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

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

5.1 ลักษณะทั่วไป

ปตท.สผ. ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ
โดยในการลงทุนต่างประเทศนั้น ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานตามกฎหมายของประเทศ นั้น ๆ ซึ่งอาจเป็นรูปของ
Production Sharing Agreement/Contract หรือ Services Agreement ปัจจุบัน
ปตท.สผ. ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอยู่ในต่างประเทศอาทิ ประเทศ พม่า เวียดนาม
อินโดนีเซีย และโอมาน สำหรับภายในประเทศนั้น ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่าง ๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปของค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และสิทธิพิเศษอื่น ๆ
ทั้งนี้ ประเด็นสำคัญในการประกอบธุรกิจปิโตรเลียม ได้แก่

5.1.1 การกำหนดพื้นที่สัมปทาน

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน ในฐานะหน่วยงานที่รับผิดชอบตาม พ.ร.บ.
ปิโตรเลียมจะเป็นผู้กำหนดพื้นที่สัมปทาน โดยแบ่งพื้นที่ออกเป็นแปลง (Block)
และเชิญชวนให้บริษัทน้ำมันต่าง ๆ เข้ามายื่นขอสัมปทาน สำหรับขั้นตอนการอนุมัติสัมปทานนั้น
คณะกรรมการปิโตรเลียมเป็นผู้พิจารณาคำขอสัมปทาน
โดยมีคณะอนุกรรมการเป็นผู้กลั่นกรองข้อมูลตามคำขอในเบื้องต้น
และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
โดยได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเป็นผู้มีอำนาจให้สัมปทานและลงนามในสัมปทาน ทั้งนี้
หลักเกณฑ์ในการอนุมัติสัมปทานแต่ละแปลงนั้น รัฐจะพิจารณาถึงคุณสมบัติของผู้ยื่นคำขอแต่ละราย
ดูว่ามีการนำเงินทุนเข้ามาใช้ในการสำรวจปิโตรเลียมอย่างเหมาะสม
การถ่ายทอดความรู้และเทคโนโลยี การว่าจ้างแรงงานในประเทศ
รวมทั้งพิจารณาถึงผลประโยชน์สูงสุดที่รัฐพึงได้ เป็นต้น

5.1.2 ลักษณะของผู้ประกอบการ

สัมปทานปิโตรเลียมหนึ่ง ๆ อาจออกให้แก่ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire) รายเดียว
หรือผู้รับสัมปทานร่วม (Co-Concessionaire) ตั้งแต่ 2 รายขึ้นไปได้
เนื่องจากลักษณะธุรกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมค่อนข้างจะมีความเสี่ยงสูงในระดับหนึ่ง ดังนั้น
ผู้รับสัมปทานจึงมักจะหาบริษัทอื่นเข้ามารับสัมปทานร่วม หรือเข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียม
(Co-Venturer) เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยง
ในการลงทุน
โดยผู้เข้าร่วมทุนในโครงการภายหลังนี้อาจจะต้องชำระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นก่อนการเข้าร่วมโครงการให้แก่ผู้รับสัมปทานหรือผู้ร่วมทุนเดิม
ในการร่วมทุนข้างต้นจะมีบริษัทหนึ่งเป็นผู้ดำเนินการ (Operator)
เพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตแทนผู้ร่วมทุนอื่น
ภายใต้การควบคุมของคณะกรรมการจัดการ(Management Committee)
ซึ่งประกอบด้วยตัวแทนจากผู้ร่วมทุนแต่ละราย ทั้งนี้
ผู้ดำเนินการจะเป็นผู้กำหนดแผนการเงินที่จะเรียกเก็บ (Cash Call)
จากผู้ร่วมทุนทุกรายเพื่อนำมาใช้จ่ายในโครงการ
ผู้ร่วมทุนจะมีส่วนในการตัดสินใจทางเทคนิคและในทางการเงิน
โดยผ่านตัวแทนของตนในคณะกรรมการจัดการ โดยทั่วไปบริษัทน้ำมันหนึ่ง ๆ
จะมีบทบาทเป็นผู้ดำเนินการ หรือไม่ในแต่ละโครงการย่อมขึ้นอยู่กับเงื่อนไขการลงทุน ความพร้อม
และ
กลยุทธ์การดำเนินธุรกิจของบริษัทในโครงการนั้นๆ

5.1.3 ลักษณะการดำเนินงานและการตัดสินใจลงทุน

โดยทั่วไปแล้วก่อนที่บริษัทน้ำมันจะตัดสินใจเข้าลงทุนในการสำรวจปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศนั้น
จะต้องพิจารณาถึงโอกาสที่การสำรวจจะประสบผลสำเร็จ ปัจจัยความเสี่ยงต่าง ๆ
ในการลงทุนอย่างรอบคอบ โดยจะต้องมีการศึกษาข้อมูล
เพื่อวิเคราะห์ศักยภาพของพื้นที่ว่าจะมีปิโตรเลียมสูงเพียงใด และมีสมรรถนะในเชิงพาณิชย์หรือไม่
ตลอดจนสถิติของอัตราส่วนความสำเร็จ (Success Ratio)
ของการเจาะหลุมสำรวจในพื้นที่ใกล้เคียงด้วย ตลอดจนถึงปัจจัยความเสี่ยงต่างๆ
ของประเทศที่เราเข้าไปลงทุนด้วย ทั้งนี้
เมื่อเห็นว่าคุ้มค่าต่อการลงทุนในระยะการสำรวจแล้วจึงจะยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม
หรือเข้าร่วมทุนในสัมปทานปิโตรเลียมที่มีการขอไว้แล้ว

เมื่อบริษัทน้ำมันได้รับอนุมัติพื้นที่สัมปทานให้เข้าไปดำเนินการสำรวจแหล่งปิโตรเลียม
และเริ่มงานสำรวจ ซึ่งโดยปกติจะใช้เวลาในการสำรวจขั้นต้นประมาณ 2 – 3 ปี
จนเมื่อพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมก็จะเปรียบเทียบมูลค่าเงินลงทุนที่ต้องใช้ในช่วงการพัฒนาแหล่งผลิต
กับมูลค่าการขายปิโตรเลียมตามปริมาณสำรองในส่วนที่คาดว่าจะผลิตขึ้นมาได้
หากพบว่าเป็นการลงทุนพัฒนาที่คุ้มค่าก็จะถือว่าแหล่งปิโตรเลียมนั้นมีศักยภาพในเชิงพาณิชย์
โดยผู้ดำเนินการจะต้องยื่นขออนุมัติให้แหล่งปิโตรเลียมนั้นเป็นพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมและเริ่มทำการผลิตในแหล่งนั้นไปก่อน
ทั้งนี้ ผู้ดำเนินการยังคงสามารถทำการสำรวจพื้นที่
ที่เหลือต่อไปได้ หากยังอยู่ในระยะเวลาสำรวจตามที่กำหนดในสัมปทาน
ในช่วงของการขออนุมัติพื้นที่ผลิตนี้ ผู้ดำเนินการจะต้องสร้างความมั่นใจในการลงทุน
เนื่องจากการลงทุนเพื่อพัฒนาการผลิตดังกล่าวจะมีมูลค่าสูงมาก ดังนั้น
จึงต้องติดต่อจัดหาผู้ซื้อปิโตรเลียมไว้ล่วงหน้า และจัดทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมระยะยาว (Sales
Agreement) ในปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับซื้อปิโตรเลียมรายใหญ่ที่สุดในประเทศ สำหรับสาระสำคัญ
โดยปกติในสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมจะประกอบด้วย วิธีการกำหนดราคาซื้อขาย
และกำหนดปริมาณปิโตรเลียมที่จะส่งมอบ ทั้งนี้
เมื่อถึงกำหนดเริ่มการผลิตผู้ซื้อจะต้องรับผิดชอบต่อผลผลิตปิโตรเลียมทันทีเมื่อมีการผลิต
โดยในการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในประเทศจะส่งมอบกันที่ปากหลุมผลิต
ส่วนการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในต่างประเทศจะทำการซื้อขายที่เขตชายแดนประเทศไทย
ปตท. จึงต้องเป็นผู้จัดวางท่อส่งก๊าซที่สามารถรองรับได้ตามปริมาณผลิตที่ระบุไว้ตามสัญญา
สำหรับการซื้อขายน้ำมันดิบจะส่งมอบกันที่โรงกลั่นน้ำมันตามที่ระบุไว้
ส่วนการซื้อขายคอนเดนเสทจะทำการส่งมอบที่ Floating Storage Unit (FSU)
ใกล้บริเวณหลุมผลิต

5.1.4 ลักษณะของกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจ

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

-   ผู้ขอสัมปทานต้องเป็นบริษัทจำกัด หรือนิติบุคคลที่มีสภาพเช่นเดียวกับบริษัทจำกัด
    ซึ่งจัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย หรือกฎหมายต่างประเทศ อย่างไรก็ตาม
    ผู้ได้รับสัมปทานจะต้องเป็นบริษัทจำกัดที่จัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย

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

-   อัตราภาษีเงินได้ปิโตรเลียมเก็บในอัตราไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 แต่ไม่เกิน
    ร้อยละ 60 ของกำไรสุทธิที่ได้จากกิจการปิโตรเลียม

-   ดอกเบี้ยจ่าย ไม่สามารถนำมาคำนวณเป็นรายจ่ายทางภาษีได้

-   ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire) แต่ละรายมีสิทธิได้รับสัมปทานไม่เกิน 4 แปลง
    เว้นแต่กรณีที่รัฐมนตรีเห็นสมควรอาจจะอนุญาตให้ผู้ขอสัมปทานได้รับสัมปทานเพิ่มขึ้นอีกหนึ่งแปลงสำรวจ

  Thailand I สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม[1]ตั้งแต่ปี 2514 –
  2532 และสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกที่ออกก่อนปี 2525

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

  Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม[4]ตั้งแต่ปี 2533

 5.1.5 รายละเอียดเงื่อนไขของ Thailand I, II และ III

+------------+------------------+------------------+------------------+
| เ          | THAILAND I       | THAILAND II      | THAILAND III     |
| งื่อนไขที่สำคัญ |                  |                  |                  |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| อัตร        | ร้อยละ 12.5       | ร้อยละ 12.5       | อัตราก้าวห         |
| าค่าภาคหลวง | ของรายได้จาก      | ของรายได้จาก      | น้าแบบขั้นบันไดร้อยละ |
|            | การขายห          | ก                | 5 – 15 และถือเป็น  |
|            | รือจำหน่ายปิโตรเลียม | ารขายหรือจำหน่ายปิโ | ค่าใช้จ่ายที่พึงห      |
|            | ซึ่งจะสามารถ       | ตรเลียมซึ่งจะสามารถ | ักได้ในการคำนวณภาษี |
|            | นำมาเครดิตหักภาษีได้ | นำมาเครดิตหักภาษีได้ |                  |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| ภาษีเงิน     | ในปัจจุบันร้อยละ 50  | ในปัจจุบันร้อยละ 50  | ในปัจจุบันร้อยละ 50  |
| ได้ปิโตรเลียม | ของกำไรสุทธิ       | ของกำไรสุทธิ       | ของกำไรสุทธิ       |
|            | จากการประ        | จากการประ        | จากการประ        |
|            | กอบกิจการปิโตรเลียม | กอบกิจการปิโตรเลียม | กอบกิจการปิโตรเลียม |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| ผลประโยชน์  | -                | ผลประโยช         | ผลประโ           |
|            |                  | น์รายปีและโบนัสรายปี | ยชน์ตอบแทนพิเศษโดย |
| ตอบแทนพิเศษ |                  |                  | ถือเป็นค่าใช้จ่ายที่พึงห |
|            |                  |                  | ักได้ในการคำนวณภาษี |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| ระย        | 8 ปี              | 8 ปี              | 6 ปี              |
| ะเวลาสำรวจ | และขอต่ออายุได้อีก 4 | และขอต่ออายุได้อีก 4 | และขอต่ออายุได้อีก 3 |
|            | ปี                | ปี                | ปี                |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| ร          | ไม่เกิน 30         | ไม่เกิน 30         | ไม่เกิน 20         |
| ะยะเวลาผลิต | ปีนับจากว          | ปีนับจากว          | ปีนับจาก           |
|            | ันสิ้นระยะเวลาสำรวจ | ันสิ้นระยะเวลาสำรวจ | วันสิ้ระยะเวลาสำรวจ |
|            | และ              | และ              | และ              |
|            | ขอต่ออายุได้อีกไม่เกิน | ขอต่ออายุได้อีกไม่เกิน | ขอต่ออายุได้อีกไม่เกิน |
|            | 10 ปี             | 10 ปี             | 10 ปี             |
+------------+------------------+------------------+------------------+
| พื้นที่สัมปทาน  | ไม่เกิน 10,000     | ไม่เกิน 10,000     | ไม่เกิน 4,000      |
|            | ตร.กม.           | ตร.กม.           | ตร.กม.           |
|            | ต่อแปลงสำรวจ      | ต่อแปลงสำรวจ      | ต่อแปลงสำรวจ      |
|            | โดยจำ            | โดยจำ            | โดยจำนวนแปลง     |
|            | นวนแปลงสูงสุดไม่เกิน | นวนแปลงสูงสุดไม่เกิน | สูงสุดไม่เกิน 5      |
|            | 5 แปลงสำรวจ      | 5 แปลงสำรวจ      | แปลงสำรวจ        |
+------------+------------------+------------------+------------------+

 5.2 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

5.2.1 ปิโตรเลียม :

ปตท.สผ. และ บริษัทย่อยดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท) โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2547 ปตท.สผ. และ ปตท.สผ.อ.
ดำเนินโครงการต่าง ๆ จำนวน 24 โครงการ[5] และ 60 โครงการลงทุน ดังที่กล่าวมาแล้ว
โดยคำนิยามของผลิตภัณฑ์เป็น ดังนี้

ปิโตรเลียม (Petroleum) หมายถึง น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเหลว
หรือคอนเดนเสท สารพลอยได้และสารประกอบไฮโดรคาร์บอนอื่น ๆ
ที่เกิดขึ้นโดยธรรมชาติและอยู่ในสภาพอิสระ

น้ำมันดิบ (Crude Oil) หมายถึง น้ำมันแร่ดิบและบิทูเมน (Bitumen) ทุกชนิดในสภาพเหลว
ตามธรรมชาติ ซึ่งได้จากบ่อหรือหลุมน้ำมัน ซึ่งรวมทั้งอาจได้ผ่านเครื่องแยกก๊าซออกแล้ว
แต่ยังมิได้ทำการกลั่นหรือทำให้บริสุทธิ์

ก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas) หมายถึง ไฮโดรคาร์บอนที่อยู่ในสถานะก๊าซหรือไอ ณ อุณหภูมิ
และความดันปกติโดยปกติมีมีเทน (Methane) เป็นองค์ประกอบส่วนใหญ่

คอนเดนเสท (Condensate) หมายถึง ไฮโดรคาร์บอนซึ่งควบแน่นอยู่ในก๊าซธรรมชาติ
เมื่อแยกตัวออกมามีสภาพเป็นของเหลว มีลักษณะสีใส และมีค่าความถ่วงจำเพาะต่ำ (API สูง)

ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม (LPG) หมายถึง
ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ได้จากขบวนการกลั่นน้ำมันดิบ หรือขบวนการแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบไปด้วย
บิวเทน (Butane) และโพรเพน (Propane)
เป็นส่วนใหญ่

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

2.  ท่อขนส่งก๊าซฯ³ :

บริษัท พีทีทีอีพี ออฟชอร์ อินเวสเมนต์ จำกัด (PTTEPO) ประกอบธุรกิจหลักในการลงทุนในบริษัทอื่น
ได้แก่ การร่วมลงทุนใน Moattama Gas Transportation Co. (MGTC) สัดส่วนร้อยละ 25.5
และใน Taninthayi Pipeline Company LLC (TPC) ร้อยละ 19.31784
เพื่อดำเนินธุรกิจในการขนส่งก๊าซทางท่อจากโครงการยาดานาและโครงการเยตากุนในประเทศพม่ามายังชายแดนไทย

3.  ไฟฟ้า :

ในปี 2543 ที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้นครั้งที่ 1/2543 เมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2543 ได้อนุมัติให้
ปตท.สผ. โดย ปตท.สผ.อ. เข้าลงทุนในธุรกิจผลิตไฟฟ้าของ บริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด
ในสัดส่วนร้อยละ 26 มูลค่า 35.88 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 1,400 ล้านบาท

บริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด มีสัญญาจำหน่ายไฟฟ้าขนาด 41 MW
ให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นเวลา 25 ปี
ภายใต้สัญญาผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) และมีสัญญาจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้กับ บริษัท
ไทยออยล์ จำกัด และบริษัทในเครือ รวม 70.5 MW และ 136 ton/h ตามลำดับ นอกจากนี้
บริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด ยังได้ถือหุ้นสัดส่วน 56 % ในบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ
(ประเทศไทย) จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทที่ดำเนินกิจการโรงไฟฟ้าขนาด 700 MW
จำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดให้กับ กฟผ. เป็นเวลา 25 ปี ภายใต้สัญญาผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)

5.3 การผลิต

5.3.1 ขั้นตอนและเทคโนโลยีการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยทั่วไปสามารถแบ่งออกได้เป็น 4 ขั้นตอนใหญ่ ๆ
ซึ่งอาจสรุปได้ดังนี้

(1) ขั้นตอนการสำรวจ (Exploration Stage) กระทำโดย

สำรวจธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์เบื้องต้น 

สำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) 

แปลความหมายข้อมูลจากการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 

เจาะสำรวจ

(2) ขั้นตอนการประเมินผลและหาขอบเขต (Appraisal / Delineation Stage) กระทำโดย

ศึกษาลักษณะธรณีวิทยาปิโตรเลียมในรายละเอียด และสำรวจคลื่นไหวสะเทือนเพิ่ม

เจาะประเมินผล

(3) ขั้นตอนการพัฒนา (Development Stage)

-   กระทำโดยกำหนดแผนการพัฒนาที่เหมาะสม

-   สร้างและติดตั้งแท่นหลุมผลิต อุปกรณ์การผลิต และเจาะหลุมพัฒนา

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

    (4) ขั้นตอนการผลิต (Production Stage)

การผลิตน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติ จะต้องผ่านระบบควบคุมความดันที่ ปากหลุม (Christmas Tree) และอุปกรณ์การผลิตอื่น ๆ รวมทั้งมาตรวัด เพื่อให้ทราบอัตราการผลิตของแต่ละหลุม

ติดตามอัตราการผลิต สัดส่วนของน้ำและปิโตรเลียม สัดส่วนของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ อัตราการลดลงของความดันของชั้นปิโตรเลียม และคาดการณ์อัตราการผลิตในอนาคต

การซ่อมหลุมผลิต (Workover) จะดำเนินการเป็นประจำเพื่อเพิ่มอัตรา ระยะเวลา และประสิทธิภาพการผลิตให้สูงขึ้น

ในอ่าวไทย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จะส่งไปยังโรงแยกก๊าซธรรมชาติและ โรงไฟฟ้า ส่วนคอนเดนเสท (Condensate) จะส่งไปยัง Floating Storage Unit ก่อนจะถูกส่งไปยังโรงกลั่น

ทั้งนี้ ปตท.สผ. มีความพร้อมของบุคลากร เทคโนโลยี และเครื่องจักรอุปกรณ์
ที่จะสามารถดำเนินธุรกิจได้อย่างมีประสิทธิภาพตามเป้าหมายของบริษัทได้เป็นอย่างดี

2.  ปริมาณสำรองปิโตรเลียม และปริมาณการผลิต[6]

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2547
มีรายละเอียดดังตารางที่แนบ
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วจะมีการตรวจสอบและประเมินทุกรอบปีโดยนักธรณีวิทยาและวิศวกรแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมของ
ปตท.สผ. เพื่อให้ได้ตัวเลขที่ได้มาตรฐาน
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วในรายงานนี้จะรวมถึงปริมาณสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ ปตท.สผ.
และส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วที่รายงานนี้ ไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่สำรวจพบแล้วในแปลงสำรวจบี
แปลงสำรวจ 48/95, แปลงสำรวจ 52/97, แปลงสำรวจ 9-2, แปลงสำรวจ 16-1
นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2547
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 139 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 5,011
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 899 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย0 ในปี 2547 คิดเป็น 56
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือ ประมาณ 154,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 34,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 28
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิต ส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการบงกช
ยาดานาและเยตากุน และการเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้นในโครงการเอส 1 ในรอบปีที่ผ่านมา

ปตท.สผ.มีสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัท PT. Medco Energi Internasional TBK. (Medco)
ซึ่งเป็นบริษัทสำรวจและผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติในประเทศอินโดนีเซีย ร้อยละ 34.20
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสทพิสูจน์แล้ว 36 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 165
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 64 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
(เป็นปริมาณสำรองที่ได้รับการรับรองจาก Gaffney, Clines & Associates
(Consultants) Pte., Ltd. (GCA) ณ วันที่ 1 มกราคม 2547 แล้วปรับลดผลผลิตของปี
2547 ทั้งปีออกไปให้เป็นปริมาณสำรอง ณ ปลายปี 2547 เนื่องจากการประเมินของ GCA ณ
ปลายปี 2547 ยังไม่เสร็จสมบูรณ์)

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วทั้งหมดของ ปตท.สผ. รวมสัดส่วนการถือหุ้นใน Medco ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2547 คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 175 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ
5,176 พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดประมาณ 963 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

3.  การดำเนินงานของโครงการต่าง ๆ ในรอบปี 2547

การดำเนินงานในโครงการต่างๆ ทั้งที่ ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการ
และโครงการร่วมทุนประสบความสำเร็จเป็นที่น่าพอใจ โดยการดำเนินการในรอบปี 2547
สรุปได้ดังนี้

โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

โครงการที่ ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการ

1. โครงการบงกช

-   สามารถรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติได้ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่มีกับ บริษัท ปตท.
    จำกัด (มหาชน) ในอัตราการผลิตก๊าซฯเฉลี่ย 573 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
    และไฮโดรคาร์บอนเหลว (คอนเดนเสทและน้ำมันดิบ) เฉลี่ย 18,000 บาร์เรลต่อวัน

-   สามารถอัดกลับน้ำซึ่งเกิดจากกระบวนการผลิตลงสู่ใต้ดินได้มากกว่าร้อยละ 99

-   ประสบความสำเร็จในการขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 2 หลุม และ
    สามารถค้นพบปริมาณสำรองก๊าซฯ เพิ่มเติมอีก 50,000 ล้านลูกบาศก์ฟุต

-   เสร็จสิ้นการออกแบบฺ Basic Engineering สำหรับแท่นหลุมผลิตใหม่จำนวน 3 แท่นในระยะ
    3อี (Phase 3E) โดยจะเริ่มก่อสร้างในไตรมาสที่ 2 ของปี 2548
    เพื่อทำการผลิตในไตรมาสที่ 4 ของปี 2549

-   ดำเนินการก่อสร้างแท่นผลิต Sour Process Platform (SPP)
    ซึ่งเป็นแท่นผลิตที่ติดตั้งเพื่อกำจัดกำมะถันที่เกิดขึ้นเองตามธรรมชาติก่อนการผลิตก๊าซฯ (
    ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตได้ในเดือนกรกฎาคม 2548

2. โครงการอาทิตย์

-   ในวันที่ 23 มกราคม 2547 ปตท. และ
    โครงการอาทิตย์ได้ลงนามร่วมกันในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ 330
    ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ กำหนดส่งมอบก๊าซธรรมชาติครั้งแรกภายใน 45 เดือน
    (ครบกำหนดเดือน ตุลาคม 2550)

-   ในวันที่ 23 กันยายน 2547 ปตท. และ โครงการอาทิตย์ ได้ตกลงร่วมกันกำหนดช่วง 180
    วันสำหรับการส่งมอบก๊าซครั้งแรกให้อยู่ระหว่างวันที่ 1 ธันวาคม 2549 – 29 พฤษภาคม
    2550

-   ความก้าวหน้าในการพัฒนาโครงการอาทิตย์ระยะที่ 1 โดยรวม
    เป็นไปอย่างสอดคล้องกับเป้าหมายการเริ่มผลิตครั้งแรกดังกล่าวข้างต้น
    จึงคาดว่าการส่งมอบก๊าซจะเป็นไปตามกำหนด

-   ผลการเจาะหลุมสำรวจและประเมินรอบที่ 3 ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2547 ได้บ่งชี้ว่า
    การพัฒนาโครงการอาทิตย์ระยะที่ 1 ต้องการ แท่นหลุมผลิต 6 แท่น และ หลุมผลิต 80 หลุม
    เพื่อให้มั่นใจว่าจะสามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติได้ตามปริมาณที่กำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ
    การขุดเจาะหลุมผลิตดังกล่าวจะเริ่มในไตรมาสที่ 4 ของปี 2548 โดยแท่นเจาะSmedvig
    Rig T-3 คาดว่าการขุดเจาะจะแล้วเสร็จในไตรมาสที่ 4 ของปี 2549

-   การออกแบบวิศวกรรมแท่นผลิตกลาง แท่นที่พักอาศัยและอื่น ๆ อยู่ระหว่างดำเนินการ
    และจะแล้วเสร็จในไตรมาสที่ 1 ของปี 2548 และการก่อสร้างจะเริ่มในไตรมาสที่ 2 ของปี
    2548 เช่นเดียวกัน คาดว่าการติดตั้งจะแล้วเสร็จในปลายไตรมาสที่ 4 ของปี 2549

-   การออกแบบวิศวกรรมแท่นหลุมผลิต จำนวน 6 แท่น เสร็จเรียบร้อยแล้ว
    และการก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 3 แท่นแรก ได้แก่ AWP1, 2 และ 3 เริ่มในเดือน ธันวาคม
    2547 คาดว่าAWP1 และ 3 จะติดตั้งได้ในเดือนสิงหาคม และกันยายน 2548
    เพื่อรองรับการเริ่มขุดเจาะหลุมผลิต AWP2 จะติดตั้งในไตรมาสที่ 1 ของปี 2549
    ส่วนแท่นผลิตอีก 3 แท่นคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างในไตรมาสที่ 2 ของปี 2548
    และติดตั้งแล้วเสร็จในไตรมาสที่ 1 ของปี 2549

-   แผนการพัฒนาพนักงานปฏิบัติการนอกชายฝั่ง เน้นการฝึกอบรมแบบ ‘Multi (Dual)
    Skilled Workforce’ เพื่อการดำเนินการผลิตโดยใช้บุคลากรน้อยที่สุด และคุ้มค่าที่สุด
    การฝึกอบรมจะเริ่มในไตรมาสที่ 4 ของปี 2548 โดยศูนย์ฝึกอบรม ปตท.สผ. ที่หาดใหญ่
    จังหวัดสงขลา

  3. โครงการ S1

-   ปตท.สผ. ซื้อหุ้นทั้งหมดของบริษัทจากบริษัทไทยเชลล์เอ๊กซ์พลอเรชั่นแอนด์โปรดักชั่น
    และเข้ามาเป็นผู้ดำเนินการของโครงการ S1 พร้อมกับเปลี่ยนชื่อเป็นบริษัท ปตท.สผ. สยาม
    จำกัด พนักงานทั้งหมดโอนมาเป็นพนักงานของปตท.สผ.

-   ปตท.สผ.ต้องการปรับระบบงานของทุกโครงการให้เป็นระบบเดียวกันภายในวันที่ 1 มกราคม
    พ.ศ. 2548
    ในขณะเดียวกันก็ต้องการรักษาประสิทธิภาพการทำงานให้ดีเท่าระบบการจัดการเดิม
    ในช่วงเวลาครึ่งแรกของปี พ.ศ. 2548 จึงเน้นการรวมตัวกันของสององค์กร
    และในครึ่งปีหลังได้เน้นการปรับระบบ วิธีดำเนินงาน และขั้นตอนการทำงานซึ่งต่อมาในวันที่ 1
    กรกฎาคม พ.ศ. 2548
    ก็ได้เปลี่ยนโครงสร้างการจัดการไปเป็นโครงสร้างแบบโครงการ-บริษัทเช่นเดียวกับโครงการหลักอื่นๆของปตท.สผ.

-   เพื่อเป็นการแลกเปลี่ยนทักษะและประสบการณ์การทำงานร่วมกัน พนักงานของโครงการ S1
    ได้ไปร่วมปฏิบัติงานที่ปตท.สผ.และในโครงการต่างๆ ซึ่งประสบความสำเร็จด้วยดี
    นอกจากนี้พนักงานของโครงการ S1 ยังได้ใช้ประสบการณ์
    และอุปกรณ์ที่มีไปช่วยปรับปรุงการผลิตของโครงการ พีทีทีอีพี 1 ด้วย

-   อุปกรณ์เพิ่มความดันแก๊สที่โครงการ S1 ไม่ทำงานหลายครั้งในปีพ.ศ. 2547
    ส่งผลให้การผลิตลดลง ซึ่งจะต้องปรับปรุงระบบบำรุงรักษาอุปกรณ์หลักต่อไปในอนาคต

-   งานด้านวิศวกรรมโยธา และการปรับปรุงโครงการต่างๆสำเร็จลุล่วงด้วยดีตามแผน
    งานเหล่านี้ส่วนใหญ่มุ่งเพื่อผลผลิตสูงสุดของโครงการ S1

-   โครงการ S1 ได้รับรางวัลด้านการรักษาความปลอดภัยดีเยี่ยมจากการทำงานในปี
    2547โดยไม่มีอุบัติเหตุซึ่งส่งผลให้เกิดสูญเสียเวลาในการทำงาน
    แม้ว่าจะเกิดเหตุการณ์รั่วไหลของน้ำมันและของเหลวอื่นๆบ้างแต่ก็สามารถดำเนินการทำความสะอาดและไม่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
    นอกจากนี้โรงผลิตแอลพีจีก็ได้รับการรับรองใหม่เป็นคุณภาพการผลิตระดับ ISO 9001
    ส่วนความก้าวหน้าอื่นๆ
    ขณะนี้กำลังเจรจากับหน่วยงานภายนอกเพื่อที่จะนำก๊าซธรรมชาติที่เผาทิ้งในแหล่งผลิตที่ห่างไกลมาใช้ให้เกิดประโยชน์ในเชิงพาณิชย์
    โดยระบุไว้ในแผนการทำงานปี 2548

-   การขุดเจาะหลุมใหม่เริ่มต้นล่าช้ากว่ากำหนดและใช้เวลาในการขุดเจาะมากกว่าที่ได้วางแผนไว้
    ทำให้ปริมาณการผลิตและการขายต่ำกว่าเป้าหมาย โดยที่ปริมาณการขายน้ำมันของโครงการ
    S1 ในปี พ.ศ. 2547 เฉลี่ยอยู่ที่ 17,384 บาร์เรลต่อวัน ต่ำกว่าเป้าหมายร้อยละ 1.2
    ปริมาณการขายก๊าซอยู่ที่ 39 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าเป้าหมายที่ตั้งไว้เดิม ร้อยละ 7
    เนื่องจากไม่มีก๊าซใหม่เข้ามาแทนที่ปริมาณสำรองที่ลดลง การผลิตแอลพีจี (ก๊าซหุงต้ม)
    เฉลี่ยอยู่ที่ 273 ตันต่อวัน ต่ำกว่าเป้าหมาย ร้อยละ 7.8
    เนื่องจากส่วนผสมของก๊าซมีน้อยกว่าที่คาด

-   บทเรียนที่ได้จากการที่ผลผลิตต่ำกว่าเป้าหมายได้นำมาใช้ปรับแผนงานสำหรับปีพ.ศ. 2548
    เพื่อที่จะรักษาระดับการผลิตให้ได้ในอัตรา 20,000 บาร์เรลต่อวัน โดยจะเจาะหลุมใหม่ 30
    หลุม

4. โครงการนางนวล

-   คัดเลือกรูปแบบการผลิตน้ำมันที่เหมาะสมที่ให้ผลประโยชน์กับบริษัทมากที่สุด

-   พบปะเยี่ยมเยียนเจ้าหน้าที่ระดับอาวุโสจังหวัดชุมพร เช่น ผู้ว่าราชการจังหวัด
    และผู้นำท้องถิ่นในพื้นที่ เป็นระยะๆ เพื่อสร้างความสัมพันธ์

-   จัดหาส่วนที่สนับสนุนการผลิตในด้านต่าง ๆ เพื่อให้การผลิตเป็นไปอย่างราบรื่น เช่น
    ความปลอดภัย หรือ ฐานเพื่อการลำเลียงขนส่งทางน้ำ

-   จัดเตรียมแผนฉุกเฉินเพื่อรองรับเหตุการณ์น้ำมันรั่วไหล โดยจ้างบริษัท EARL เป็นที่ปรึกษา

-   เตรียมความพร้อมของหลุมผลิตที่มีอยู่เช่น การเก็บข้อมูลจากหลุมผลิต
    การปิดปากหลุมเพื่อความปลอดภัย

5. โครงการ PTTEP 1

-   ปตท.สผ. ได้รวมโครงการ PTTEP 1 ไว้ภายใต้การบริหารงานเดียวกับโครงการ S1
    ตั้งแต่กลางปี 2547 เพื่อใช้ทรัพยากรของบริษัทฯให้เกิดประโยชน์ร่วมสูงสุด
    และให้มีการถ่ายทอดและแลกเปลี่ยน ประสบการณ์จากทีมงานโครงการS1 ไปสู่โครงการ
    PTTEP 1

-   กิจกรรมของโครงการ PTTEP 1 ส่วนใหญ่ในปี 2547
    มุ่งเน้นการเพิ่มกำลังการผลิตของหลุมผลิตน้ำมันดิบที่มีอยู่

-   อัตราการผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยของโครงการ PTTEP 1 อยู่ที่ระดับ 540 บาร์เรลต่อวัน
    ซึ่งต่ำกว่าที่คาดหมาย เนื่องจากสูญเสียการผลิตจากหลุมผลิต 1หลุมในแหล่งสังฆจายเมื่อต้นปี
    2547

-   การสูญเสียระดับการผลิตได้รับการชดเชยบางส่วนด้วยการปรับปรุงระบบการผลิตของโครงการ
    PTTEP 1 ให้มีประสิทธิภาพสูงสุดด้วยความร่วมมือของทีมงานจากโครงการ S1และโครงการ
    PTTEP 1

-   มีการนำเครื่องมือวัดประสิทธิภาพของหลุมมาใช้ในการปรับปรุงระบบการผลิตของโครงการPTTEP
    1 ให้มีประสิทธิภาพสูงสุดซึ่งเครื่องมือวัดนี้นำมาจากโครงการ S1

-   ระบุกิจกรรมที่จะต้องดำเนินการเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพของโครงการ PTTEP 1
    ไว้ในแผนการดำเนินงานของโครงการปี 2548

-   โอนงานด้านการศึกษาใต้ผิวดินของแหล่งน้ำมันดิบในโครงการ PTTEP 1
    ให้กับทีมงานโครงการ S1 เพื่อจัดทำแผนพัฒนาโครงการได้ชัดเจนยิ่งขึ้น

-   จัดทำแผน 5 ปีของการดำเนินงานโครงการ PTTEP 1
    ซึ่งรวมถึงการวางแผนการเจาะหลุมพัฒนาเพิ่มเติมอีก 5 หลุม
    ในแหล่งสังฆจายและแหล่งอู่ทองภายในอีก 2 ปีข้างหน้า

-   การรวมทีมงานของโครงการ PTTEP 1 เข้ากับทีมงานโครงการS1
    ทำให้สามารถลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของโครงการ PTTEP 1ลงได้

6. โครงการพื้นที่คาบเกี่ยวไทย – กัมพูชา

-   อยู่ระหว่างติดตามความก้าวหน้าการเจรจาพื้นที่ทับซ้อนระหว่างประเทศ

  7. โครงการพม่า M3 & M4

-   ปตท.สผ. ลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิตกับ Myanmar Oil and Gas Enterprise
    เมื่อวันที่ 7 สิงหาคม 2547 เพื่อเป็นผู้ดำเนินการ โดยถือสัดส่วนร้อยละ 100

-   ศึกษาและประเมินศักยภาพทางปิโตรเลียมตามข้อผูกพันสัญญาในช่วง Study Period
    ระยะเวลา 1 ปี (พฤศจิกายน 2547- พฤศจิกายน2548)

8. โครงการพม่า M7 & M9

-   ดำเนินการแปลข้อมูลคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติ และกำหนดตำแหน่งเพื่อเจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม
    ในปี 2548

9. โครงการโอมาน 44

-   สำรวจคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติและประเมินผล

-   เตรียมการเจาะหลุมสำรวจ หลุมประเมินผล และ หลุมพัฒนาตามแผนการเจาะครั้งที่ 1
    ในแหล่งก๊าซธรรมชาติ Shams

-   เจาะหลุมสำรวจหลุมที่ 1 ชื่อหลุม Shams-3 ในเดือนธันวาคม 2547

-   กระทรวงน้ำมันและก๊าซ ประเทศโอมานอนุมัติแผนการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติ Shams

-   ประเมินงบลงทุนของโครงการเพื่อใช้ในการเจรจาต่อรองสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ

โครงการร่วมดำเนินการ

1. โครงการเวียดนาม 16-1

-   เก็บข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ พื้นที่ 462 ตร.กม.
    ครอบคลุมพื้นที่ทางด้านตะวันออกของแปลงในไตรมาสที่ 2 ของปี 2547

-   จัดซื้อ จัดหา และเตรียมวัสดุ อุปกรณ์ต่างๆ อาทิเช่น Casing, Wellhead และแท่นขุดเจาะ
    (Drilling Rig) สำหรับใช้ในการขุดเจาะหลุมในปี 2548

-   ศึกษาข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ เพื่อกำหนดตำแหน่งหลุม TGT-1X
    ซึ่งคาดว่าจะขุดเจาะราวไตรมาสที่ 2 ปี 2548

2. โครงการเวียดนาม 9-2

-   เก็บข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ พื้นที่ 186 ตร.กม.
    ครอบคลุมพื้นที่ทางด้านตะวันออกเฉียงใต้ของแปลงในไตรมาสที่ 2 ของปี 2547

-   จัดซื้อ จัดหา และเตรียมวัสดุ อุปกรณ์ต่างๆ อาทิเช่น Casing, Wellhead และแท่นขุดเจาะ
    (Drilling Rig) สำหรับใช้ในการขุดเจาะหลุมในปี 2548

-   ศึกษาข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ เพื่อกำหนดตำแหน่งหลุม CNV-3X
    ซึ่งคาดว่าจะขุดเจาะราวไตรมาสที่ 1 ปี 2548

3. โครงการพื้นที่คาบเกี่ยวไทย - มาเลเซีย

-   องค์กรร่วมไทย – มาเลเซีย อนุมัติแผนการพัฒนาปิโตรเลียมพื้นที่แหล่ง JDA B–17 รวมทั้ง
    กลยุทธ์ในการจัดจ้าง
    ข้อกำหนดและกระบวนการ/ขั้นตอนในการประมูลการออกแบบทางวิศวกรรมขั้นต้นแล้ว

-   เตรียมการออกแบบทางวิศวกรรมขั้นต้น

-   ได้รับสัมปทานแปลง JDA B–17–01 และมีการลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิตเมื่อวันที่ 30
    กันยายน 2547

โครงการร่วมทุน

1. โครงการ L22/43

-   เตรียมการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติเพื่อดำเนินการสำรวจในไตรมาสที่ 1 ปี 2548
    ในแปลงสัมปทาน L22/43

-   จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
    ซึ่งเป็นส่วนขยายของการสำรวจผลกระทบสิ่งแวดล้อมในบริเวณใกล้เคียงกับแหล่งน้ำมันดิบS1
    ซึ่งได้ทำการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติ เมื่อปี 2543

-   ทำสัญญาจ้างบริษัทผู้รับเหมาเพื่อทำการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติ
    และยื่นขอใบอนุญาตนำเข้าและใช้วัตถุระเบิด

-   ขออนุมัติแผนการดำเนินงานปี 2548 เพื่อทำการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติบนพื้นที่ 30
    ตารางกิโลเมตร บริเวณแหล่งปรือกระเทียมใต้ รวมทั้งการสำรวจธรณีวิทยาเคมีบนพื้นที่ 200
    ตารางกิโลเมตร

2. โครงการ L53/43 & L54/43

-   เตรียมการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติเพื่อดำเนินการสำรวจในแปลงสัมปทาน L53/43 &
    L54/43 ในไตรมาสที่ 2 ปี 2548

-   จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมเพื่อเตรียมยื่นขออนุมัติ

-   ปลายปี 2547 เตรียมจัดทำสัญญาจ้างบริษัทผู้รับเหมาเพื่อทำการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติ
    และเตรียมยื่นขอใบอนุญาตนำเข้า จัดเก็บและใช้วัตถุระเบิด

-   ขออนุมัติแผนการดำเนินงานปี 2548 เพื่อทำการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 3 มิติบนพื้นที่ 70
    ตารางกิโลเมตร บริเวณแหล่งสังฆจายเหนือและแหล่งไผ่ขวาง

3. โครงการยาดานา

-   ยอดขายก๊าซธรรมชาติโดยเฉลี่ย 645 ลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   อยู่ในขั้นตอนการดำเนินการติดตั้งแท่นผลิตก๊าซธรรมชาติเพิ่ม 1 แท่น
    เพื่อให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติส่งขายภายในประเทศสหภาพพม่าได้ทันในไตรมาสที่ 1 ปี
    2549

4. โครงการเยตากุน

-   ยอดขายก๊าซธรรมชาติโดยเฉลี่ย 280 ลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ ยอดขายคอนเดนเสทโดยเฉลี่ย
    8,000 บาร์เรลต่อวัน

-   ประสบความสำเร็จในการเจาะหลุมก๊าซธรรมชาติเพิ่ม 4 หลุม
    พร้อมติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มกำลังการผลิตจาก 260 ลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็น 400 ลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
    ในปี 2548

โครงการไพลิน

-   ยอดขายก๊าซฯ เฉลี่ย 353 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และอัตราการผลิตคอนเดนเสทเฉลี่ย
    13,711 บาร์เรลต่อวัน

-   เจาะหลุมพัฒนา 46 หลุม

-   ติดตั้งแท่นผลิตเพิ่ม 2 แท่น พร้อมเชื่อมต่อท่อก๊าซไปยังแท่นผลิตกลาง (Central
    Processing Platform)

โครงการ UNOCAL III

-   ยอดขายก๊าซฯ เฉลี่ย 380 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และอัตราการผลิตปิโตรเลียมเหลว
    (น้ำมันดิบและคอนเดนเสท) เฉลี่ย 27,845 บาร์เรลต่อวัน

-   เจาะหลุมประเมินผล 5 หลุม และหลุมพัฒนา 77 หลุม

-   ติดตั้งแท่นผลิตเพิ่ม 6 แท่น พร้อมเชื่อมต่อท่อก๊าซไปยังแท่นผลิตกลาง (Central
    Processing Platform)

-   โครงการเพิ่มการผลิตน้ำมันจากแหล่งน้ำมันในโครงการ UNOCAL III
    มีความก้าวหน้าตามลำดับ คาดว่า
    การผลิตส่วนเพิ่มสามารถเริ่มดำเนินการได้ในเดือนกรกฎาคม 2548
    ซึ่งเป็นไปตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้

โครงการ G4/43

-   ประสบความสำเร็จในการเจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม คือ หลุมสำรวจลันตา 1 และ 2
    โดยได้สำรวจพบชั้นหินกักเก็บปิโตรเลียมหนาประมาณ 280 และ 194
    ฟุตในการเจาะหลุมสำรวจลันตา 1 และ 2 ตามลำดับ

-   ได้ดำเนินสำรวจด้วยวิธีวัดความสั่นสะเทือน (3D seismic acquisition) ประมาณ
    1,000 ตารางกิโลเมตร

-   เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2547 กระทรวงพลังงานได้อนุมัติให้ บริษัท มิตซุย ออยล์ เอ็กซ์พลอเรชั่น
    จำกัด (“โมเอโกะ”) เข้าร่วมถือสัมปทานแปลง จี 4/43
    ทั้งนี้โครงสร้างการถือสัมปทานได้เปลี่ยนแปลงไปเป็นดังนี้ บริษัท เชฟรอน ออฟชอร์
    (ประเทศไทย) จำกัดถือครองหุ้นร้อยละ 60 และยังคงสถานะเป็นผู้ดำเนินงานแปลง G4/43
    ต่อไป ส่วนบริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล และโมเอโกจะถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 15
    และ 25 ตามลำดับ

8. โครงการ E5

-   ยอดขายเฉลี่ย(สิ้นสุด ณ กันยายน 2547) 35 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 6 เพื่อปรับลด DCQ จาก 33 เป็น
    27 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 21 กรกฎาคม 2547 และเป็นผลให้
    ปตท.สผ.ได้รับคืนเงินค่า shortfall จำนวน 15 ล้านบาท

9. โครงการภูฮ่อม

-   ประสบความสำเร็จในการขุดเจาะหลุมประเมินผล 2 หลุม

-   ได้รับอนุมัติพื้นที่ผลิตจากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2547

-   นำเสนอร่างรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมโครงการพัฒนาแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติภูฮ่อมฉบับแก้ไขล่าสุด
    ต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อม เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2547

-   คณะรัฐมนตรีอนุมัติให้ ปตท.สผ. เป็นผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมเพิ่มเติม ฉบับที่ 4
    ของสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 1/2524/19 เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2548

 - E5N

-   ลงนามในสัญญาร่วมทุนแก้ไขเพิ่มเติม ฉบับที่ 2 เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2547

 - EU-1

-   ประสบความสำเร็จในการเจรจาต่อรองค่าใช้จ่ายในการเข้าร่วมลงทุน

-   ลงนามในสัญญาร่วมทุนแก้ไขเพิ่มเติม ฉบับที่ 2 เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2547

-   ได้รับอนุมัติจากรัฐบาลให้เข้าเป็นผู้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 20
    ในการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซภูฮ่อมในพื้นที่จังหวัดอุดรธานี

10. โครงการเวียดนาม B & 48/95

-   ขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 1 หลุม

-   ดำเนินการเจรจาข้อตกลงในการรวมพื้นที่พัฒนาร่วม (Unitization Agreement)
    และข้อตกลงดำเนินงานพัฒนาร่วม (Joint Development Agreement)
    ระหว่างผู้ร่วมทุนทั้งหมด

-   จัดทำรายงานการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการโรงไฟฟ้า O-Mon2

11. โครงการเวียดนาม 52/97

-   ขุดเจาะหลุมสำรวจและประเมินผล จำนวน 4 หลุม

-   ดำเนินการเจรจาข้อตกลงในการรวมพื้นที่พัฒนาร่วม (Unitization Agreement)
    และข้อตกลงดำเนินงานพัฒนาร่วม (Joint Development Agreement)
    ระหว่างผู้ร่วมทุนทั้งหมด

-   จัดทำรายงานการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการโรงไฟฟ้า O-Mon2

12. โครงการอัลจีเรีย 433a & 416b

-   พีทีทีอีพี อัลจีเรีย ลงนามในสัญญาร่วมดำเนินการ กับบริษัท Petrovietnam Investment &
    Development Company (PIDC) เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2547

-   พีทีทีอีพี อัลจีเรีย และ PIDC ได้ร่วมลงนามในเอกสารแนบท้ายสัญญาแบ่งปันผลผลิตแปลง
    433a และ 416b เมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2547 ส่วนบริษัทน้ำมันแห่งชาติอัลจีเรีย
    (SONATRACH) ได้ลงนามในเอกสารดังกล่าว เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2547

-   รัฐบาลอัลจีเรีย ได้ประกาศลงใน ราชกิจจานุเบกษา อนุมัติให้ พีทีทีอีพี อัลจีเรีย
    เป็นผู้ร่วมลงทุนในโครงการอัลจีเรีย 433a & 416b อย่างเป็นทางการ เมื่อวันที่ 15
    กันยายน 2547

-   เสร็จสิ้นการประมวลผลและการแปลความหมายข้อมูลจากการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบ 2
    มิติระยะทาง 312 กิโลเมตร ในไตรมาส 4 ปี 2547

การลงทุน

1. โครงการลงทุนเมดโก เอนเนอร์ยี 

-   ในเดือนมิถุนายน 2547 บริษัทจัดอันดับความน่าเชื่อถือมูดีส์ อินเวสเตอร์ เซอร์วิส
    (Moody’s) ได้ปรับเพิ่มระดับความน่าเชื่อถือของ เมดโก เป็น B3 – outlook positive

-   ในเดือนมิถุนายน 2547 PTTEPO ได้รับเงินปันผลจาก บริษัท นิวลิงค์ เอนเนอร์ยี รีซอสเซส
    จำกัด จำนวน 5.6 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 246 ล้านบาท

-   ในเดือนสิงหาคม 2547 เมดโก ได้ซื้อหุ้นทั้งหมดร้อยละ 100 ของ บริษัท Novus
    Petroleum
    ซึ่งเป็นบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ออสเตรเลีย
    เพื่อเป็นการเพิ่มปริมาณการผลิตและปริมาณสำรองให้แก่ เมดโก ทั้งนี้ บริษัท Novus
    มีทรัพย์สินถึง 26 แห่งใน 7ประเทศ เช่น อินโดนีเซีย ออสเตรเลีย
    ประเทศในตะวันออกกลาง และสหรัฐอเมริกา เป็นต้น

-   ในเดือนพฤศจิกายน 2547 เมดโก ชนะการประมูลแปลงสำรวจ 1
    แปลงโดยได้รับสัมปทานแปลงนูนูกัน (Nunukan PSC) มีขนาดพื้นที่ 4,917 ตารางกิโลเมตร
    นอกชายฝั่งทางทิศตะวันออกของเกาะกาลิมันตัน ซึ่งอยู่ใกล้โรงงานผลิตเมธานอลของ เมดโก
    ที่ตั้งอยู่บนเกาะ Bunyu โดยจะสามารถเป็นตลาดรองรับก๊าซธรรมชาติที่ค้นพบในอนาคต

-   ในปี 2547 เมดโก ได้ลงทุนในโรงไฟฟ้า 2 โรง ได้แก่ การถือหุ้น 54% ในโรงไฟฟ้า
    Batam ซึ่งมีกำลังผลิต 55 MW และการถือหุ้นร้อยละ 5 ในโรงไฟฟ้า Sengkang
    ซึ่งมีกำลังผลิต 200 เมกะวัตต์

โครงการลงทุนไทยออยล์เพาเวอร์

  ปตท.สผ.อ.ได้รับเงินปันผลจากบริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด เป็นจำนวนเงิน 73.06
  ล้านบาท ในเดือนพฤษภาคม 2547

3. โครงการลงทุนท่อขนส่งก๊าซยาดานา และโครงการลงทุนท่อขนส่งก๊าซเยตากุน

  ปตท.สผ. ได้รับรายได้จากการบริการท่อขนส่งก๊าซเพิ่มขึ้น โดยเป็นตามสัดส่วนใน MGTC และ
  TPC ที่เกิดจากการให้บริการท่อขนส่งก๊าซแก่ Myanmar Oil and Gas Enterprise (MOGE)
  เพิ่มขึ้น 444 ล้านบาท เนื่องจากราคาค่าบริการขนส่งก๊าซที่สูงขึ้น
  และการใช้บริการท่อขนส่งก๊าซของ TPC มากขึ้น ตามปริมาณการขายก๊าซของ MOGE

4. โครงการลงทุนฐานส่งกำลังบำรุงจังหวัดสงขลา

-   เสร็จสิ้นการก่อสร้างท่าเทียบเรือ อาคารต่างๆ ถนน และ ลานขนถ่ายวัสดุ

-   ติดตามและตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการตามรายงาน EIA

-   ไม่มีอุบัติเหตุที่ทำให้สูญเสียเวลาทำงาน

5. โครงการลงทุนเอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์

-   ปตท.สผ. และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท. ได้ร่วมกันถือหุ้นร้อยละ 50 และ
    50 ตามลำดับ เพื่อจัดตั้งบริษัท เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์ จำกัด
    โดยมีทุนจดทะเบียนซึ่งชำระแล้ว 1,000,000 บาท ประกอบด้วยหุ้นสามัญ จำนวน 100,000
    หุ้น มูลค่าหุ้นละ 10 บาท

-   บริษัท เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์ จำกัด จะทำการพัฒนาและบริหาร
    “โครงการศูนย์พลังงานแห่งชาติ”
    ซึ่งเป็นศูนย์รวมอาคารสำนักงานของบริษัทที่ประกอบธุรกิจด้านพลังงาน
    โดยโครงการนี้จะตอบสนองความต้องการใช้พื้นที่สำนักงานที่เพิ่มขึ้น
    และจะมีที่ตั้งอยู่บริเวณด้านหลังอาคารสำนักงานใหญ่ ปตท.สผ. และ ปตท. 

5.3.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

สำหรับการดำเนินงานด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนั้น
ระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ถูกต้องถือเป็นประเด็นสำคัญในการช่วยลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในด้านต่าง
ๆ ดังต่อไปนี้

(1) การใช้ประโยชน์ที่ดินและสิ่งมีชีวิตทางทะเล
    จากแรงสั่นสะเทือนของการส่งคลื่นเสียงในขั้นตอนการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic
    Survey)

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

(3) คุณภาพอากาศ จากการรั่วไหลของไฮโดรเจนคาร์บอนและก๊าซธรรมชาติในขั้นตอนการ
    ขุดเจาะและการผลิต

ในปัจจุบัน การควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมดังกล่าว อยู่ภายใต้การดูแลของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงาน ซึ่งเป็นหน่วยงานอนุญาตโดยตรง
และสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ที่กำหนดให้โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมก่อนเริ่มดำเนินโครงการ

ดังนั้น บริษัทฯได้มีการดำเนินการต่าง ๆ ในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ดังต่อไปนี้

(1) นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมมาตรฐานสากล ISO 14001 มาใช้ โดยระบบดังกล่าว
    จะเน้นการดำเนินงานที่มีมาตรฐานเทียบเท่าหรือดีกว่าข้อกำหนดของกฎหมาย
    การป้องกันไม่ให้เกิดมลพิษ การประหยัดพลังงาน
    และการปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมของบริษัทอย่างต่อเนื่อง ปตท.สผ.
    นับเป็นบริษัทสำรวจและผลิตแห่งแรกในภาคพื้นเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่ได้รับการรับรองนี้

(4) จัดทำรายงานการศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่างๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุด

(5) ฟื้นฟูสภาพหลุมขุดเจาะสำรวจและหลุมผลิตที่หมดกำลังการผลิตแล้วเพื่อใช้อัดฉีดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตกลับลงสู่ชั้นหินเก็บกักใต้ดิน

(6) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์ผิวดิน
    และปลา บริเวณรอบแท่นผลิต

(7) จัดฝึกอบรมพนักงานเกี่ยวกับการจัดการความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อม

(8) เสริมสร้างและรณรงค์จิตสำนึกด้านความปลอดภัย มั่นคง สุขอนามัย
    และสิ่งแวดล้อมให้กับพนักงานโดยการฝึกอบรม และ การจัดทำเอกสารเผยแพร่รายเดือน
    เป็นต้น

(9) ให้ความร่วมมือและสนับสนุนบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
    สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย หน่วยราชการ และองค์กรต่าง ๆ
    ในการแก้ไขปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม และปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

ในปี 2547 ที่ผ่านมาบริษัทฯได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด
และไม่พบว่ามีการเกิดอุบัติเหตุที่ก่อให้เกิดผลกระทบอย่างรุนแรงต่อสิ่งแวดล้อมแต่อย่างใด
นอกจากนี้บริษัทฯยังได้ปรับปรุงการดำเนินงานเพื่อรักษา ควบคุม
และดูแลลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพอย่างต่อเนื่อง
โดยผ่านการตรวจสอบและรับรองระบบมาตรฐานการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001 จาก
บริษัท AJA Registrars LTD. ภายใต้การรับรองของ UKAS (United Kingdom
Accreditation Service) ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการดังต่อไปนี้

1.  โครงการ PTTEP1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

2.  อาคารสำนักงาน ปตท.สผ. ด้านการบริหารและการบริการบำรุงรักษาอาคารสำนักงาน

3.  โครงการบงกช ด้านการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

4.  ฐานส่งกำลังบำรุง จังหวัดสงขลา
    ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล

5.  โครงการ S1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

นอกจากนี้ ในปี 2547 ศูนย์วิจัยตัวอย่างหินปตท.สผ.
ภายใต้การดำเนินงานของอาคารสำนักงานปตท.สผ.
ยังได้รับการรับรองระบบมาตรฐานการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001 เพิ่มเติมในด้าน
“ห้องทดลองตัวอย่างแท่งหิน สำหรับสำรวจหาแหล่งปิโตรเลียม Logistic การจัดเก็บ
และขนส่งพัสดุอุปกรณ์”

สำหรับอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost Time
Injury Frequency Rate) ของบริษัทฯ ในปี 2547 เท่ากับ 1.03 ซึ่งบริษัทฯ
มีแผนการและเป้าหมายที่จะปรับปรุงต่อไปเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้น้อยลง
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่างๆ ด้านความปลอดภัย มั่นคง สุขอนามัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงาน เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย
การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย
รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่างๆ เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
โดยบริษัทได้มีการลงทุนในโครงการควบคุมดูแลด้านสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ 14.7
ล้านบาท ในปี 2547

5.4 การตลาด

ในปี 2547 ปตท.สผ. และบริษัทย่อยมีรายได้จากผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมคือ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท รวม 46,199 ล้านบาท โดยสรุปปริมาณการผลิต ราคา
และรายได้จากการขาย ดังนี้

หน่วยมูลค่า : ล้านบาท

  -------------------------- -------------------- -----------------------
  ผลิตภัณฑ์                     ปริมาณ 2547           มูลค่า2547

  น้ำมันดิบ (ล้านบาร์เรล)         6.85                 9,201

  ก๊าซธรรมชาติ (ล้านลูกบาศก์ฟุต)   255,478              27,262

  ก๊าซแอลพีจี (เมตริกตัน)         100,038              1,123

  คอนเดนเสท (ล้านบาร์เรล)      5.80                 8,612
  -------------------------- -------------------- -----------------------

1.  นโยบายการตลาด และลักษณะการตลาดของผลิตภัณฑ์

ธุรกิจของการผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย เป็นการได้รับสัมปทานจากรัฐ
เพื่อสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ก๊าซธรรมชาติ น้ำมัน และคอนเดนเสท) โดยผลิตภัณฑ์ของ
ปตท.สผ. ที่ผลิตได้จะขายให้กับลูกค้า คือ บมจ. ปตท. เพื่อนำไปขายต่อให้กับธุรกิจการผลิตไฟฟ้า
ปิโตรเคมี กลุ่มอุตสาหกรรม และใช้ในครัวเรือนในรูปของก๊าซหุงต้มต่อไป

ก๊าซธรรมชาติ

การซื้อขายผลิตภัณฑ์ที่เป็นก๊าซธรรมชาติจะมีลักษณะเป็นสัญญาซื้อขายระยะยาว (ประมาณ 20– 30
ปี) โดยผู้ซื้อจะกำหนดและรับประกันปริมาณการซื้อขั้นต่ำรายปีไว้
และผู้ขายจะผลิตและส่งมอบก๊าซฯในปริมาณที่ตกลงกันไว้ในสัญญา
ทั้งนี้เพื่อเป็นการสร้างความมั่นใจให้กับผู้ซื้อว่าจะมีก๊าซธรรมชาติตามต้องการตลอดระยะเวลาของสัญญา
และเป็นการรับประกันรายได้ให้แก่ผู้ผลิตด้วย
ส่วนราคาซื้อขายจะกำหนดเป็นสูตรราคาที่แน่นอนตลอดอายุสัญญา และปรับตามค่าดัชนีทางเศรษฐกิจ
และราคาน้ำมันอ้างอิง เพื่อให้สามารถแข่งขันได้กับเชื้อเพลิงชนิดอื่น ๆ

ในปี 2547
ที่ผ่านมาตลาดก๊าซฯในประเทศไทยยังมีการขยายตัวและเติบโตอย่างต่อเนื่องอันเป็นผลมาจากการเติบโตของสภาวะเศรษฐกิจโดยรวมของประเทศ
โดยมีความเคลื่อนไหวที่สำคัญ ๆ ในด้านการตลาด ดังนี้

โครงการบงกช ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซที่สำคัญของปตท.สผ และปตท.สผ.เป็นผู้ดำเนินการ
สามารถขายก๊าซฯเฉลี่ยสูงถึง 583 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2547
ซึ่งสูงกว่าปริมาณซื้อขายขั้นต่ำตามสัญญาที่ 550 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
นอกจากนี้ในส่วนของก๊าซฯจากประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งส่งมาขายในประเทศไทย ได้แก่
โครงการยาดานา และเยตากุน ในสหภาพพม่า
สามารถขายก๊าซฯเฉลี่ยรวมจากทั้งสองโครงการเพิ่มขึ้นจาก 880 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2546
เป็นการขายก๊าซฯเฉลี่ยที่ 893 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2547

ในส่วนของโครงการใหม่ คือ โครงการอาทิตย์ ซึ่งปตท.สผ.เป็นผู้ถือสัดส่วนใหญ่ (80%)
ได้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซฯจากโครงการอาทิตย์กับ ปตท. เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2547
โดยกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำที่ 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ทั้งนี้คาดว่าจะสามารถเริ่มจัดส่งก๊าซฯได้ประมาณปลายปี 2549 หรืออย่างช้าภายในต้นปี 2550
นอกจากนี้ ปตท.สผ. ได้เริ่มเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่ง B-17 & C-19 และ B-17-01
ในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) ตั้งแต่ปลายปี 2546
และคาดว่าจะสามารถสรุปสัญญาซื้อขายก๊าซฯเสร็จสิ้น ได้ประมาณไตรมาสแรกของปี 2548
การตกลงสัญญาในครั้งนี้จะทำให้เพิ่มขีดความสามารถในการจัดหาก๊าซฯในระยะยาวให้กับประเทศได้อีกทางหนึ่งด้วย
โดยจะสามารถผลิตก๊าซฯ ส่งให้กับผู้ซื้อได้ประมาณครึ่งปีหลังของปี 2551 ในปริมาณขั้นต่ำที่ 270
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยก๊าซฯจากทั้งสองแหล่งคือ
โครงการอาทิตย์และโครงการในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA)
จะส่งเข้ามายังประเทศไทยผ่านท่อก๊าซฯเส้นที่ 3 ในอ่าวไทยและขึ้นฝั่งที่จังหวัดระยอง ซึ่งปตท.
กำลังเร่งการก่อสร้าง โดยมีกำหนดแล้วเสร็จประมาณสิ้นปี 2549 หรือต้นปี 2550

น้ำมันดิบและคอนเดนเสท

การซื้อขายผลิตภัณฑ์ที่เป็นน้ำมันดิบ และคอนเดนเสท (Condensate) ที่ขายให้กับ ปตท.
จะมีลักษณะเป็นสัญญาซื้อขายระยะยาวเช่นเดียวกับสัญญาซื้อขายก๊าซฯโดยราคาผลิตภัณฑ์จะอิงกับราคาน้ำมันในตลาดโลกที่มีคุณสมบัติใกล้เคียงกับคุณสมบัติของน้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่บริษัทฯผลิตได้
และจากภาวะการณ์เติบโตของเศรษฐกิจโลกในปีที่ผ่านมา
โดยเฉพาะอย่างยิ่งประเทศจีนและประเทศอินเดียซึ่งความต้องการพลังงานในประเทศทั้งสองสูงขึ้นมาก
ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกจึงถีบตัวสูงขึ้น รวมทั้งปัจจัยเรื่องการเก็งกำไรจากราคาน้ำมัน
และความวิตกกังวลในเรื่องการก่อการร้ายในบางประเทศ
จึงมีผลทางจิตวิทยาทำให้ราคาน้ำมันดิบสูงขึ้นมากกว่าปกติ ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบ
และคอนเดนเสทซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯสูงขึ้นตามราคาตลาดโลก

นอกจากนี้การที่ ปตท.สผ. ได้เข้าซื้อหุ้นทั้งหมดในบริษัทไทยเชลล์ และโอนหุ้นทั้งหมดมาให้
ปตท.สผ. ในวันที่ 1 มกราคม 2547 ทำให้ ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการในแหล่งน้ำมันดิบบนบก
(แหล่งน้ำมันดิบสิริกิติ์) ที่ใหญ่ที่สุดของประเทศ
ผลผลิตน้ำมันดิบจากแหล่งดังกล่าวจึงเพิ่มขึ้นจากเดิมซึ่ง ปตท.สผ.ถือสัดส่วนเพียง 25% เป็น 100%
ของผลิตภัณฑ์ทั้งหมด นอกจากปริมาณการผลิตน้ำมันดิบที่สูงขึ้น ในปี 2547 อัตราการผลิตคอนเดนเสท
จากแหล่งก๊าซฯต่างๆได้เพิ่มปริมาณการผลิตขึ้นเช่นกัน ดังนั้นรายได้จากน้ำมันดิบที่สูงขึ้นมากในปี
2547 จึงเป็นผลมาจากปัจจัยบวกทั้งด้านราคาน้ำมันในตลาดโลก และปริมาณการผลิตที่เพิ่มขึ้น

สำหรับน้ำมันดิบจากสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) ในแหล่ง Rimau ในประเทศอินโดนีเซีย
ซึ่งเป็นผลประโยชน์ของ ปตท.สผ. จากการถือหุ้นในบริษัท Medco Energi นั้น ปตท.สผ.
ได้ประสานให้ ปตท. เป็นตัวแทนการตลาด เช่นเดียวกับปีที่ผ่านมา
โดยปตท.ได้ทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบกับลูกค้าในลักษณะของ Short-Term Contract
เป็นระยะเวลา 1 ปี ซึ่งเป็นวิธีการประกันตลาดและรายได้ที่แน่นอนอีกวิธีหนึ่ง

5.4.2 ภาวะการแข่งขัน

-   ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ

แม้ว่าผู้ประกอบการในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีอยู่หลายราย อาทิเช่น
ปตท.สผ. ยูโนแคล เชฟรอน, เอ็กซอนโมบิล โททาล เป็นต้น แต่โดยส่วนใหญ่ บริษัทต่าง ๆ
เหล่านี้จะร่วมลงทุนเป็นหุ้นส่วนอยู่ในแต่ละแหล่งสัมปทาน
ดังนั้นถึงแม้จะมีผู้ประกอบการมากรายแต่มีการแข่งขันที่ไม่รุนแรงเนื่องจากตลาดมีความต้องการก๊าซฯสูงกว่าปริมาณที่ผู้ผลิตทั้งหมดสามารถผลิตได้อยู่พอสมควร

อย่างไรก็ตาม ในปี 2548 และ 2549 จะมีข้อจำกัดในการรับก๊าซฯเพิ่มขึ้น
เนื่องจากความสามารถในการรับก๊าซฯของท่อก๊าซฯ หลักทั้งสองเส้นในอ่าวไทยของ ปตท.
ได้ดำเนินการจนเต็มความสามารถสูงสุดแล้ว ในขณะที่ท่อเส้นที่ 3 กำลังอยู่ในระหว่างการก่อสร้าง
ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณปลายปี 2549 หรือต้นปี 2550
ดังนั้นในสถานการณ์ปัจจุบันที่ตลาดก๊าซฯมีการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง
และผู้ผลิตแต่ละรายมีศักยภาพในการจัดหาก๊าซฯเพิ่มขึ้น แต่ด้วยข้อจำกัดในระบบท่อส่งหลัก
ทำให้ผู้ผลิตแต่ละรายมีการแข่งขันกันมากขึ้นเพื่อเพิ่มส่วนแบ่งการตลาดภายใต้ข้อจำกัดดังกล่าว

-   ธุรกิจการผลิตไฟฟ้า

ตามที่รัฐบาลมีนโยบายการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า และการแปรรูปรัฐวิสาหกิจด้านไฟฟ้า
เพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพ เพิ่มการแข่งขัน และส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วม โดยคณะรัฐมนตรี
เมื่อวันที่
9 ธันวาคม 2546 ได้ให้ความเห็นชอบโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารูปแบบใหม่ Enhanced Single
Buyer (ESB) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยรูปแบบ ESB นี้
ยังคงให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็น
ผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว แล้วส่งกระแสไฟฟ้าขายให้แก่การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)
และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) แต่งานบางส่วนของ กฟผ.
เดิมก็จะถูกโอนย้ายไปยังหน่วยงานกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าที่จะมีการจัดตั้งขึ้นมาใหม่
เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลให้เกิดความเป็นธรรมต่อทุกฝ่าย เช่น ค่าไฟฟ้า การประมูลโรงไฟฟ้าใหม่
ชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ และสถานที่ตั้งของโรงไฟฟ้า เป็นต้น เพราะต่อไป กฟผ.
ก็เป็นผู้ประกอบการรายหนึ่งที่สามารถร่วมประมูลแข่งขันกับเอกชนรายอื่นเพื่อขายไฟฟ้าเข้าสู่ระบบ
คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าจะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกระทรวงพลังงาน
โดยคณะกรรมการจำนวน 7 คนจะมาจากผู้ทรงคุณวุฒิด้านพลังงาน เศรษฐศาสตร์ การเงิน
และกฎหมาย ทั้งภาครัฐและเอกชน ส่วนการแปรรูปรัฐวิสาหกิจด้านไฟฟ้าทั้ง กฟผ. กฟน. และ
กฟภ. นั้น ยังอยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ในการ
จดทะเบียนกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย

ในปี 2548 รัฐบาลจะเปิดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ยื่นเสนอแข่งขันผลิตไฟฟ้าป้อนให้กับ
กฟผ. รอบใหม่ เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าในปี 2554 โดยกำลังศึกษารายละเอียดต่างๆ
ทั้งกำลังการผลิต และสัดส่วนพลังงานทดแทน
ซึ่งคาดว่าจะนำเสนอที่ประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เร็วๆ นี้

นโยบายดังกล่าวจะส่งผลให้ธุรกิจไฟฟ้ามีการแข่งขันมากขึ้น อย่างไรก็ตามบริษัทผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้ง
SPP และ IPP ที่ดำเนินการอยู่แล้วซึ่งรวมถึงบริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด และ บริษัท
ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ซึ่ง ปตท.สผ.อ. ถือหุ้นอยู่
ยังคงได้รับความคุ้มครองตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวที่ทำไว้กับ กฟผ. และลูกค้ารายอื่นๆ
ทำให้รายได้ของทั้ง 2 บริษัทตลอดอายุโครงการไม่ได้รับผลกระทบจากนโยบายดังกล่าว
ขณะเดียวกัน นโยบายดังกล่าวจะเปิดโอกาสให้ บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด
สามารถขยายการลงทุนเพิ่มเติมโดยจะร่วมประมูลเพื่อขายไฟฟ้าป้อนให้กับ กฟผ. อีก 1,400 MW

[1] ปัจจุบันคือกระทรวงพลังงาน

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

[3] ¹

[4] ¹

[5] โปรดดูการจัดแยกโครงการในหน้าที่ 12 และ 42 และรายละเอียดในหน้าที่ 143

[6] โปรดดูรายละเอียดใน FAS 69 หน้าที่ 131