3. การประกอบธุรกิจ

3.1 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

3.1.1 ปิโตรเลียม

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.  ท่อขนส่งก๊าซ

บริษัท PTTEPO ประกอบธุรกิจหลักในการลงทุนในบริษัทอื่น ได้แก่ การร่วมลงทุนใน MGTC
สัดส่วนร้อยละ 25.5 และใน TPC ร้อยละ 19.31784
เพื่อดำเนินธุรกิจในการขนส่งก๊าซทางท่อจากโครงการยาดานาและโครงการเยตากุนตามลำดับในประเทศพม่ามายังชายแดนไทย

3.1.3 บริการท่าเทียบเรือ, คลังเก็บผลิตภัณฑ์และวัสดุ

การให้บริการแก่บริษัทย่อย บริษัทร่วมทุน
และบริษัทที่เป็นลูกค้าจากภายนอกสำหรับการขนสินค้าและผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจปิโตรเลียมผ่านทางท่าเทียบเรือ
และการเก็บอุปกรณ์ที่ใช้ในกระบวนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ทั้งที่เป็นของเหลว เช่น
สารเคมีที่ใช้ในการผลิตและขุดเจาะจำพวก H2S Scavenger, Barite, Base Oil, Cement
และจัดเก็บอุปกรณ์ขุดเจาะ เช่น ท่อกรู หัวเจาะ วาล์ว เป็นต้น ปัจจุบัน
บริษัทมีท่าเทียบเรือขนาดความยาว 380 เมตร แบ่งเป็น 6 ท่าความยาวท่าละ 65 เมตร
สามารถเทียบเรือได้จำนวน 6 ลำพร้อมกัน ท่าเรือสูงจากระดับน้ำทะเล 2.3 เมตร
และมีระดับความลึกหน้าท่า 8 เมตร

3.2 ปัจจัยที่มีผลกระทบต่อโอกาสหรือข้อจำกัดในการประกอบธุรกิจ

ปตท.สผ. ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ
โดยในการลงทุนต่างประเทศนั้น ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานตามกฎหมายของประเทศนั้น ๆ ซึ่งอาจเป็นรูปของ
Production Sharing Agreement/Contract หรือ Services Agreement
สำหรับภายในประเทศปตท.สผ. จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่าง ๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปของค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และสิทธิพิเศษอื่น ๆ
ทั้งนี้ ประเด็นสำคัญในการประกอบธุรกิจปิโตรเลียม ได้แก่

3.2.1 การกำหนดพื้นที่สัมปทาน

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน
ในฐานะหน่วยงานที่รับผิดชอบตามกฎหมายปิโตรเลียมจะเป็นผู้กำหนดพื้นที่สัมปทาน
โดยแบ่งพื้นที่ออกเป็นแปลง (Block) และเชิญชวนให้บริษัทน้ำมันต่าง ๆ เข้ามายื่นขอสัมปทาน
สำหรับขั้นตอนการอนุมัติสัมปทานนั้น คณะกรรมการปิโตรเลียมเป็นผู้พิจารณาคำขอสัมปทาน
โดยมีคณะกรรมการเป็นผู้กลั่นกรองข้อมูลตามคำขอในเบื้องต้น และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
โดยได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเป็นผู้มีอำนาจให้สัมปทานและลงนามในสัมปทาน ทั้งนี้
หลักเกณฑ์ในการอนุมัติสัมปทานแต่ละแปลงนั้น
รัฐจะพิจารณาถึงคุณสมบัติของผู้ยื่นคำขอแต่ละรายว่ามีการนำเงินทุนเข้ามาใช้ในการสำรวจปิโตรเลียมอย่างเหมาะสม
การถ่ายทอดความรู้และเทคโนโลยี การว่าจ้างแรงงานในประเทศ
รวมทั้งพิจารณาถึงผลประโยชน์สูงสุดที่รัฐพึงได้ เป็นต้น

3.2.2 ลักษณะของผู้ประกอบการ

สัมปทานปิโตรเลียมหนึ่ง ๆ อาจออกให้แก่ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire)
รายเดียวหรือผู้รับสัมปทานร่วม (Co-Concessionaire) ตั้งแต่ 2 รายขึ้นไปได้
เนื่องจากลักษณะธุรกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมค่อนข้างจะมีความเสี่ยงสูงในระดับหนึ่ง ดังนั้น
ผู้รับสัมปทานจึงมักจะหาบริษัทอื่นเข้ามารับสัมปทานร่วม หรือเข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียม
(Co-Venturer) เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยงในการลงทุน
โดยผู้เข้าร่วมทุนในโครงการภายหลังนี้อาจจะต้องชำระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นก่อนการเข้าร่วมโครงการให้แก่ผู้รับสัมปทานหรือผู้ร่วมทุนเดิม
ในการร่วมทุนข้างต้นจะมีบริษัทหนึ่งเป็นผู้ดำเนินการ (Operator)
เพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตแทนผู้ร่วมทุนอื่น
ภายใต้การควบคุมของคณะกรรมการจัดการ(Management Committee)
ซึ่งประกอบด้วยตัวแทนจากผู้ร่วมทุนแต่ละราย ทั้งนี้
ผู้ดำเนินการจะเป็นผู้กำหนดแผนการเงินที่จะเรียกเก็บ (Cash Call)
จากผู้ร่วมทุนทุกรายเพื่อนำมาใช้จ่ายในโครงการ
ผู้ร่วมทุนจะมีส่วนในการตัดสินใจทางเทคนิคและในทางการเงิน
โดยผ่านตัวแทนของตนในคณะกรรมการจัดการ โดยทั่วไปบริษัทน้ำมันหนึ่ง ๆ
จะมีบทบาทเป็นผู้ดำเนินการ หรือไม่ในแต่ละโครงการย่อมขึ้นอยู่กับเงื่อนไขการลงทุน ความพร้อม
และกลยุทธ์การดำเนินธุรกิจของบริษัทในโครงการนั้นๆ

3.2.3 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

3.2.4 ลักษณะของกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจ

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

1.  ผู้ขอสัมปทานต้องเป็นบริษัทจำกัด หรือนิติบุคคลที่มีสภาพเช่นเดียวกับบริษัทจำกัด
    ซึ่งจัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย หรือกฎหมายต่างประเทศ

2.  ผู้รับสัมปทาน ผู้รับสัมปทานร่วม และผู้เข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียม
    จะต้องชำระค่าภาคหลวง ซึ่งโดยปกติชำระเป็นตัวเงิน
    แต่รัฐมนตรีมีอำนาจสั่งให้ชำระเป็นปิโตรเลียมได้
    ซึ่งต้องแจ้งล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 6 เดือน ค่าภาคหลวงนี้สามารถนำมาเครดิตหักออกจากภาษีได้
    (Thailand I) หรือตัดเป็นค่าใช้จ่ายได้ (Thailand III)

3.  อัตราภาษีเงินได้ปิโตรเลียมเก็บในอัตราไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 แต่ไม่เกินร้อยละ 60
    ของกำไรสุทธิที่ได้จากกิจการปิโตรเลียม

4.  ดอกเบี้ยจ่าย ไม่สามารถนำมาคำนวณเป็นรายจ่ายทางภาษีได้

5.  ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire)
    แต่ละรายมีสิทธิได้รับสัมปทานโดยไม่จำกัดจำนวนแปลงสำรวจ

  Thailand I สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม**ตั้งแต่ปี 2514 –
  2532 และสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกที่ออกก่อนปี 2525

  Thailand II^(*) สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกทั้งหมด ที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม**
  ตั้งแต่ปี 2525 – 2532

  Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม** ตั้งแต่ปี 2533

  Thailand IV สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงพลังงาน^(***)ตั้งแต่ปี 2550

___________________________

^(*)โดยอาศัยมาตรา 36 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ.2532
ผู้ถือสัมปทานปิโตรเลียมใน Thailand II ได้ขอเปลี่ยนมาอยู่ภายใต้

**ปัจจุบันคือกระทรวงพลังงาน

Thailand III ทั้งหมดแล้ว

^(***)พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514 แก้ไขเพิ่มเติมโดย (ฉบับที่ 6) พ.ศ.2550
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 18 ตุลาคม 2550

รายละเอียดเงื่อนไขของ Thailand I, II, III และ IV

+-------+--------------+--------------+--------------+----------------+
| เ     | THAILAND I   | THAILAND II  | THAILAND III | THAILAND IV    |
| งื่อนไข |              |              |              |                |
| ที่สำคัญ |              |              |              |                |
+-------+--------------+--------------+--------------+----------------+
| อัตร   | ร้อยละ 12.5   | ร้อยละ 12.5   | อัตราก้าวหน้าแบ | อัตราก้าวหน้า     |
| าค่าภา | ของรายได้จาก  | ของรายได้จาก  | บขั้นบันไดร้อยละ | แบบขั้นบันไดร้อยละ |
| คหลวง | การขายหรือจำ  | ก            | 5 – 15       |                |
|       | หน่ายปิโตรเลียม | ารขายหรือจำหน | และถือเป็นค่าใ  | 5 – 15         |
|       | ซึ่ง           | ่ายปิโตรเลียมซึ่ง | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ | และถือเป        |
|       | จะสามารถนำมา | จะสามารถนำมา | นการคำนวณภาษี | ็นค่าใช้จ่ายที่พึงหักไ |
|       | เครดิตหักภาษีได้ | เครดิตหักภาษีได้ |              | ด้ในการคำนวณภาษี |
+-------+--------------+--------------+--------------+----------------+
| ภ     | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ   |
| าษีเงิน | 50           | 50           | 50           | 50 ของกำไรสุทธิ  |
| ได้ปิโต | ของกำไรสุทธิ   | ของกำไรสุทธิ   | ของกำไรสุทธิ   | จากการประกอ    |
| รเลียม | จ            | จ            | จ            | บกิจการปิโตรเลียม |
|       | ากการประกอบก | ากการประกอบก | ากการประกอบก |                |
|       | ิจการปิโตรเลียม | ิจการปิโตรเลียม | ิจการปิโตรเลียม |                |
+-------+--------------+--------------+--------------+----------------+
| ผลปร  | -            | ผลประโยชน์ราย | ผลประโย      | ผลประ          |
| ะโยชน์ |              | ปีและโบนัสรายปี | ชน์ตอบแทนพิเศษ | โยชน์ตอบแทนพิเศษ |
|       |              |              |              |                |
| ตอบแท |              |              | โดยถือเป็นค่าใ  | โดยถือเป        |
| นพิเศษ |              |              | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ | ็นค่าใช้จ่ายที่พึงหักไ |
|       |              |              | นการคำนวณภาษี | ด้ในการคำนวณภาษี |
+-------+--------------+--------------+--------------+----------------+
| ระย   | 8 ปี          | 8 ปี          | 6 ปี          | 6 ปี            |
| ะเวลา | แล           | แล           | แล           | และขอต่ออายุได้อีก |
| สำรวจ | ะขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก | 3 ปี            |
|       | 4 ปี          | 4 ปี          | 3 ปี          |                |
+-------+--------------+--------------+--------------+----------------+
| ร     | ไม่เกิน 30     | ไม่เกิน 30     | ไม่เกิน 20     | ไม่เกิน 20       |
| ะยะเว | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันส      |
| ลาผลิต | ะยะเวลาสำรวจ | ะยะเวลาสำรวจ | ะยะเวลาสำรวจ | ิ้นระยะเวลาสำรวจ |
|       | และขอต่อ      | และขอต่อ      | และขอต่อ      | และขอ          |
|       | อายุได้อีกไม่เกิน | อายุได้อีกไม่เกิน | อายุได้อีกไม่เกิน | ต่ออายุได้อีกไม่เกิน |
|       | 10 ปี         | 10 ปี         | 10 ปี         | 10 ปี           |
+-------+--------------+--------------+--------------+----------------+
| พื้นที่ส  | ไม่เกิน 10,000 | ไม่เกิน 10,000 | ไม่เกิน 4,000  | ไม่เกิน 4,000    |
| ัมปทาน | ตร.กม.       | ตร.กม.       | ตร.กม.       | ตร.กม.         |
|       | ต่อแปลงสำรวจ  | ต่อแปลงสำรวจ  | ต่อแปลงสำรวจ  | ต่อแปลงสำรวจ    |
|       | โดยจำนวนแ    | โดยจำนวนแ    | โดยจำนวนแ    | โดยไม่จำกัด      |
|       | ปลงสูงสุดไม่เกิน | ปลงสูงสุดไม่เกิน | ปลงสูงสุดไม่เกิน | จำนวนแปลงสำรวจ |
|       | 5 แปลงสำรวจ  | 5 แปลงสำรวจ  | 5 แปลงสำรวจ  |                |
+-------+--------------+--------------+--------------+----------------+

3.3 การตลาด

ในปี 2550 ปตท.สผ. และบริษัทย่อยจำหน่ายน้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซแอลพีจี
และคอนเดนเสทในอัตราเฉลี่ยวันละ 179,767 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นร้อยละ 6
คิดเป็นมูลค่า 90,764 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 5 จากปี 2549 สรุปปริมาณและรายได้จากการขาย
ดังนี้

  ----------------------- ----------------------- -----------------------
  ผลิตภัณฑ์                  ปริมาณ                   มูลค่า (ล้านบาท)

  น้ำมันดิบ                  13                      29,738
        (ล้านบาร์เรล)                               

  ก๊าซธรรมชาติ              277,004                 43,099
  (ล้านลูกบาศก์ฟุต)                                   

  ก๊าซแอลพีจี   (เมตริกตัน)    96,388                  985

  คอนเดนเสท  (ล้านบาร์เรล)  7.15                    16,942
  ----------------------- ----------------------- -----------------------

3.3.1 นโยบายและลักษณะการตลาด

ปตท.สผ. มุ่งมั่นที่จะเติบโตเพื่อสนองความต้องการปิโตรเลียมของประเทศ
จึงมีนโยบายจำหน่ายผลิตภัณฑ์จากแหล่งผลิตทั้งในและต่างประเทศให้แก่ตลาดในประเทศไทยเป็นหลัก
ลูกค้าหลักของบริษัทคือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
โดยนำเอาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมไปผ่านกระบวนการแยกและผลิต
เพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงและวัตถุดิบสำหรับใช้ในธุรกิจการผลิตไฟฟ้า ปิโตรเคมี ภาคขนส่ง
ภาคอุตสาหกรรม และใช้ในครัวเรือน

(1) ก๊าซธรรมชาติ

ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยยังคงเติบโตอย่างต่อเนื่อง ปตท.สผ.
จึงจำหน่ายก๊าซธรรมชาติทั้งหมดจากโครงการในประเทศและภูมิภาคใกล้เคียง
ในรูปแบบสัญญาระยะยาว 20-30 ปีให้แก่ตลาดในประเทศ
ก๊าซธรรมชาติจากโครงการนอกชายฝั่งขนส่งทางทะเลผ่านระบบท่อส่งก๊าซทั้ง 3 เส้นในพื้นที่อ่าวไทย
และก๊าซธรรมชาติจากสหภาพเมียนมาร์ขนส่งทางระบบท่อของ MGTC และ TPC ซึ่ง PTTEPO
มีสัดส่วนการลงทุนอยู่ประมาณร้อยละ 25.5 และ 19.3 ตามลำดับ
นอกจากนี้ยังจำหน่ายก๊าซธรรมชาติจากโครงการบนบก ได้แก่ โครงการอี 5 และโครงการภูฮ่อม
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าน้ำพอง
และก๊าซธรรมชาติที่เป็นผลพลอยได้จากการผลิตน้ำมันดิบที่โครงการเอส 1
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าลานกระบือ

สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเป็นสัญญา Take-or-Pay
เพื่อประกันรายได้จากการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติก่อนที่บริษัทจะลงทุนเพื่อพัฒนาแหล่งผลิต
โดยจะกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำในแต่ละปีและกำหนดสูตรราคาที่อ้างอิงดัชนีทางเศรษฐกิจ
และราคาน้ำมันเตา เพื่อให้มั่นใจว่าราคาก๊าซที่จำหน่ายสะท้อนต้นทุนการผลิตที่อาจเปลี่ยนแปลงได้
ในขณะเดียวกันก็สามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงอื่นๆ ได้ตลอดอายุสัญญา

การลงทุนในโครงการต่างประเทศนั้น หากค้นพบปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์
ปตท.สผ. จะหาลูกค้าในพื้นที่ใกล้เคียงแหล่งผลิต
เนื่องจากไม่สามารถขนส่งก๊าซธรรมชาติกลับมาที่ประเทศไทยได้
การจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในโครงการต่างประเทศจึงขึ้นอยู่กับโครงสร้างของตลาดในแต่ละประเทศที่ไปลงทุน
เช่น โครงการโอมาน 44 ซึ่ง PTTEP OM ได้ลงนามสัญญาซื้อขายกับรัฐบาลรัฐสุลต่านโอมานในปี
2548 ทั้งนี้ ในส่วนของคอนเดนเสทและน้ำมันดิบจากโครงการดังกล่าว ปตท.สผ.
ยังคงจำหน่ายให้แก่ ปตท. เพื่อนำมาใช้ภายในประเทศ

ในปี 2550 ปตท.สผ. ลงนามและทำข้อตกลงที่เกี่ยวข้องกับการซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ดังนี้

-   เมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2550 บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด บริษัท
    มิตซุยออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด และ ปตท.สผ. ได้ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ
    ปตท. เพื่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่โครงการยูโนแคล 1, 2, 3 และ 5
    ภายหลังการหมดสัญญาซื้อขายปัจจุบันของแต่ละโครงการดังกล่าว
    โดยปริมาณซื้อขายตามสัญญาอยู่ที่ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ ปตท.สผ.
    มีสัดส่วนการลงทุนร้อยละ 5 ในโครงการยูโนแคล 3 ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 50
    ของปริมาณซื้อขายทั้งหมดในสัญญา โดยประมาณ

-   เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2550 ปตท.สผ. ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ ปตท.
    เพื่อเพิ่มอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่ทางตอนเหนือของโครงการอาทิตย์อีกประมาณ
    120 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยคาดว่าจะเริ่มการผลิตในเดือนสิงหาคม 2551

นอกจากนี้ ปตท.สผ. ยังมีโครงการที่เริ่มผลิตและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปีที่ผ่านมาอีก 2
โครงการ คือ

-   โครงการโอมาน 44 เริ่มการผลิตในเดือนมีนาคม
    และจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้แก่รัฐบาลรัฐสุลต่านโอมาน โดยมีปริมาณซื้อขายตามสัญญาเท่ากับ
    50 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน นอกจากนี้ ปตท.สผ.
    ยังจำหน่ายคอนเดนเสทซึ่งเป็นผลพลอยได้จากการผลิตก๊าซธรรมชาติให้แก่ ปตท.
    ในรูปแบบน้ำมันดิบโอมาน ทั้งนี้นับเป็นครั้งแรกที่ ปตท.สผ.
    จำหน่ายน้ำดิบจากแหล่งผลิตในต่างประเทศให้แก่ ปตท.

-   แหล่งผลิตประดู่เฒ่า โครงการเอส 1
    เริ่มจำหน่ายก๊าซธรรมชาติที่เป็นผลพลอยได้จากการผลิตน้ำมันดิบให้กับบริษัท ราชบุรีพลังงาน
    จำกัด ในเดือนมิถุนายน ในอัตราประมาณ 0.4 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
    ซึ่งถือเป็นความสำเร็จอย่างสูงในการนำก๊าซธรรมชาติที่เป็นผลพลอยได้จากการผลิตน้ำมันมาใช้ประโยชน์แทนการเผาทิ้ง

    (2 น้ำมันดิบและคอนเดนเสท

ปตท.สผ. จำหน่ายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทส่วนใหญ่แก่ตลาดในประเทศในราคาตามภาวะตลาด
โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ซื้อขายในภูมิภาค
การจำหน่ายคอนเดนเสทและน้ำมันดิบของบริษัทมักจะเป็นรูปแบบสัญญาระยะยาว
มีบางส่วนเป็นสัญญาระยะสั้น และจำหน่ายในตลาดจร
เพื่อเพิ่มช่องทางการตลาดและเพิ่มโอกาสในการสร้างมูลค่าจากน้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ผลิตได้

3.3.2 ภาวะการแข่งขัน

ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศมีภาวะการแข่งขันไม่รุนแรง
ซึ่งเป็นผลมาจากลักษณะของตลาดและเงื่อนไขของสัญญาซื้อขายที่มักเป็นสัญญาระยะยาว
เพื่อเป็นการรับประกันตลาดให้กับผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้น โดยเฉพาะสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ
การซื้อขายน้ำมันดิบมีทั้งในแบบสัญญาทั้งระยะยาว และระยะสั้น และยังจำหน่ายในตลาดจร
ทั้งนี้แม้จะไม่มีสัญญาซื้อขายระยะยาวเพื่อรองรับการผลิตทั้งหมดจากภายในประเทศ
น้ำมันดิบที่ผลิตได้ก็ยังมีข้อได้เปรียบในการแข่งขันกับน้ำมันดิบจากต่างประเทศ
ทั้งในเรื่องค่าขนส่งและสิทธิประโยชน์ทางภาษีตาม พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
และเนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันสูงกว่าอุปทานในประเทศอยู่มาก
จึงอาจกล่าวได้ว่าไม่มีการแข่งขันระหว่างผู้ผลิตในประเทศด้วยกันเอง

เนื่องจากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเติบโตอย่างต่อเนื่อง ทำให้ ปตท.
มีแผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวในปี 2556 เป็นจำนวนถึง 2 ล้านตันต่อปี
อย่างไรก็ดีคาดว่าการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวจะไม่ทำให้ภาวะการแข่งขันเพิ่มสูงขึ้น
เนื่องจากประมาณการอัตราการเติบโตของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติยังคงสูงกว่าอุปทานที่สามารถจัดหาได้

ปตท.สผ. เสาะหาโอกาสลงทุนในต่างประเทศเพื่อการเติบโตอย่างต่อเนื่อง
เพื่อลดความเสี่ยงในการลงทุนในโครงการต่างประเทศ ปตท.สผ.
ได้ศึกษาช่องทางการตลาดเพื่อพิจารณาประกอบก่อนตัดสินใจลงทุน ตัวอย่างเช่น โครงการโอมาน
44 ซึ่งจำหน่ายก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายกับรัฐบาลรัฐสุลต่านโอมาน
และจำหน่ายน้ำมันดิบโอมานในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้
ประเทศไทยเป็นตลาดสำคัญของน้ำมันดิบโอมาน
เนื่องจากโรงกลั่นในประเทศยังต้องการในปริมาณสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง

3.4 การผลิต

3.4.1 ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยทั่วไปสามารถแบ่งออกได้เป็น 4 ขั้นตอน ดังนี้

(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)

    -   การผลิตน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติจะต้องผ่านระบบควบคุมความดันที่
        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

3.4.2 ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองแบ่งออกเป็น 2 ประเภทใหญ่ๆ ตามระดับความเชื่อมั่น คือ ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
(Proved reserves) และปริมาณสำรองที่ยังไม่ได้พิสูจน์ (Unproved reserves)
ปริมาณสำรองที่ยังไม่ได้พิสูจน์ยังแบ่งออกได้เป็นอีกสองประเภท คือ
ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่น่าจะพบ (Probable reserves)
และปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่อาจจะพบ (Possible reserves)

(1) ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) คือ
ปริมาณน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติที่ประมาณได้จากข้อมูลทางธรณีวิทยาและทางวิศวกรรม ณ
เวลาใดเวลาหนึ่ง ด้วยความเชื่อมั่นว่าจะสามารถผลิตได้นับจากเวลาใดเวลาหนึ่งเป็นต้นไป
จากแหล่งที่สำรวจพบแล้วภายใต้สภาพทางเศรษฐกิจ วิธีการผลิต และกฎระเบียบของทางราชการ ณ
เวลาที่ทำการประเมินนั้น ในทางปฏิบัติปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
หมายถึงปริมาณปิโตรเลียมในแหล่งกักเก็บที่สามารถผลิตขึ้นมาได้อย่างคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์
โดยมีข้อมูลการทดสอบการไหลของปิโตรเลียมในแหล่งกักเก็บมาสนับสนุน ในบางกรณี
ปริมาณสำรองสามารถจัดเป็น Proved reserves
ได้โดยอาศัยข้อมูลการวิเคราะห์ผลการหยั่งธรณีหลุมเจาะและ/หรือ การวิเคราะห์แท่งตัวอย่างหิน
ซึ่งบ่งชี้ว่าแหล่งกักเก็บที่กำลังพิจารณามีปิโตรเลียมอยู่
และมีลักษณะคล้ายกับแหล่งกักเก็บในบริเวณเดียวกัน
ซึ่งมีการผลิตแล้วหรือสามารถจะผลิตได้โดยวิเคราะห์จากการทดสอบการไหลของแหล่งกักเก็บ
นอกจากนี้ Proved reserves
จะต้องผลิตได้โดยอุปกรณ์การผลิตและการขนส่งปิโตรเลียมที่มีอยู่แล้ว
หรือมีความเชื่อมั่นว่าจะติดตั้งในอนาคต

(2) ปริมาณสำรองที่ยังไม่ได้พิสูจน์ (Unproved Reserves)

-   ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่น่าจะพบ (Probable Reserves) คือ
    ปริมาณปิโตรเลียมที่ประมาณได้จากข้อมูลทางธรณีวิทยาและทางวิศวกรรม ณ
    เวลาใดเวลาหนึ่งเช่นเดียวกับ Proved reserves
    แต่มีความเชื่อมั่นและความเป็นไปได้ในการผลิตน้อยกว่า
    อันอาจจะเนื่องมาจากเทคนิคในการผลิต กฎระเบียบต่างๆ หรือสภาพทางเศรษฐกิจ

-   ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่อาจจะพบ (Possible Reserves) คือ
    ปริมาณปิโตรเลียมที่ประมาณได้จากข้อมูลทางธรณีวิทยาและทางวิศวกรรม ณ เวลาใดเวลาหนึ่ง
    เช่นเดียวกับ Probable reserves แต่มีความเชื่อมั่นและความเป็นไปได้ในการผลิตน้อยกว่า
    อันอาจจะเนื่องมาจากเทคนิคในการผลิต กฎระเบียบต่าง ๆ หรือ สภาพเศรษฐกิจ

ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วจะมีการตรวจสอบและประเมินทุกรอบปีโดยนักธรณีวิทยาและวิศวกรแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมของ
ปตท.สผ. เพื่อให้ได้ตัวเลขที่ได้มาตรฐาน
ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วในรายงานนี้จะรวมถึงปริมาณสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ ปตท.สผ.
และส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550
ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 190 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 4,850
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 946 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ทั้งนี้
ไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่เพิ่งสำรวจพบในแปลงสำรวจ บี, แปลงสำรวจ 48/95, แปลงสำรวจ
52/97, แปลงสำรวจ 16-1 นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม และแปลงสำรวจของโครงการพม่า
เอ็ม 7 และ เอ็ม 9 ในอ่าวมะตะบัน เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์

3.4.3 ปริมาณการผลิต ของ ปตท.สผ.

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย0 ในปี 2550 คิดเป็น 76
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือ ประมาณ 209,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 15,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 8
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิต ส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการยูโนแคล 3
โครงการภูฮ่อม และโครงการโอมาน 44

3.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

ในการดำเนินงานด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนั้น
ระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ดีถือเป็นส่วนสำคัญในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่อาจเกิดขึ้นจากกิจกรรมการดำเนินงานของบริษัท
โดยประเด็นด้านสิ่งแวดล้อมหลักๆในกิจกรรมของบริษัทมีดังต่อไปนี้

(1) การใช้ประโยชน์ที่ดินและสิ่งมีชีวิตทางทะเล
    จากแรงสั่นสะเทือนของการส่งคลื่นเสียงในขั้นตอนการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic
    Survey)

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

(3) คุณภาพอากาศ
    จากการปล่อยก๊าซที่ได้จากการเผาไหม้และการรั่วไหลของก๊าซธรรมชาติในกระบวนการผลิต

ในปัจจุบัน การควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมดังกล่าว อยู่ภายใต้การดูแลของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงาน ซึ่งเป็นหน่วยงานกำกับดูแลโดยตรง
และสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ที่กำหนดให้โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและได้รับอนุญาตก่อนเริ่มดำเนินโครงการ

เพื่อให้การดำเนินงานของบริษัทมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด
บริษัทได้กำหนดแนวทางและมาตรการการดำเนินการต่าง ๆ โดยสรุป ดังต่อไปนี้

(1) นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมมาตรฐานสากล ISO 14001 มาปรับใช้กับหน่วยปฏิบัติการต่างๆ
    ของบริษัท
    โดยระบบดังกล่าวจะเน้นให้การดำเนินงานมีมาตรฐานเทียบเท่าหรือดีกว่าข้อกำหนดของกฎหมาย
    การป้องกันการเกิดมลพิษ การประหยัดพลังงาน
    และการปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมของบริษัทอย่างต่อเนื่อง โดย ปตท.สผ.
    นับเป็นบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแห่งแรกในภาคพื้นเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่ได้รับการรับรองนี้

(4) จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่างๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุดทั้งโครงการภายในประเทศและต่างประเทศ

(5) อัดฉีดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตกลับลงสู่ชั้นหินกักเก็บใต้ดิน

(6) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์ผิวดิน
    และปลา บริเวณรอบแท่นผลิต

(7) นำก๊าซที่จะนำไปเผาทิ้งมาใช้ประโยชน์ในการผลิตกระแสไฟฟ้าของโครงการ
    และนำกลับเข้าสู่ระบบท่อส่งแก๊ส เพื่อใช้เป็นพลังงานต่อไป

(8) จัดเตรียมแผนและอุปกรณ์ต่างๆเพื่อรองรับเหตุการณ์รั่วไหลของน้ำมันในระดับ Tier 1 (< 20
    tonnes) และได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกในกลุ่ม IESG (Industrial Environmental
    Safety Group) เพื่อเตรียมความพร้อมในการรับสถานการณ์รั่วไหลของน้ำมันในระดับ Tier
    2 (20-1,000 tonnes) และร่วมเป็นสมาชิกของ OSRL/EARL (Oil Spill Response
    Limited/East Asia Response Limited) โดยร่วมกับกลุ่ม ปตท.
    เพื่อเตรียมความพร้อมในการรองรับสถานการณ์หกรั่วไหลของน้ำมันในระดับ tier 3 (>
    1,000 tonnes) อีกด้วย

(9) ดำเนินการจัดการของเสีย เช่น ของเสียที่ปนเปื้อนปรอท คราบน้ำมัน
    ที่เกิดจากการผลิตให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด

(10) จัดฝึกอบรมพนักงานเกี่ยวกับการจัดการความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อม
     เสริมสร้างและรณรงค์จิตสำนึกด้านความปลอดภัย มั่นคง สุขอนามัย
     และสิ่งแวดล้อมให้กับพนักงานโดยการฝึกอบรม และ การจัดทำเอกสารเผยแพร่รายเดือน
     เป็นต้น

(11) ให้ความร่วมมือและสนับสนุนบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
     สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย หน่วยราชการ และองค์กรต่าง ๆ
     ในการแก้ไขปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม
     และปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

ในช่วงเวลา 3 ปีที่ผ่านมาคือตั้งแต่ปี 2548 ถึงปี 2550
บริษัทได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด
และบริษัทยังได้ปรับปรุงการดำเนินงานเพื่อรักษา ควบคุม
และดูแลลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพอย่างต่อเนื่อง
โดยผ่านการตรวจสอบและรับรองระบบมาตรฐานการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001 จาก
บริษัท AJA Registrars LTD. ภายใต้การรับรองของ UKAS (United Kingdom
Accreditation Service) ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการดังต่อไปนี้

(1) โครงการบงกช ด้านการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(1) โครงการเอส 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(2) โครงการพีทีทีอีพี 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(3) โครงการฐานสนับสนุนการพัฒนาปิโตรเลียม ปตท.สผ.
    ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล

(4) อาคารสำนักงาน ปตท.สผ. ด้านการบริหารและการบริการบำรุงรักษาอาคารสำนักงาน

(5) ศูนย์วิจัยตัวอย่างหิน ปตท.สผ. ด้านห้องทดลองตัวอย่างแท่งหิน
    สำหรับสำรวจหาแหล่งปิโตรเลียม Logistic การจัดเก็บและขนส่งพัสดุอุปกรณ์

ในปัจจุบัน ปตท.สผ. ได้พัฒนาระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมของบริษัท
เพื่อให้สอดคล้องกับระบบมาตรฐานการจัดการสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001
ฉบับปรับปรุงใหม่และได้รับการรับรองมาตรฐาน ISO 14001: 2004 ในทุกหน่วยปฏิบัติการที่
ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการเอง

สำหรับอัตราการการรั่วไหลของผลิตภัณฑ์ ในปี 2548, 2549 และ 2550 มีค่าเท่ากับ 4.44,
0.64 และ 0.07 ตัน/ล้านตันการผลิตตามลำดับ
ซึ่งจะเห็นว่าอัตราการรั่วไหลของผลิตภัณฑ์ในปีที่ผ่านมามีค่าลดลงกว่าในปีก่อนเนื่องจากมาตรฐานการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย
ความมั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อมที่ได้มีการปรับปรุงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
โดยเฉพาะที่แท่นผลิตปิโตรเลียมบงกช
ได้มีการดำเนินการรณรงค์ให้มีการงานการลดการรั่วไหลของปิโตรเลียม (Hydrocarbon
Release Reduction Initiative, HRRI , Campaign)
โดยมีระบบการรายงานและวิเคราะห์เพื่อหาแนวทางป้องกันตลอดจน การตรวจสอบ
และการบำรุงรักษาเชิงป้องกันเพื่อลดการรั่วไหลของปิโตรเลียมในการปฏิบัติงานโดยเฉพาะ

ทางด้านความปลอดภัย บริษัทมีนโยบายที่ชัดเจนในการดำเนินงานของบริษัท
โดยมุ่งเน้นให้เกิดความสูญเสียน้อยที่สุด
ซึ่งที่ผ่านมาอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost
Time Injury Frequency Rate) ของ ปตท.สผ. ในปี 2548, 2549 และ 2550 มีค่าเท่ากับ
0.41 , 0.32 และ 0.32ตามลำดับ จะเห็นได้ว่า มีค่าเท่ากับ 0.32
ซึ่งมีค่าใกล้เคียงกับปีที่ผ่านมา ที่มี ที่มี LTIF เท่ากับ 0.32 เช่นเดียวกัน
เนื่องจากได้มีการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย ความมั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม
อย่างยั่งยืนและเป็นระบบและต่อเนื่องตลอดมา

ในช่วงปีที่ผ่านมา
ปตท.สผ.ได้มีการปรับปรุงระบบเอกสารที่ใช้เป็นมาตรฐานและแนวทางในการบริหารและจัดการด้าน
ความปลอดภัย ความมั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม
เพื่อให้สามารถใช้ในการบริหารจัดการในหน่วยงานต่างๆของบริษัททั้งภายในประเทศและต่างประเทศให้เป็นมาตรฐานเดียวกัน

ในการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย อาชีวอนามัยและสิ่งแวดล้อม ปตท.สผ.
ได้ส่งเสริมให้มีวัฒนธรรมการบริหารจัดการในเชิงป้องกัน (Proactive Culture) มากขึ้น เช่น
มีการใช้ระบบสังเกตการณ์การด้านความปลอดภัย ( Safety Observation Card)
เพื่อใช้ในการบ่งชี้สภาพแวดล้อมที่อาจเกิดอันตรายเพื่อดำเนินการป้องกันก่อนจะเกิดเหตุการณ์
และมีการดำเนินการระบบการรายงานอุบัติเหตุ/อุบัติการณ์ ผ่านทางเครือข่ายทางอิเลคทรอนิค
(Web Based Incident Reporting System, WIRS)
เพื่อให้เกิดความสะดวกและรวดเร็วในการประเมินข้อมูลพื้นฐานเพื่อใช้ในการแก้ไขปัญหาในเชิงป้องกันอย่างเป็นระบบต่อไป

อย่างไรก็ตาม เนื่องจากบริษัทมีการขยายการดำเนินงานของบริษัทอย่างต่อเนื่อง
การจัดเตรียมมาตรการด้านความปลอดภัยให้มีความเข้มงวดและครอบคลุมในทุกๆหน่วยปฏิบัติการทั้งในและต่างประเทศจึงเป็นสิ่งที่
ปตท.สผ. ให้ความสำคัญ ในปี 2550 ที่ผ่านมา
บริษัทได้ดำเนินการเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้เหลือน้อยที่สุด
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่างๆ ด้านความปลอดภัย มั่นคง สุขอนามัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงาน ทั้งในระดับบริหารและระดับปฏิบัติการ เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ
และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน
และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่างๆ
เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม (Behavior Based Safety)
รวมทั้งได้มีการจัดนิทรรศการและการประชุมต่างๆสำหรับพนักงานและผู้รับเหมา
เพื่อส่งเสริมจิตสำนึกดังกล่าวในโอกาสต่างๆกันอีกด้วย

นอกจากนี้ ในระหว่างวันที่ 10-12 กันยายน 2550 ปตท.สผ.ได้เป็นเจ้าภาพในการจัดการประชุม
2007 Asia Pacific Health, Safety, Security and Environment Conference
and Exhibition (APHSSEC) ซึ่งจัดขึ้นที่ โรงแรมอินเตอร์คอนติเนนตัล กรุงเทพฯ เพื่อ
ส่งเสริมความร่วมมือ ในกลุ่มผู้ผลิต
ผู้รับเหมาและนักวิชาการในกลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมในการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย ความมั่นคง
อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม
ซึ่งในการประชุมดังกล่าวได้รับความสนใจเป็นอย่างดีโดยมีผู้เข้าร่วมประชุมทั้งหมด 706 คนจาก 40
ประเทศ

ในการดำเนินการในช่วง 3 ปีที่ผ่านมา ปตท.สผ.
ได้มีการทุ่มเทงบประมาณลงทุนในโครงการควบคุมดูแลด้านสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ 67.2
ล้านบาทในปี 2548 จำนวนเงิน 78.7 ล้านบาท ในปี 2549 และ 98.0 ล้านบาท ในปี 2550
เพิ่มขึ้นเป็นลำดับ

ในการบริหารจัดการสิ่งแวดล้อมเพื่อการพัฒนาที่ยั่งยืน(Sustainable Development) นั้น
ถึงแม้ว่าประเทศไทยจะไม่ใช่ประเทศในกลุ่ม Annex I ซึ่งจะต้องทำการลดปริมาณแก๊สเรือนกระจก
ตามพิธีสารเกียวโต (Kyoto Protocol)
ภายใต้การให้สัตยาบันต่ออนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงภูมิอากาศ (United
Nations Flamework Convention on Climate Change, UNFCCC) แต่ปตท.สผ.
ยังคงดำเนินการเพื่อสนับสนุนการลดปริมาณการปลดปล่อยแก๊สเรือนกระจกจากกิจกรรมของบริษัทฯ
ทั้งในส่วนที่ต้องผ่านทางกลไกการพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism, CDM)
และโครงการที่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจอยู่แล้วและไม่ต้องดำเนินการผ่านกลไกลดังกล่าวไปพร้อมกัน

นอกจากนี้
ปตท.สผ.ยังได้ดำเนินการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการต่างๆในส่วนของสัมปทานการขุดเจาะและผลิตปิโตรเลียมในแหล่งบงกชเพื่อดำเนินการลดแก๊สเรือนกระจกตามกลไกการพัฒนาที่สะอาดต่อไปอีกด้วย
โดยในส่วนของโครงการดังกล่าว
ปตท.สผ.กำลังอยู่ในระหว่างดำเนินการศึกษารายละเอียดของการออกแบบทางวิศวกรรมเพื่อประกอบการพิจารณาดำเนินการโครงการต่อไป