการทำให้ความต้องการ LPG มีการขยายตัวอย่างมาก
จนทำให้เกิดการนำเข้าในปัจจุบัน โดย ปตท.
ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานในการแจ้งมติคณะกรรมการ ปตท. ซึ่งประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม
2551 ในเรื่องวงเงินในการรับภาระการนำเข้าจะไม่เกิน 10,000 ล้านบาท
ซึ่งหากรัฐบาลยังคงจะให้ ปตท. รับภาระเกินวงเงินดังกล่าวแล้ว ปตท.
จำเป็นต้องนำเสนอของความเห็นชอบในที่ประชุมผู้ถือหุ้น
โดยภาครัฐในฐานะผู้มีส่วนได้ส่วนเสียจะไม่สามารถลงมติดังกล่าวได้

ทั้งนี้ โครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะประกอบด้วย 3 ส่วนคือ

(1) ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า

(2) ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ซึ่งประกอบด้วย

- ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และภาษีมูลค่าเพิ่ม

(3) ราคาขายปลีก ซึ่งประกอบด้วย

- ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ค่าการตลาด และภาษีมูลค่าเพิ่ม

ดังมีรายละเอียด ดังตัวอย่างต่อไปนี้ (โครงสร้างราคา ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2552)

  หน่วย : บาท/กิโลกรัม

  ---------------------------- ------------------- -------------------------
                               ก๊าซปิโตรเลียมเหลว     คิดเป็นร้อยละของราคาขายปลีก

  ราคา ณ                       10.9960             60.66
  โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า ^(/1)                     

  ภาษีสรรพสามิต ^(/2)            2.1700              11.97

  ภาษีเทศบาล ^(/2)              0.2170              1.20

  กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ^(/2)       0.3033              1.67

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)             0.9580              5.28

  ราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม       14.6443             80.78

  ค่าการตลาด                    3.2566              17.96

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)             0.2280              1.26

  ราคาขายปลีก                   18.13               100.00
  ---------------------------- ------------------- -------------------------

  ที่มา : สนพ.

  /1 รัฐบาลกำหนดโดยอ้างอิงราคาตลาดโลก

  /2 รัฐบาลกำหนด

4.4.3 ภาวะอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 

4.4.3.1 โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 

โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีสามารถแบ่งได้เป็น 3 ขั้น ดังนี้

(1) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น : เป็นการนำก๊าซปิโตรเลียม อันได้แก่
    ก๊าซอีเทนและก๊าซโพรเพน หรือผลิตภัณฑ์ในรูปของน้ำมัน อันได้แก่ แนฟทา
    มาแปรสภาพเป็นสารโอเลฟินส์ (ก๊าซเอทิลีนและก๊าซโพรพิลีน)
    และคอนเดนเสทมาแปรสภาพเป็นสารอะโรเมติกส์ (เบนซีน โทลูอีน และไซลีน)
    โดยผ่านกระบวนการกลั่น แยก ทำให้แตกตัว และแปรรูป

(2) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นกลาง :
    เป็นการนำผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้นจากผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นต้นไปผ่านกระบวนการต่างๆจนได้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นกลาง
    เช่น สไตรีนโมโนเมอร์ ไวนิลคลอไรด์โมโนเมอร์ เอ-ทิลีนไกลคอล กรดเทเรฟทาลิกบริสุทธิ์
    ฟีนอล และอะซีโตน เป็นต้น

(3) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลาย :
    เป็นการนำผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้นจากผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นกลางไปผ่านกระบวนการต่างๆ
    จนได้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นปลาย เช่น เม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ หรือวัตถุสังเคราะห์ต่างๆ
    ซึ่งจะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบพื้นฐานในการผลิตของอุตสาหกรรมต่อเนื่องอื่นๆ เช่น
    อุตสาหกรรมบรรจุภัณฑ์ อุตสาหกรรมเครื่องใช้ไฟฟ้า อุตสาหกรรมชิ้นส่วนรถยนต์
    และอุตสาหกรรมสิ่งทอ เป็นต้น

4.4.3.2 สถานการณ์ปิโตรเคมีของประเทศไทย

ราคาปิโตรเคมีจะมีการเปลี่ยนแปลงเป็นวัฏจักร
ในแต่ละรอบจากราคาขึ้นสูงสุดถึงราคาลงต่ำสุดจะใช้ระยะเวลา 8-10 ปี ในปี 2547-2550
ถือว่าเป็นช่วงขาขึ้นของราคาปิโตรเคมี
และมีการคาดการณ์โดยบริษัทที่ปรึกษาชั้นนำว่าราคาจะลดต่ำสุด ในปี 2552-2554
และจะเข้าสู่ช่วงขาขึ้นอีกครั้งในปี 2555
ทั้งนี้วงจรขาลงของราคาปิโตรเคมีได้เริ่มเร็วขึ้นกว่าที่คาดการณ์ไว้เดิม
เนื่องจากความกังวลเกี่ยวกับภาวะถดถอยของเศรษฐกิจโลกในช่วงครึ่งหลังของปี 2551
ส่งผลให้อุปสงค์ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีชะลอตัวลงและระดับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีได้ปรับลดลงมากอย่างรวดเร็วและทำลายสถิติต่ำสุดนับตั้งแต่ปี
2543 เป็นต้นมา นักวิเคราะห์คาดการณ์ว่าราคาจะลดต่ำสุดในช่วงปลายปี 2552-2553
จากภาวะอุปทานส่วนเกินเนื่องจากมีกำลังการผลิตใหม่ๆ
เกิดขึ้นในภูมิภาคเอเชียและตะวันออกกลางซึ่งมีความได้เปรียบในด้านวัตถุดิบราคาต่ำโดยเฉพาะซาอุดีอาระเบีย
คูเวตและกาตาร์ และจะเข้าสู่ช่วงวงจรขาขึ้นอีกครั้งในปี 2555
จากการฟื้นตัวของอุปสงค์ทำให้อุปทานส่วนเกินลดลง

ความต้องการปิโตรเคมีโดยรวมของประเทศไทยในปี 2551 ลดลงจากปี 2550 ร้อยละ 7
เช่นเดียวกับการผลิตปิโตรเคมีโดยรวมที่ลดลงร้อยละ 7 จากปีก่อน
เนื่องจากการปิดซ่อมบำรุงจากปัญหาด้านเทคนิคกอปรกับการปรับลดการผลิตของผู้ประกอบการตั้งแต่ปลายไตรมาส
3 เป็นต้นมาเพราะความต้องการสินค้ามีน้อย บริษัทเล็กๆ
หลายแห่งได้ปิดกิจการลงเนื่องจากประสบภาวะขาดทุน
การส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีโดยรวมปรับลดลงเช่นเดียวกันที่ร้อยละ 3
ภายหลังจากที่อำนาจซื้อของประเทศผู้นำเข้ารายใหญ่ของเอเชีย ได้แก่
สหรัฐอเมริกาและสหภาพยุโรปลดลงจากการชะลอตัวทางเศรษฐกิจ
นอกจากนี้จีนซึ่งเป็นประเทศนำเข้ารายใหญ่ของเอเชียก็ชะลอการนำเข้าลงเช่นเดียวกันเมื่อการแข่งขันกีฬาโอลิมปิกส์เสร็จสิ้นและการผลิตเพื่อส่งออกปรับลดลง

หากพิจารณาสัดส่วนของการส่งออกเทียบกับการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในแต่ละขั้นของประเทศแล้ว
พบว่า ประเทศส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นต้น ขั้นกลางและขั้นปลาย ร้อยละ 9, 37 และ 49
ของการผลิตในแต่ละขั้นตามลำดับ ซึ่งเป็นสัดส่วนที่ใกล้เคียงกับปีก่อน

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ก          |             |             |            |             |
| ารผลิต การน |             |             |            |             |
| ำเข้า การบร |             |             |            |             |
| ิโภค และการ |             |             |            |             |
| ส่งออกผลิตภัณ |             |             |            |             |
| ฑ์ปิโตรเคมีขั้น |             |             |            |             |
| ต้น*ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 5,172       | 232         | 4,595      | 808         |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 5,480       | 247         | 4,767      | 960         |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 5,761       | 406         | 5,449      | 718         |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2550       | 5,941       | 607         | 6,078      | 470         |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2551       | 5,490       | 523         | 5,402      | 609         |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

* Ethylene, Propylene, Benzene, Toluene และ P-Xylene

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การ        |             |             |            |             |
| ผลิต การนำเ |             |             |            |             |
| ข้า การส่งออ |             |             |            |             |
| ก และการบร |             |             |            |             |
| ิโภคผลิตภัณฑ์ป |             |             |            |             |
| ิโตรเคมีขั้นกล |             |             |            |             |
| าง*ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 2,598       | 880         | 3,026      | 453         |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 2,804       | 829         | 3,019      | 614         |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 3,732       | 665         | 2,900      | 1,495       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2550       | 4,512       | 297         | 3,031      | 1,777       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2551       | 4,066       | 354         | 2,940      | 1,479       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

*VCM, SM, Caprolactam, PTA, Cyclohexane และ MEG

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การ        |             |             |            |             |
| ผลิต การนำเ |             |             |            |             |
| ข้า การส่งออ |             |             |            |             |
| ก และการบร |             |             |            |             |
| ิโภคผลิตภัณฑ์ป |             |             |            |             |
| ิโตรเคมีขั้นปล |             |             |            |             |
| าย*ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 3,984       | 551         | 2,767      | 1,767       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 4,141       | 560         | 2,709      | 1,992       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 4,246       | 539         | 2,832      | 1,952       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2550       | 4,331       | 607         | 2,900      | 2,038       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2551       | 4,209       | 661         | 2,797      | 2,072       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

* PE (including EVA), PVC, PP, PS, EPS และ ABS/SAN

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| กา         |             |             |            |             |
| รผลิต การนำ |             |             |            |             |
| เข้า การส่งอ |             |             |            |             |
| อก และการบ |             |             |            |             |
| ริโภคผลิตภัณฑ |             |             |            |             |
| ์ปิโตรเคมีโดย |             |             |            |             |
| รวมของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 11,754      | 1,663       | 10,388     | 3,028       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 12,425      | 1,636       | 10,495     | 3,566       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 13,739      | 1,610       | 11,181     | 4,165       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2550       | 14,784      | 1,511       | 12,009     | 4,285       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2551       | 13,765      | 1,538       | 11,139     | 4,160       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

4.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม 

4.5.1 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

ตลอดระยะเวลาการดำเนินงานของโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมา ปตท.
ได้ตระหนักถึงผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ความปลอดภัย และอาชีวอนามัย
รวมทั้งสภาพชีวิตความเป็นอยู่ของประชาชนที่อาศัยอยู่ในบริเวณใกล้เคียง ดังนั้น ปตท.
จึงได้ติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่องและเคร่งครัด
โดยในช่วงก่อนการก่อสร้างได้มีการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
(Environmental Impact Assessment : EIA)
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
พร้อมทั้งระบุมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
และมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อเสนอต่อ
สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.)
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ซึ่งจนถึงปัจจุบัน ปตท. ได้ดำเนินการติดตามตรวจวัด
บันทึกผล และจัดทำรายงานฯ เสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
รวมถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น สำนักงานทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมจังหวัด
กรมโรงงานอุตสาหกรรม ตามที่กฎหมายกำหนดอย่างเคร่งครัด ยิ่งไปกว่านั้น
เพื่อให้เกิดความมั่นใจในประสิทธิภาพของระบบบำบัดมลพิษทางอากาศ
และเป็นไปตามคำแนะนำของกรมโรงงานอุตสาหกรรม ในปี 2546 และปี 2548
โรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง หน่วยที่ 1 และ 5
ยังได้ติดตั้งเครื่องมือหรือเครื่องอุปกรณ์พิเศษเพื่อตรวจสอบคุณภาพอากาศจากปล่องแบบอัตโนมัติ
(Continuous Emission Monitoring System : CEMS) ตามลำดับ
ซึ่งจากการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมของโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้ง 5
โรงตั้งแต่เปิดดำเนินการ พบว่าคุณภาพอากาศ คุณภาพเสียง คุณภาพน้ำ
และการจัดการกากของเสียจากกระบวนการผลิต
ล้วนอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องสำหรับโครงการก่อสร้างโรงแยกก๊าซอีเทนและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
หน่วยที่ 6 ที่จังหวัดระยอง นั้นได้จัดทำรายงาน EIA เสนอต่อ สผ.
และได้รับการพิจารณาเห็นชอบจาก คณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ เรียบร้อยแล้ว ขณะนี้
อยู่ระหว่างการก่อสร้าง คาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณต้นปี 2553

นอกจากการปฏิบัติตามกฎหมายข้างต้นแล้ว ปตท. ยังได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก.18001//OHSAS 18001 เข้ามาใช้
โดยปัจจุบัน ทั้งโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง(หน่วยที่ 1-3 และ 5)
และโรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอม (หน่วยที่ 4) ได้รับการรับรองระบบ ISO 14001 และระบบ
มอก.18001/OHSAS 18001 จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.) เรียบร้อยแล้ว
ยิ่งไปกว่านั้น
เพื่อเป็นการแสดงถึงความรับผิดชอบต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสียและสังคมควบคู่ไปกับการเสริมสร้างประสิทธิภาพและการเติบโตทางธุรกิจ
อีกทั้งเป็นการเตรียมความพร้อมเพื่อปรับตัวเข้าสู่มาตรฐานระหว่างประเทศว่าด้วยการแสดงความรับผิดชอบต่อสังคม
(ISO 26000 Social Responsibility) อย่างเป็นระบบ
โรงแยกก๊าซธรรมชาติระยองได้เข้าร่วมใน
“โครงการการส่งเสริมการแสดงความรับผิดชอบของโรงงานอุตสาหกรรมต่อสังคม” ของ
กรมโรงงานอุตสาหกรรม และเป็นหนึ่งใน 15
โรงงานแรกที่ผ่านการทวนสอบการปฏิบัติตามเกณฑ์มาตรฐานความรับผิดชอบของผู้ประกอบการอุตสาหกรรมต่อสังคม
(Standard for Corporate Social Responsibility : CSR-DIW) เมื่อวันที่ 26
กันยายน 2551

4.5.2 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ถึงแม้ว่าการดำเนินการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ได้เกิดขึ้นก่อนที่โครงการประเภทระบบขนส่งปิโตรเลียมทางท่อ
จะถูกกำหนดให้อยู่ในข่ายที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
(Environmental Impact Assessment) ตามประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี
และสิ่งแวดล้อม พ.ศ. 2539 มากกว่า 10 ปี อย่างไรก็ตาม ปตท.
ได้ตระหนักถึงความสำคัญของสภาพแวดล้อมทั้งก่อนการก่อสร้าง ระหว่างการก่อสร้าง
และภายหลังการก่อสร้างมาโดยตลอด
โดยมีการศึกษาและประเมินผลกระทบที่มีต่อสิ่งแวดล้อมก่อนดำเนินโครงการ
เพื่อกำหนดมาตรการป้องกันแก้ไขและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมระหว่างก่อสร้างและระยะดำเนินการ
รวมทั้งมีการปรับสภาพพื้นที่ให้เข้าสู่สภาพเดิมเมื่อการฝังกลบท่อแล้วเสร็จ
ซึ่งทุกโครงการนับแต่การก่อสร้างท่อส่งก๊าซสายประธานเส้นแรกที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย
และโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติอื่นๆ ก็มีแนวทางปฏิบัติในทิศทางเดียวกัน

สำหรับท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากสหภาพเมียนมาร์มายังชายแดนไทย-ที่บ้านอีต่อง
และต่อมายังโรงไฟฟ้าราชบุรีจังหวัดราชบุรี ที่เริ่มก่อสร้างในปี 2540 นั้น ปตท.
ได้จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อเสนอต่อ สผ.
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เช่นเดียวกับการดำเนินการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งจากการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ล้วนปรากฏว่า
เป็นไปตามมาตรการลดและติดตามผลกระทบที่ได้เสนอไว้ในรายงานฯ

ในระหว่างปี 2547 จนถึงปัจจุบัน โครงการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซฯ
ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 และโครงการเกี่ยวเนื่อง
ได้มีการศึกษาและจัดทำรายงาน EIA
รวมทั้งมีการนำมาตรการลดผลกระทบและการดำเนินการระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมไปสู่การปฏิบัติทั้งในระยะก่อสร้างและระยะดำเนินการแล้วเสร็จทุกโครงการ
ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 3 ในทะเลและบนบก (ฝั่งตะวันออก) และ
ส่วนที่ติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันในทะเล โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทรน้อย-โรงไฟฟ้าพระนครใต้
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย-แก่งคอย
สำหรับโครงการที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างที่จะต้องดำเนินการตามมาตรการลดผลกระทบและการวางระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม
ความปลอดภัย และอาชีวอนามัย ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามแนวถนนเอกชัย-พระรามที่
2 โครงการท่อส่งก๊าซ NGV สุวรรณภูมิ-พญาไท
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ
และโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติศูนย์ราชการแจ้งวัฒนะและศูนย์พลังงานแห่งชาติ
(ปทุมธานี-พญาไท) นอกจากนี้
ยังมีโครงการที่อยู่ในระหว่างการศึกษาและจัดทำรายงานEIAเพื่อเสนอต่อ สผ.
หรืออยู่ระหว่างการพิจารณา ได้แก่
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากแหล่งปลาทองและบงกชใต้ไปยังท่อเส้นที่ 3
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาตินวนคร-รังสิต อยุธยา-นครสวรรค์ และสระบุรี-นครราชสีมา
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 4 (ระยอง-แก่งคอย)
และการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซและโครงการท่อส่งก๊าซย่อยเข้าโรงงานอุตสาหกรรม
โรงไฟฟ้า และสถานีบริการก๊าซ NGV เป็นต้น

และเพื่อให้การดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อม อาชีวอนามัย
และความปลอดภัยเป็นไปตามมาตรฐานสากล สายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทุกหน่วย
จึงได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก.18001/OHSAS 18001 เข้ามาปฏิบัติ
โดยได้รับการรับรองระบบ ISO 14001 และ มอก.18001/OHSAS 18001
จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.) เรียบร้อยแล้วตั้งแต่ปี 2543 และ 2545 ตามลำดับ

4.5.3 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการท่าเทียบเรือของคลังปิโตรเลียมและผลิตภัณฑ์อื่น
ๆ

ในการก่อสร้างท่าเทียบเรือของ ปตท. เพื่อขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ได้มีการจัดทำรายงาน EIA
ซึ่งระบุมาตรการป้องกัน และแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
ตลอดจนได้ดำเนินการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อคุณภาพสิ่งแวดล้อม (Monitoring)
ตามที่กฎหมายกำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เสนอต่อ สผ. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม อย่างต่อเนื่อง
ซึ่งจากการติดตามตรวจสอบดังกล่าว
ปตท.สามารถปฏิบัติตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบสิ่งแวดล้อมได้อย่างครบถ้วน
โดยผลการติดตามตรวจวัดทั้งหมดอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานตามที่กฎหมายกำหนด
อีกทั้งหน่วยงานของ ปตท.
ที่มีท่าเทียบเรือขนส่งผลิตภัณฑ์ทุกคลังยังได้รับการรับรองระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และ มอก.18001/OHSAS 18001 จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.)
เรียบร้อยแล้วเช่นเดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

สำหรับโครงการใหม่ในปี 2551 ซึ่งอยู่ในระหว่างการศึกษาและจัดทำรายงาน EIA ได้แก่
โครงการท่าเทียบเรือเอนกประสงค์จังหวัดระนอง
เพื่อรองรับคลังน้ำมันปิโตรเลียมประเภทน้ำมันดีเซล ซึ่ง ปตท.
ได้ร่วมกับการท่าเรือแห่งประเทศไทย (กทท.)
ขอจัดตั้งขึ้นที่บริเวณท่าเทียบเรืออเนกประสงค์จังหวัดระนอง
เพื่อเป็นการรองรับการขยายตัวของความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปทางฝั่งทะเลอันดามัน
อีกทั้งเพื่อส่งเสริมบทบาทของท่าเรือระนองในการเป็นฐานสนับสนุนหลักสำหรับธุรกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทางฝั่งทะเลอันดามันที่สำคัญ
และสนับสนุนนโยบายการพัฒนาระนองให้เป็นประตูการค้าระหว่างประเทศทางฝั่งทะเลอันดามัน
นอกจากนี้ ยังมีโครงการพัฒนาท่าเทียบเรือและคลังผลิตภัณฑ์เหลวที่จังหวัดระยอง
ที่อยู่ในระหว่างการจัดทำรายงาน EIA เช่นกัน

4.5.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการร่วมลงทุนในโรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นน้ำมัน

อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและการกลั่นเป็นอุตสาหกรรมอีกประเภทที่ต้องจัดทำรายงาน EIA
ตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ที่ผ่านมา
ปตท. ได้ร่วมลงทุนและเข้าไปมีส่วนร่วมในขั้นตอนของการพัฒนา
รวมทั้งในขั้นตอนการก่อสร้างหรือขยายโรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นน้ำมันต่างๆ
ในสัดส่วนที่มากน้อยต่างกัน โดยในปัจจุบัน
มีโครงการก่อสร้างและ/หรือขยายโรงงานในความรับผิดชอบของ ปตท. ที่ได้รับการอนุมัติรายงาน
EIA และขณะนี้อยู่ในระหว่างการก่อสร้าง
ซึ่งจะต้องดำเนินการตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
และมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เสนอต่อ สผ. รวมถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
เช่น กรมโรงงานอุตสาหกรรม, การนิคมอุตสาหกรรม เป็นระยะ ได้แก่
โครงการก่อสร้างของบริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด, โครงการก่อสร้างโรงอีเทนแครกเกอร์
โรงผลิตเม็ดพลาสติกโพลีเอทิลีนเชิงเส้นความหนาแน่นต่ำ (LLDPE)
และเม็ดพลาสติกโพลีนเอทิลีนชนิดความแน่นต่ำ (LDPE) ของบริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด
โครงการก่อสร้างโรง Propane Dehydrogenation/ Polypropylene (PDH/PP),
ของบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัดโครงการก่อสร้าง โรงผลิตสาร Acrylonitrile/
Methyl Methacrylate (AN/MMA) ของบริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด

4.5.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการร่วมลงทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

ปตท. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจขยายและพัฒนาการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง
ไม่ว่าจะเป็นการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ การพัฒนาตลาด LNG
รวมไปถึงการลงทุนในธุรกิจการผลิตไฟฟ้าไอน้ำและน้ำเย็น ซึ่งทั้งหมดล้วนแล้วแต่ต้องจัดทำรายงาน
EIA ตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
โดยในขณะนี้ มีโครงการที่ได้รับการพิจารณาเห็นชอบจาก คณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ แล้ว
อยู่ในระหว่างการปฏิบัติการตามมาตรการป้องกันและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม
รวมทั้งติดตามคุณภาพสิ่งแวดล้อมในระยะก่อสร้าง ได้แก่ โครงการสถานีรับจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว
(LNG Receiving Terminal) ของบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด
โครงการก่อสร้างศูนย์ผลิตสาธารณูปการแห่งที่ 1 ส่วนขยายกำลังการผลิต 5 (CUP-1 Phase 5)
และส่วนขยายกำลังการผลิต 6 (CUP-1 Phase 6) ของบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
ซึ่งได้ดำเนินการตามมติคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ (กกวล.) ครั้งที่ 6/2550 ที่ให้นำร้อยละ
80 ส่วนที่ลดการระบายมลพิษโรงงานเดิมมาสร้างหรือขยายโรงงานใหม่
และโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสำหรับโรงกลั่นน้ำมันบางจาก นอกจากนี้
ยังมีโครงการที่ได้จัดทำรายงาน EIA และอยู่ในระหว่างยื่นเสนอต่อ สผ.
และคณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ ได้แก่ โครงการขยายโรงไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น
จำกัด

[1] ^(/) หมายเหตุ :

/1 แปลงสัมปทานยูโนแคล 2 ประกอบด้วย แหล่งกะพง ปลาทอง ปลาแดง สตูล บรรพต และยะลา
10A ส่วนแปลงสัมปทานยูโนแคล 3 ประกอบด้วย แหล่งฟูนาน จักรวาล โกมิน สุราษฎร์ ปลาหมึก
ตราด และปะการัง

/2 แหล่งทานตะวันและเบญจมาศได้มีการลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 7 เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม
2550 โดยมีปริมาณ Maximum Dairy Quantity (MDQ) เท่ากับ 23.5 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
รวมปริมาณที่ผู้ขายต้องส่งก๊าซฯ ให้ ปตท. เท่ากับ 177 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตั้งแต่วันที่ 1
มกราคม 2551 – 1 ตุลาคม 2554

/3 เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2547 ปตท. และ เปโตรนาส ได้ลงนามใน Settlement
Agreement และ Supplementary Agreement ซึ่งเป็นข้อตกลงประนีประนอมแก้ไขปัญหา
Take-or-Pay อันสืบเนื่องมาจากการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทย-มาเลเซีย ของบริษัททรานส์
ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด ล่าช้า โดยกลุ่มผู้ซื้อซึ่งประกอบด้วย ปตท.และเปโตรนาส
ไม่มีภาระ Take-or-Pay และเลื่อนกำหนดการเริ่มซื้อขายก๊าซฯ จากเดิมปี 2545 มาเป็นต้นปี
2548 โดย เปโตรนาส จะเป็นผู้รับก๊าซฯ ในระยะที่หนึ่งจำนวน 200-390
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันก่อน ส่วน ปตท.จะ รับก๊าซฯ ระยะที่ 2 จำนวน 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ซึ่งเริ่มรับก๊าซฯในเดือนพฤศจิกายน 2551

/4 แหล่งอาทิตย์เริ่มผลิตก๊าซฯ ให้ ปตท.เข้าสู่ระบบตั้งแต่วันที่ 26 มีนาคม 2551

/5 ปัจจุบันยังไม่ได้ดำเนินการผลิต ทั้งนี้คาดว่าแหล่งเจดีเอ B-17&C-19 และ
B-17-01จะเริ่มผลิตก๊าซฯ เข้าสู่ระบบได้ประมาณปลายปี 2552

/6 แหล่งภูฮ่อมเริ่มจ่ายผลิตก๊าซฯ ให้ ปตท. เข้าสู่ระบบตั้งแต่วันที่ 30 พฤศจิกายน 2549

/7 แหล่งยูโนแคล 123 (ส่วนเพิ่ม) ลงนามสัญญาฯ เมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2550 สามารถส่งก๊าซฯ
ให้ ปตท. ได้เพิ่มขึ้นอีก 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตั้งแต่ ปี

2555 – 2565 (10 ปี)

/8 แหล่งอาทิตย์เหนือ ลงนามสัญญาฯ เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2550 โดยคาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซฯ ให้
ปตท. ได้ตั้งแต่เดือนเมษายน 2552 เป็นต้นไปโดยไม่มี
ข้อผูกพันในการรับและส่งก๊าซฯ ของทั้งผู้ซื้อและผู้ขาย (Shortfall and Take-or-Pay)

/9 แหล่งสิริกิติ์ได้มีการลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในโครงการ NGV เมื่อวันที่ 26
กุมภาพันธ์ 2551 สามารถส่งก๊าซฯ ให้ ปตท. ได้ตั้งแต่เดือน

กุมภาพันธ์ 2551 ในปริมาณไม่เกิน 3 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน โดยไม่มีข้อผูกพันในการรับและส่งก๊าซฯ
ของทั้งผู้ซื้อและผู้ขาย (Shortfall and Take-or-Pay)

/10 แหล่งยาดานาได้มีการลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 1 โดยเพิ่ม DCQ จากเดิมอีก 40
ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือนกันยายน 2549

[2]

[3] ^(/)

[4] ^(/)