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

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

5.1 ลักษณะทั่วไป

ในการประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ผู้ประกอบการจะต้องปฏิบัติตามพระราช-บัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่าง ๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปของค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และสิทธิพิเศษอื่น ๆ
ทั้งนี้ ประเด็นสำคัญในการประกอบธุรกิจปิโตรเลียม ได้แก่

5.1.1 การกำหนดพื้นที่สัมปทาน

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

5.1.2 ลักษณะของผู้ประกอบการ

สัมปทานปิโตรเลียมหนึ่ง ๆ อาจออกให้แก่ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire) รายเดียว
หรือผู้รับสัมปทานร่วม (Co-concessionaire) ตั้งแต่ 2 รายขึ้นไปได้
เนื่องจากลักษณะธุรกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมค่อนข้างจะมีความเสี่ยงสูงในระดับหนึ่ง ดังนั้น
ผู้รับสัมปทานจึงมักจะจัดหาบริษัทอื่นเข้ามารับสัมปทานร่วมด้วย
หรือเข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียม (Co-venturer) ด้วย
เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยงในการลงทุน
โดยผู้เข้าร่วมทุนในโครงการภายหลังนี้อาจจะต้องชำระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นก่อนการเข้าร่วมโครงการให้แก่ผู้รับสัมปทานหรือผู้ร่วมทุนเดิม
ในการร่วมทุนข้างต้นจะมีบริษัทหนึ่งเป็นผู้ดำเนินงาน (Operator)
เพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตแทนผู้ร่วมทุนอื่น ภายใต้การควบคุมของคณะกรรมการจัดการ
ซึ่งประกอบด้วยตัวแทนจากผู้ร่วมทุนแต่ละราย
และสำหรับบริษัทผู้ร่วมทุนอื่นซึ่งมิได้เป็นผู้ดำเนินงานจะถูกเรียกว่า ผู้ร่วมทุน
(Non-operator) โดยทั้งนี้ ผู้ดำเนินงานจะเป็นผู้กำหนดแผนการเงินที่จะเรียกเก็บ (Cash
Call) จากผู้ร่วมทุนเพื่อนำมาใช้จ่ายในโครงการ
ผู้ร่วมทุนจะมีส่วนในการตัดสินใจทางเทคนิคและในทางการเงินโดยผ่านตัวแทนของตนในคณะกรรมการจัดการ
(Management Committee) โดยทั่วไปบริษัทปิโตรเลียมหนึ่ง ๆ
เมื่อสะสมประสบการณ์ได้พอสมควรแล้วมักจะผันตนเองเข้าเป็นผู้ดำเนินงาน
เพื่อให้มีบทบาทมากยิ่งขึ้นในการจัดการและบริหารงาน

5.1.3 ลักษณะการดำเนินงานและการตัดสินใจลงทุน

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

เมื่อบริษัทน้ำมันได้รับอนุมัติพื้นที่สัมปทานให้เข้าไปดำเนินการสำรวจแหล่งปิโตรเลียม
และเริ่มงานสำรวจ ซึ่งโดยปกติจะใช้เวลาในการสำรวจขั้นต้นประมาณ 2 – 3 ปี
จนเมื่อพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมก็จะเปรียบเทียบมูลค่าเงินลงทุนที่ต้องใช้ในช่วงการพัฒนาแหล่งผลิต
กับมูลค่าการขายปิโตรเลียมตามปริมาณสำรองในส่วนที่คาดว่าจะผลิตขึ้นมาได้
หากพบว่าเป็นการลงทุนพัฒนาที่คุ้มค่าก็จะถือว่าแหล่งปิโตรเลียมนั้นมีศักยภาพในเชิงพาณิชย์
โดยผู้ดำเนินงานจะต้องยื่นขออนุมัติให้แหล่งปิโตรเลียมนั้นเป็นพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมและเริ่มทำการผลิตในแหล่งนั้นไปก่อน
ทั้งนี้
ผู้ดำเนินงานยังคงสามารถทำการสำรวจพื้นที่ที่เหลือต่อไปได้หากยังอยู่ในระยะเวลาสำรวจตามที่กำหนดในสัมปทาน
ในช่วงของการขออนุมัติพื้นที่ผลิตนี้ ผู้ดำเนินงานจะต้องมีความมั่นใจในการลงทุน
เนื่องจากการลงทุนเพื่อพัฒนาการผลิตดังกล่าวจะมีมูลค่าสูงมาก ดังนั้น
จึงต้องติดต่อจัดหาผู้ซื้อปิโตรเลียม ไว้ล่วงหน้าและจัดทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมระยะยาว (Sales
Agreement) ในปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับซื้อปิโตรเลียมรายใหญ่ที่สุดในประเทศ
สำหรับสาระสำคัญโดยปกติในสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมจะประกอบด้วย วิธีการกำหนดราคาซื้อขาย
และกำหนดปริมาณปิโตรเลียมที่จะส่งมอบ ทั้งนี้ เมื่อถึงกำหนดเริ่มสัญญาผู้ซื้อ
จะต้องรับผิดชอบต่อผลผลิตปิโตรเลียมทันทีเมื่อมีการผลิต
โดยในการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในประเทศจะซื้อขายกันที่ปากหลุมผลิต
ส่วนการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในต่างประเทศจะทำการซื้อขายที่เขตชายแดนประเทศไทย
ปตท. จึงต้องเป็นผู้จัดวางท่อส่งก๊าซที่สามารถรองรับ
ได้ตามปริมาณผลิตที่ระบุไว้ตามสัญญา สำหรับการซื้อขายน้ำมันดิบจะซื้อขายกันที่โรงกลั่นน้ำมันของผู้ซื้อ
ส่วนการซื้อขายคอนเดนเสทจะทำการซื้อขายที่ Floating Storage Unit (FSU)
ใกล้บริเวณหลุมผลิต

5.1.4 ลักษณะของกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจ

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

-   ผู้ขอสัมปทานต้องเป็นบริษัทจำกัด หรือนิติบุคคลที่มีสภาพเช่นเดียวกับบริษัทจำกัด
    ซึ่งจัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย หรือกฎหมายต่างประเทศ
    อย่างไรก็ตามผู้ได้รับสัมปทานจะต้องเป็นบริษัทจำกัดที่จัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย

-   ผู้รับสัมปทาน ผู้รับสัมปทานร่วม
    และผู้เข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียมจะต้องชำระค่าภาคหลวง ซึ่งโดยปกติชำระเป็นตัวเงิน
    แต่รัฐมนตรีมีอำนาจสั่งให้ชำระเป็นปิโตรเลียม ได้ซึ่งต้องแจ้งล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 6 เดือน
    ค่าภาคหลวงนี้สามารถนำมาเครดิตภาษีเงินได้ (Thailand I) หรือตัดเป็น
    ค่าใช้จ่ายได้ (Thailand III)

-   อัตราภาษีเงินได้ปิโตรเลียมเก็บในอัตราไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 แต่ไม่เกินร้อยละ 60
    ของกำไรสุทธิที่ได้จากกิจการปิโตรเลียม

-   ดอกเบี้ยจ่าย ไม่สามารถนำมาคำนวณเป็นรายจ่ายทางภาษีได้

-   ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire) แต่ละรายมีสิทธิได้รับสัมปทานไม่เกิน 4 แปลง
    เว้นแต่กรณีที่รัฐมนตรีเห็นสมควรอาจจะอนุญาตให้ผู้ขอสัมปทานได้รับสัมปทานเพิ่มขึ้นอีกหนึ่งแปลงสำรวจ

ตั้งแต่ พ.ศ. 2514 เป็นต้นมา
รัฐบาลได้เปลี่ยนแปลงเงื่อนไขในสัมปทานปิโตรเลียมเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจ
โดยได้กำหนดเงื่อนไขเป็น Thailand I, Thailand II และ Thailand III ตามลำดับ ดังนี้

  Thailand I สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรมตั้งแต่ปี 2514-2532
  และสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกที่ออกก่อนปี 2525

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

  Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรมตั้งแต่ปี 2533

5.2 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

ปตท.สผ. และ ปตท.สผ.อ. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท) โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2543 ปตท.สผ. และ ปตท.สผ.อ.
ดำเนินโครงการต่าง ๆ จำนวน 13 โครงการดังที่กล่าวมาแล้ว โดยคำนิยามของผลิตภัณฑ์เป็นดังนี้

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
ประกอบไปด้วยบิวเทน (Butane) และโพรเพน (Propane) เป็นส่วนใหญ่

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

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

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

5.3 การผลิต

5.3.1 ขั้นตอนและเทคโนโลยีการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยทั่วไปสามารถแบ่งออกได้เป็น 4 ขั้นตอนใหญ่ ๆ
ซึ่งได้เคยกล่าวไว้โดยละเอียดในแบบเปิดเผยข้อมูลประจำปีในปีที่ผ่านๆ มาแล้ว ซึ่งอาจสรุปได้ดังนี้

(1) ขั้นตอนการสำรวจ (Exploration Stage) กระทำโดยการ

สำรวจธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์เบื้องต้น 

การสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) 

การแปลความหมายข้อมูลจากการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 

การเจาะสำรวจ

(2) ขั้นตอนการประเมินผลและหาขอบเขต (Appraisal / Delineation Stage) กระทำโดย

ศึกษาลักษณะธรณีวิทยาปิโตรเลียมในรายละเอียด และสำรวจคลื่นไหวสะเทือนเพิ่ม

เจาะประเมินผล

(3) ขั้นตอนการพัฒนา (Development Stage) กระทำโดย

กำหนดแผนการพัฒนาที่เหมาะสม 

สร้างและติดตั้งแท่นหลุมผลิต อุปกรณ์การผลิต และเจาะหลุมพัฒนา 

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

(4) ขั้นตอนการผลิต (Production Stage)

การผลิตน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติ จะต้องผ่านระบบควบคุมความดันที่ ปากหลุม (Christmas Tree) และอุปกรณ์การผลิตอื่น ๆ รวมทั้งมาตรวัด เพื่อให้ทราบอัตราการผลิตของแต่ละหลุม

ติดตามอัตราการผลิต สัดส่วนของน้ำและปิโตรเลียม สัดส่วนของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ อัตราการลดลงของความดันของชั้นปิโตรเลียม และคาดการณ์อัตราการผลิตในอนาคต

การซ่อมหลุมผลิต (Workover) จะดำเนินการเป็นประจำเพื่อเพิ่มอัตรา ระยะเวลา และประสิทธิภาพการผลิตให้สูงขึ้น

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

ทั้งนี้ ปตท.สผ. มีความพร้อมของบุคลากร เทคโนโลยี และเครื่องจักรอุปกรณ์
ที่จะสามารถดำเนินธุรกิจได้อย่างมีประสิทธิภาพตามเป้าหมายของบริษัทได้เป็นอย่างดี

2.  ปริมาณสำรองปิโตรเลียม และปริมาณการผลิต[2]

  5.3.3 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ถ้าไม่มีการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ถูกต้องอาจก่อให้เกิดผลกระทบสิ่งแวดล้อมในด้านต่างๆ ดังต่อไปนี้

(1) การใช้ประโยชน์ที่ดินและแหล่งเพาะพันธุ์สัตว์น้ำ
    จากแรงสั่นสะเทือนของการส่งคลื่นเสียงในขั้นตอนการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic
    Survey)

(2) คุณภาพน้ำและการปนเปื้อนของดิน จากการปล่อยทิ้งของเหลวที่ใช้ในกระบวนการขุดเจาะ
    (Drilling Fluid) น้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต (Produced Water)
    ตะกอนและของเสียที่ปนเปื้อนสารเคมีและโลหะหนัก และอุบัติเหตุจากการรั่วไหลของน้ำมันและ
    condensate ในขั้นตอนการขุดเจาะและการผลิต

(3) คุณภาพอากาศจากการรั่วไหลของไฮโดรเจนคาร์บอนและก๊าซธรรมชาติในขั้นตอนการ
    ขุดเจาะและการผลิต

ในปัจจุบัน การควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมดังกล่าว อยู่ภายใต้การดูแลของ
กรมทรัพยากรธรณี กระทรวงอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นหน่วยงานอนุญาตโดยตรง
และสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม
ที่กำหนดให้โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมก่อนเริ่มดำเนินโครงการ

บริษัทฯ ได้มีการดำเนินการต่างๆในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมดังต่อไปนี้

(1) นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมมาตรฐานสากล ISO 14001 มาใช้ โดยระบบดังกล่าว
    จะเน้นการดำเนินงานที่มีมาตรฐานเทียบเท่าหรือดีกว่าข้อกำหนดของกฎหมาย
    การป้องกันไม่ให้เกิดมลพิษ การประหยัดพลังงาน
    และการปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมของบริษัท อย่างต่อเนื่อง ปตท.สผ.
    นับเป็นบริษัทสำรวจและผลิตแห่งแรกในภาคพื้นเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่รับใบรับรองนี้
    นอกจากนี้ บริษัทยังได้นำเอาระบบการจัดการความปลอดภัย ISRS (International
    Safety Rating System) มาใช้และผ่านการ
    รับรองจากผู้ประเมินตรวจสอบภายนอกที่ระดับ 6 จากช่วง 0 ถึง 10

(4) จัดทำรายงานการศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่าง ๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุด

(5) นำน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิตอัดลงในหลุมที่ไม่มีการผลิตน้ำมันแล้ว ที่ความลึกมากกว่า 700
    เมตร ซึ่งลึกกว่าชั้นของการใช้น้ำบาดาลมาก

(6) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์ผิวดิน
    และปลารอบ ๆ บริเวณแท่นผลิต

(7) จัดฝึกอบรมพนักงานเกี่ยวกับการจัดการสิ่งแวดล้อมและความปลอดภัย

(8) เสริมสร้างและรณรงค์จิตสำนึกด้านสุขภาพอนามัยความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อมให้กับพนักงานโดยการฝึกอบรม
    การจัดทำเอกสารเผยแพร่รายเดือน นิทรรศการ เป็นต้น

(9) ร่วมมือและสนับสนุน บริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
    หน่วยราชการ และองค์กรต่าง ๆ ในการแก้ไขปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม
    และปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

ในปี 2543 ที่ผ่านมาบริษัทได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด และ
ไม่พบว่ามีการเกิดอุบัติเหตุที่ก่อให้เกิดผลกระทบรุนแรงต่อสิ่งแวดล้อมแต่อย่างใด
และบริษัทยังได้การรับรองมาตรฐานการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
ด้านการบริหารและการบริการรักษาอาคาร ที่อาคารสำนักงาน ปตท.สผ.
และนับเป็นบริษัทแรกในประเทศไทยที่ได้รับการรับรองดังกล่าว
นอกเหนือจากที่บริษัทได้รับใบรับรองการจัดการสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001
เป็นแห่งแรกในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ ในประเภทการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่โครงการ
พีทีทีอีพี 1 และได้ผ่านการตรวจติดตามผลจากผู้ตรวจสอบภายนอกเป็นปีที่สี่แล้ว

สำหรับอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost Time
Accident Frequency Rate) ของบริษัทในปี 2543 เท่ากับ 1.25
ซึ่งบริษัทมีแผนการและเป้าหมายที่จะปรับปรุงต่อไปเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้น้อยลง
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่าง ๆ ด้านสุขภาพอนามัย ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงานเป็นจำนวนทั้งสิ้น 6,600 ชั่วโมงการทำงาน เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ
และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน
และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่าง ๆ
เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
โดยบริษัทได้มีการลงทุนในโครงการควบคุมดูแลสุขภาพอนามัย ความปลอดภัย
และสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงิน 175, 212 และ 113 ล้านบาท ในปี 2541 , 2542 และ 2543
ตามลำดับ

5.4 การตลาด

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

  -------------------------------------------- -------- -------- --------
  รายการ                                       2541     2542     2543

  ปริมาณการผลิต (MMBOE)                          16.42    27       31

  ราคาขายของผลิตภัณฑ์โดยเฉลี่ย (US$/BOE)            12.54    13.46    18.37

  รายได้จากการขายผลิตภัณฑ์ (ล้านบาท)                8,652    12,483   21,519
  -------------------------------------------- -------- -------- --------

ผู้ผลิตปิโตรเลียมทุกรายรวมทั้ง ปตท.สผ. ขายผลผลิตทั้งหมดให้กับ ปตท.
เพื่อใช้ประโยชน์ภายในประเทศซึ่งมีความต้องการใช้ปิโตรเลียมสูง โดย ปตท.สผ. มี กฟผ.
เป็นลูกค้ารายเล็กอีกรายหนึ่งด้วย การซื้อขายจัดทำในลักษณะของสัญญาระยะยาว
ซึ่งได้ตกลงกันไว้ก่อนเริ่มผลิต โดยมีเนื้อหาครอบคลุมถึง การกำหนดราคา การปรับราคา
ตลอดจนถึงปริมาณการส่งมอบปิโตรเลียมตั้งแต่เริ่มผลิตจนถึงหมดอายุ
โครงการ เป็นต้น

การกำหนดราคาขายก๊าซธรรมชาติ จะยึดหลักการซึ่งราคาสามารถสะท้อนต้นทุนของผู้ผลิต
ภาวะเศรษฐกิจของประเทศ ความสามารถในการแข่งขันกับเชื้อเพลิงชนิดอี่นในตลาดโลก
และมีกลไกซึ่งสามารถประกันความเสี่ยงให้กับทั้งผู้ซื้อและผู้ผลิตในภาวะเศรษฐกิจที่แตกต่างกัน
จึงมีการอ้างอิงดัชนีทางเศรษฐกิจที่เกี่ยวข้องหลาย ๆ ตัว เช่น
ดัชนีราคาเครื่องจักรที่ใช้ในแหล่งน้ำมันและแหล่งก๊าซฯ ดัชนีราคา
ผู้ผลิตของประเทศไทย ดัชนีราคาส่งออกของสหรัฐอเมริกา เป็นต้น
นอกจากนี้ยังอ้างอิงถึงราคาน้ำมันเตาที่มีระดับกำมะถันปานกลาง และกำมะถันต่ำ
ตลอดจนอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศอีกด้วย
การกำหนดสูตรราคาก๊าซฯในลักษณะเช่นนี้จะทำให้ราคาก๊าซฯ มีเสถียรภาพและคาดการณ์ได้
ซึ่งเป็นประโยชน์ต่อประเทศในการวางแผนการใช้พลังงานให้เหมาะสมในระยะยาว
โดยจะมีการปรับราคาซื้อขายตามช่วงระยะเวลาที่ได้กำหนดไว้ชัดเจนในสัญญา

ส่วนการกำหนดราคาขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทในภาพรวมจะอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและราคาน้ำมันในตลาดโลกที่มีคุณสมบัติใกล้เคียงกับผลผลิตของ
ปตท.สผ. ซึ่งได้ระบุไว้ในสัญญาเช่นเดียวกัน
ราคาดังกล่าวจะผันแปรและสะท้อนภาวะอุปสงค์และอุปทานของปิโตรเลียมในตลาดโลกอย่างแท้จริง
ในขณะที่ ราคาขายก๊าซแอลพีจี (ก๊าซหุงต้ม)
จะเป็นการกำหนดระหว่างคู่สัญญาและเปลี่ยนแปลงตามนโยบายรัฐบาล

5.5 สถานการณ์ที่มีผลกระทบต่อการแข่งขันในธุรกิจ

สภาวะเศรษฐกิจถดถอยในปี 2540
ส่งผลให้การดำเนินธุรกิจก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยเปลี่ยนรูปแบบไปจากเดิมอย่างสิ้นเชิง
ตลาดสำหรับก๊าซธรรมชาติในประเทศชะลอตัวลงและไม่เติบโตตามที่คาดการณ์ อุปทานของก๊าซฯ
มีแนวโน้มเกินความต้องการใช้ ผู้ผลิตหลายรายชะลอการลงทุนในการสำรวจโครงการใหม่
ในขณะที่รัฐบาลมีแนวทางที่ชัดเจนและเร่งรัดการเพิ่มบทบาทของเอกชนในกิจการด้านพลังงาน
โดยมีวัตถุประสงค์ส่วนหนึ่งคือ ลดภาระการลงทุนของรัฐ ลดภาระหนี้สินของภาครัฐและประเทศ
อย่างไรก็ตาม เนื่องจากกิจการพลังงาน เป็นกิจการที่มีลักษณะผูกขาดโดยธรรมชาติ
ดังนั้นรัฐจึงต้องดำเนินการแปรรูปและปรับโครงสร้างรัฐวิสาหกิจทางด้านพลังงานเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการแข่งขัน
ควบคู่ไปกับการเพิ่มบทบาทเอกชน
เพื่อหลีกเลี่ยงการโอนกิจการผูกขาดของรัฐไปเป็นกิจการผูกขาดของเอกชน

ในปีที่ผ่านมา ได้มีความก้าวหน้าที่สำคัญในส่วนของการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติคือ ปตท.
ประกาศปรับโครงสร้างการดำเนินธุรกิจใหม่ตามนโยบายการแปรรูปรัฐวิสาหกิจ
(Privatization) ของรัฐบาล
และกรมทรัพยากรธรณีได้ยกร่างหลักเกณฑ์การเปิดบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม
(Third Party Access Code) เรียบร้อย
และจะรวมเข้าเป็นส่วนหนึ่งของร่างพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน
ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีแล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของกฤษฎีกา
เพื่อเสนอรัฐสภาฯ ภายในปี 2544 นี้

หลักเกณฑ์การเปิดบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติดังกล่าวจะก่อให้เกิดการแข่งขันด้านการตลาดอย่างจริงจังมากขึ้นจากเดิมที่มี
ปตท. เป็นคู่ค้าเพียงรายเดียว นอกจากนี้การปรับโครงสร้างการดำเนินธุรกิจของ ปตท.
เพื่อแข่งขันกับเอกชน การแปรรูป และปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า เหล่านี้
ย่อมแสดงถึงโอกาสทางธุรกิจ
ตลอดจนการเพิ่มขึ้นของคู่ค้าและคู่แข่งขันทางธุรกิจอีกหลายรายในกิจการพลังงานของประเทศไทย
ที่จะเปิดเสรีในอนาคตอันใกล้ โดย ปตท.สผ. จะติดตามศึกษาสถานการณ์อย่างใกล้ชิด
เพื่อสร้างความได้เปรียบในการแข่งขันให้กับบริษัทได้อย่างต่อเนื่องต่อไป

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

[2] โปรดดูรายละเอียดใน FAS 69 ในเอกสารแนบ3 หน้า 65