4. การประกอบธุรกิจ

4.1 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

4.1.1 ปิโตรเลียม

ปิโตรเลียม (Petroleum) หมายถึง น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ
คอนเดนเสท สารพลอยได้ และสารประกอบไฮโดรคาร์บอนอื่น ๆ
ที่เกิดขึ้นโดยธรรมชาติและอยู่ในสภาพอิสระ

น้ำมันดิบ (Crude Oil) หมายถึง สารประกอบไฮโดรคาร์บอนทุกชนิดในสภาพเหลว
ตามธรรมชาติ ที่อุณหภูมิและความดันบรรยากาศ ซึ่งได้จากบ่อหรือหลุมน้ำมัน และยังมิได้ทำการกลั่น

บิทูเมน (Bitumen) เป็นอีกรูปแบบหนึ่งของน้ำมันดิบ ซึ่งมีความเหนียวและความหนืดสูง
บิทูเมนอาจมีลักษณะเป็นกึ่งของแข็ง สีดำหรือน้ำตาลดำ และทึบแสง

ก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas) หมายถึง สารประกอบไฮโดรคาร์บอนที่อยู่ในสถานะก๊าซหรือไอ
ที่อุณหภูมิและความดันบรรยากาศ โดยปกติมีก๊าซมีเทน (Methane) เป็นองค์ประกอบส่วนใหญ่

คอนเดนเสท (Condensate) หมายถึง
สารประกอบไฮโดรคาร์บอนเหลวที่ได้จากการควบแน่นของสารประกอบไฮโดรคาร์บอนที่อยู่ในสภาวะเป็นไอในแหล่งกักเก็บ
โดยการควบแน่นจะเกิดขึ้นเมื่อสารประกอบไฮโดรคาร์บอนนั้นถูกผลิตขึ้นมาที่ปากหลุม
โดยที่อุณหภูมิและความดันลดลง

ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม (LPG) หมายถึง
ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ได้จากขบวนการกลั่นน้ำมันดิบ หรือขบวนการแยกก๊าซธรรมชาติ
ประกอบไปด้วยสารประกอบไฮโดรคาร์บอนที่เรียกว่าบิวเทน (Butane) และโพรเพน (Propane)
เป็นส่วนใหญ่

น้ำมันดิบ คอนเดนเสท ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และ บิทูเมน มีหน่วยวัดเป็นบาร์เรล
ขณะที่ปิโตรเลียมที่อยู่ในสถานะก๊าซ ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติจะมีหน่วยวัดเป็นลูกบาศก์ฟุตที่ความดัน 1
บรรยากาศ และอุณหภูมิ 60 องศาฟาเรนไฮต์
ซึ่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมทุกประเภทอาจถูกแปลงโดยการเทียบค่าความร้อน
มีหน่วยเป็นบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือ Barrel of Oil Equivalent (BOE)
ซึ่งก๊าซธรรมชาติ 1 ลูกบาศก์ฟุต ที่อุณหภูมิและความดันมาตรฐาน มีความร้อนประมาณ 1,000 บีทียู
ในขณะที่น้ำมันดิบ 1 บาร์เรล จะมีค่าความร้อนถึงประมาณ 6,000,000 บีทียู

2.  ท่อขนส่งก๊าซ

PTTEPO ประกอบธุรกิจหลักในการลงทุนในบริษัทอื่น ได้แก่ การร่วมลงทุนใน ATL สัดส่วน ร้อยละ
80 MGTC สัดส่วนร้อยละ 25.5 และใน TPC ร้อยละ 19.31784
เพื่อดำเนินธุรกิจในการขนส่งก๊าซทางท่อจากโครงการซอติก้า
(ซึ่งขณะนี้กำลังดำเนินการก่อสร้างอยู่)
โครงการยาดานาและโครงการเยตากุนตามลำดับในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์มายังชายแดนไทย

3.  บริการท่าเทียบเรือ และคลังเก็บผลิตภัณฑ์และวัสดุ

เป็นการให้บริการแก่บริษัทในเครือฯ บริษัทร่วมทุน นอกจากนี้ยังมีบริษัทที่เป็นลูกค้าจากภายนอก อาทิ
เช่น บริษัท เชฟรอน, ฮุนได, เพิร์ลออยล์ และ ไทยนิปปอนสตีล เป็นต้น
สำหรับการขนสินค้าและผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจปิโตรเลียมผ่านทางท่าเทียบเรือ

ส่วนของท่าเทียบเรือ
จัดเป็นท่าที่มีความพร้อมในการให้บริการสนับสนุนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่ดีที่สุดในประเทศไทย
มีขนาดความยาว 380 เมตร
ซึ่งสามารถรองรับการให้บริการสำหรับเรือที่ใช้ในการสนับสนุนกิจกรรมการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมได้จำนวน
6 ลำพร้อมกัน โดยมีสิ่งอำนวยความสะดวก และอุปกรณ์จัดเก็บและขนถ่ายสินค้าที่มีมาตรฐาน
ตามรูปแบบของฐานสนับสนุนการปฏิบัติการนอกชายฝั่ง
ทั้งยังมีระบบควบคุมที่มีความปลอดภัยในการปฏิบัติการโดยคำนึงถึงสิ่งแวดล้อม
และอาชีวอนามัยเป็นไปตามระบบสากล โดยได้รับการรับรองจากหน่วยงานตรวจสอบมาตรฐาน
ISO14001 และ OHSAS18001 นอกจากนี้
ยังมีระบบการรักษาความปลอดภัยเป็นไปตามมาตรฐานสากลว่าด้วยข้อกำหนดการรักษาความปลอดภัยของเรือ
และท่าเรือระหว่างประเทศ ซึ่งได้รับการรับรองจากกรมเจ้าท่า (International Ship and
Port Facilities Security Code – ISPS Code)

ส่วนของคลังเก็บผลิตภัณฑ์และวัสดุ ปัจจุบันมีพื้นที่ให้บริการ 2 พื้นที่ คือ คลังจังหวัดระนอง
และสงขลา โดยคลังจังหวัดระนอง มีพื้นที่ประมาณ 25 ไร่
สามารถให้บริการจัดเก็บสินค้าที่ได้รับสิทธิประโยชน์ทางอากรในพื้นที่เขตปลอดอากร (Free Zone)
และสินค้าทั่วไปสำหรับจัดเก็บในพื้นที่ที่ไม่ได้รับสิทธิประโยชน์ทางอากร ส่วนคลังจังหวัดสงขลา
มีพื้นที่ประมาณ 58 ไร่
สามารถให้บริการจัดเก็บสินค้าที่ได้รับสิทธิประโยชน์ทางอากรในพื้นที่เขตปลอดอากร (Free Zone)
และสินค้าทั่วไปสำหรับจัดเก็บในพื้นที่ที่ไม่ได้รับสิทธิประโยชน์ทางอากร โดยพื้นที่ทั้งหมด
ใช้จัดเก็บอุปกรณ์ที่ใช้ในการผลิตและขุดเจาะ เช่น ท่อกรุ หัวเจาะ วาล์ว เป็นต้น
นอกจากนี้ในพื้นที่ดังกล่าวทางบริษัทได้จัดให้มีระบบรักษาความปลอดภัยอย่างเคร่งครัด
โดยการติดตั้งกล้องวงจรปิดโดยรอบ และมีเจ้าหน้าที่ควบคุมตลอด 24 ชม.

4.  บริษัท เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์ จำกัด (เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์)

ปตท. และ ปตท.สผ. ได้ร่วมกันจัดตั้ง เอนเนอร์ยี่
คอมเพล็กซ์เพื่อรับผิดชอบการก่อสร้างและบริหารโครงการศูนย์เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์
ซึ่งเป็นศูนย์ธุรกิจด้านพลังงานของประเทศและเป็นที่ตั้งสำนักงานกระทรวงพลังงาน
และบริษัทในเครือ ปตท.

5.  บริษัท พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด (พีทีที ไอซีที)

บริษัท พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด (พีทีที ไอซีที) ซึ่ง ปตท.สผ. ถือหุ้นร้อยละ 20
ตามมติประชุมคณะกรรมการ ปตท.สผ. ครั้งที่ 10/2549/254 เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2549 ให้
ปตท.สผ. ลงนามในสัญญาว่าจ้าง พีทีที ไอซีที เพื่อให้บริการด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ
และการสื่อสารอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งประกอบด้วยการวางระบบ การให้คำปรึกษา การจัดหา
และการจัดส่งบุคลากร เพื่อดูแลและให้บริการทางด้านเทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสารแก่บริษัท
โดยมีการต่ออายุสัญญา 4.5 ปี นับตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป ตามนโยบายด้าน ICT
ตามแผนกลยุทธ์ในการบริหารงานแบบกลุ่มธุรกิจ ของกลุ่ม ปตท.
เพื่อสร้างศักยภาพในการทำงานร่วมกัน

6.  บริษัท พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส จำกัด (พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส)

พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส จัดตั้งขึ้นตามมติที่ประชุมคณะกรรมการ ปตท.สผ. ครั้งที่ 12/2546/216
โดยมีภารกิจในการจัดหาบุคลากรเพื่อสนับสนุนการปฏิบัติงานให้กับบริษัทในกลุ่ม ปตท.สผ.
และเพื่อเป็นการรองรับการขยายบทบาททางธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของ ปตท.สผ.
ทั้งภายในและต่างประเทศ ซึ่ง ปตท.สผ.
มีความต้องการบุคลากรที่มีความรู้ความสามารถเพื่อมารองรับการขยายตัวขององค์กรเป็นจำนวนมาก

พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส เริ่มดำเนินการว่าจ้างพนักงานเพื่อมาปฏิบัติงานให้กับ ปตท.สผ. ตั้งแต่วันที่ 1
กรกฎาคม 2547 เป็นต้นมาจนถึงปัจจุบัน ตลอดระยะเวลาที่ผ่านมา พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส
ได้ดำเนินการศึกษา พัฒนา และปรับปรุงสิทธิประโยชน์และสวัสดิการต่างๆ
ของพนักงานให้มีความเหมาะสมเพื่อให้พนักงานของ พีทีทีอีพี เซอร์วิสเซส
ได้รับการดูแลที่ดีทั้งในด้านค่าตอบแทน สวัสดิการและการฝึกอบรม เป็นต้น

เพื่อเสริมสร้างสมรรถนะและพัฒนาบุคลากรของบริษัทให้มีความพร้อมที่จะสามารถสนับสนุนการปฏิบัติงานให้กับลูกค้า
(ปตท.สผ.) ได้อย่างมีประสิทธิภาพ โดยได้มีการกำหนดโครงสร้างการฝึกอบรม (Structure
Training) และได้มีการกำหนดกรอบของหลักสูตรต่างๆ ในการฝึกอบรม (Training Roadmap)
ได้แก่

(1) หลักสูตรการฝึกอบรมสำหรับพนักงานเข้าใหม่ 

(1) หลักสูตรการฝึกอบรมเพื่อพัฒนาทักษะทางด้านภาษาอังกฤษ

(2) หลักสูตรการพัฒนาทักษะพื้นฐานต่างๆ ของพนักงาน (Soft Skills) 

4.2 การได้รับใบอนุญาตให้ประกอบธุรกิจและสัมปทาน

ปตท.สผ. ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ
โดยในการลงทุนต่างประเทศนั้น ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานตามกฎหมายของประเทศนั้นๆ ซึ่งอาจเป็นรูปของ
Production Sharing Agreement/Contract หรือ Services Agreement
สำหรับภายในประเทศ ปตท.สผ. จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่างๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปของค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และสิทธิพิเศษอื่นๆ
ทั้งนี้ ประเด็นสำคัญในการประกอบธุรกิจปิโตรเลียม ได้แก่

4.2.1 การกำหนดพื้นที่สัมปทาน

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

4.2.2 ผู้ประกอบการ

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

4.2.3 การดำเนินงานและการตัดสินใจลงทุน

โดยทั่วไปแล้วก่อนที่บริษัทน้ำมันจะตัดสินใจเข้าลงทุนในการสำรวจปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศนั้น
จะต้องพิจารณาถึงโอกาสที่การสำรวจจะประสบผลสำเร็จ ปัจจัยความเสี่ยงต่างๆ
ในการลงทุนอย่างรอบคอบ
โดยจะต้องมีการศึกษาข้อมูลเพื่อวิเคราะห์ศักยภาพของพื้นที่ว่าจะมีปิโตรเลียมสูงเพียงใด
และมีสมรรถนะในเชิงพาณิชย์หรือไม่ ตลอดจนสถิติของอัตราส่วนความสำเร็จ (Success Ratio)
ของการเจาะหลุมสำรวจในพื้นที่ใกล้เคียง และปัจจัยความเสี่ยงต่างๆ
ของประเทศที่เราเข้าไปลงทุนด้วย ทั้งนี้
เมื่อเห็นว่าคุ้มค่าต่อการลงทุนในระยะการสำรวจแล้วจึงจะยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม
หรือเข้าร่วมทุนในสัมปทานปิโตรเลียมที่มีการขอไว้แล้ว

เมื่อบริษัทน้ำมันได้รับอนุมัติพื้นที่สัมปทานให้เข้าไปดำเนินการสำรวจแหล่งปิโตรเลียม
และเริ่มงานสำรวจ ซึ่งโดยปกติจะใช้เวลาในการสำรวจขั้นต้นประมาณ 2 – 3 ปี
จนเมื่อพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมก็จะเปรียบเทียบมูลค่าเงินลงทุนที่ต้องใช้ในช่วงการพัฒนาแหล่งผลิตกับมูลค่าการขายปิโตรเลียมตามปริมาณสำรองในส่วนที่คาดว่าจะผลิตขึ้นมาได้
หากพบว่าเป็นการลงทุนพัฒนาที่คุ้มค่าก็จะถือว่าแหล่งปิโตรเลียมนั้นมีศักยภาพในเชิงพาณิชย์
โดยผู้ดำเนินการจะต้องยื่นขออนุมัติให้แหล่งปิโตรเลียมนั้นเป็นพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมและเริ่มทำการผลิตในแหล่งนั้นไปก่อน
ทั้งนี้ผู้ดำเนินการยังคงสามารถทำการสำรวจพื้นที่ที่เหลือต่อไปได้หากยังอยู่ในระยะเวลาสำรวจตามที่กำหนดในสัมปทาน
ในช่วงของการขออนุมัติพื้นที่ผลิตนี้ ผู้ดำเนินการจะต้องสร้างความมั่นใจในการลงทุน
เนื่องจากการลงทุนเพื่อพัฒนาการผลิตดังกล่าวจะมีมูลค่าสูงมาก ดังนั้น
จึงต้องติดต่อจัดหาผู้ซื้อปิโตรเลียมไว้ล่วงหน้า และจัดทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมระยะยาว (Sales
Agreement) ในปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับซื้อปิโตรเลียมรายใหญ่ที่สุดในประเทศ สำหรับสาระสำคัญ
โดยปกติในสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมจะประกอบด้วย วิธีการกำหนดราคาซื้อขาย
และกำหนดปริมาณปิโตรเลียมที่จะส่งมอบ
ทั้งนี้เมื่อถึงกำหนดเริ่มการผลิตผู้ซื้อจะต้องรับผิดชอบต่อผลผลิตปิโตรเลียมทันทีเมื่อมีการผลิต
โดยในการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในประเทศจะส่งมอบกันที่ปากหลุมผลิต
ส่วนการซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการในต่างประเทศจะทำการซื้อขายที่เขตชายแดนประเทศไทย
ปตท. จึงต้องเป็นผู้จัดวางท่อส่งก๊าซที่สามารถรองรับได้ตามปริมาณผลิตที่ระบุไว้ตามสัญญา
สำหรับการซื้อขายน้ำมันดิบจะส่งมอบกันที่โรงกลั่นน้ำมันตามที่ระบุไว้
ส่วนการซื้อขายคอนเดนเสทจะทำการส่งมอบที่ Floating Storage Unit (FSU)
ใกล้บริเวณหลุมผลิต

4.2.4 กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจ

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

1.  ผู้ขอสัมปทานต้องเป็นบริษัทจำกัด หรือนิติบุคคลที่มีสภาพเช่นเดียวกับบริษัทจำกัด
    ซึ่งจัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย หรือกฎหมายต่างประเทศ

2.  ผู้รับสัมปทาน ผู้รับสัมปทานร่วม
    และผู้เข้าร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียมจะต้องชำระค่าภาคหลวง 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

* ปัจจุบันคือกระทรวงพลังงาน

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

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

ตารางสรุปเงื่อนไขของ Thailand I, II, III และ IV

+--------+-------------+--------------+---------------+--------------+
| เงื่อนไ  | THAILAND I  | THAILAND II  | THAILAND III  | THAILAND IV  |
| ขที่สำคัญ |             |              |               |              |
+--------+-------------+--------------+---------------+--------------+
| อ      | ร้อยละ 12.5  | ร้อยละ 12.5   | อัตราก้า        | อัตราก้าว      |
| ัตราค่าภ | ของรายได้จาก | ของรายได้จาก  | วหน้าแบบขั้นบันได | หน้าแบบขั้นบันได |
| าคหลวง | ก           | ก            |               |              |
|        | ารขายหรือจำห | ารขายหรือจำหน | ร้อยละ 5 – 15  | ร้อยละ 5 – 15 |
|        | น่ายปิโตรเลียม | ่ายปิโตรเลียมซึ่ง | และถือเป็นค     | และถือเป็นค่าใ  |
|        | ซึ่งจะ        | จะสามารถนำมา | ่าใช้จ่ายที่พึงหักได | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ |
|        | สามารถนำมาเ | เครดิตหักภาษีได้ | ้ในการคำนวณภาษี | นการคำนวณภาษี |
|        | ครดิตหักภาษีได้ |              |               |              |
+--------+-------------+--------------+---------------+--------------+
| ภาษีเ   | ใ           | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ  | ในปัจจุบันร้อยละ |
| งินได้ปิโ | นปัจจุบันร้อยละ | 50 ของ       | 50 ของ        | 50 ของ       |
| ตรเลียม | 50 ของ      |              |               |              |
|        |             | กำไรสุทธิ      | กำไรสุทธิ       | กำไรสุทธิ      |
|        | กำไรสุทธิ     | จ            | จากการประกอบ  | จ            |
|        | จาก         | ากการประกอบก | กิจการปิโตรเลียม | ากการประกอบก |
|        | การประกอบกิจ | ิจการปิโตรเลียม |               | ิจการปิโตรเลียม |
|        | การปิโตรเลียม |              |               |              |
+--------+-------------+--------------+---------------+--------------+
| ผลป    | -           | ผลประโยช     | ผลประโ        | ผลประโย      |
| ระโยชน์ |             | น์รายปีและโบนัส | ยชน์ตอบแทนพิเศษ | ชน์ตอบแทนพิเศษ |
|        |             |              |               |              |
| ตอบแ   |             | รายปี         | โดยถือเป็นค     | โดยถือเป็นค่าใ  |
| ทนพิเศษ |             |              | ่าใช้จ่ายที่พึงหักได | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ |
|        |             |              | ้ในการคำนวณภาษี | นการคำนวณภาษี |
+--------+-------------+--------------+---------------+--------------+
| ร      | 8 ปี         | 8 ปี          | 6 ปี           | 6 ปี          |
| ะยะเวล | และ         | แล           | แ             | แล           |
| าสำรวจ | ขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก | ละขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก |
|        | 4 ปี         | 4 ปี          | 3 ปี           | 3 ปี          |
+--------+-------------+--------------+---------------+--------------+
| ระยะเ  | ไม่เกิน 30    | ไม่เกิน 30     | ไม่เกิน 20      | ไม่เกิน 20     |
| วลาผลิต | ป           | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันสิ้น    | ปีนับจากวันสิ้นร  |
|        | ีนับจากวันสิ้นระ | ะยะเวลาสำรวจ | ระยะเวลาสำรวจ | ะยะเวลาสำรวจ |
|        | ยะเวลาสำรวจ | และขอต่อ      | และขอต่ออายุ    | และขอต่อ      |
|        | และขอต่ออ    | อายุได้อีกไม่เกิน |               | อายุได้อีกไม่เกิน |
|        | ายุได้อีกไม่เกิน | 10 ปี         | ได้อีกไม่เกิน 10  | 10 ปี         |
|        | 10 ปี        |              | ปี             |              |
+--------+-------------+--------------+---------------+--------------+
| พื้นท    | ไม่เกิน       | ไม่เกิน 10,000 | ไม่เกิน 4,000   | ไม่เกิน 4,000  |
| ี่สัมปทาน | 10,000      | ตร.กม. ต่อ    | ตร.กม. ต่อ     | ตร.กม. ต่อ    |
|        | ตร.กม.      |              |               |              |
|        | ต่อแปลงสำรวจ | แปลงสำรวจ    | แปลงสำรวจ     | แปลงสำรวจ    |
|        | โดยจำนวนแป  | โดยจำนวนแ    | โดยจำนวน      | โดยไม่จำกัดจำ  |
|        | ลงสูงสุดไม่เกิน | ปลงสูงสุดไม่เกิน | แปลงสูงสุดไม่เกิน | นวนแปลงสำรวจ |
|        | 5 แปลงสำรวจ | 5 แปลงสำรวจ  | 5 แปลงสำรวจ   |              |
+--------+-------------+--------------+---------------+--------------+

4.3 ตลาดและภาวะการแข่งขัน

ปตท.สผ. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรวมทั้งสิ้น 44 โครงการ
จำแนกเป็นโครงการในประเทศจำนวน 17 โครงการ และโครงการในต่างประเทศจำนวน 27
โครงการ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ได้จากการดำเนินการของบริษัท ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบ
คอนเดนเสทหรือก๊าซธรรมชาติเหลว และก๊าซแอลพีจี
โดยมีตลาดในประเทศเป็นตลาดหลักเพื่อตอบสนองความต้องการพลังงานของประเทศ นอกจากนั้น
ปตท.สผ. ได้ดำเนินการสำรวจ ผลิต
และจำหน่ายปิโตรเลียมในต่างประเทศเพื่อเป็นการสร้างความมั่นคงทางพลังงานให้กับประเทศ
และเป็นการนำรายได้กลับคืนสู่ประเทศไทยอีกทางหนึ่ง

ในปี 2555 ปตท.สผ. และบริษัทย่อย มียอดจำหน่ายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวัน 275,923
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 4 จากปี 2554
ปริมาณปิโตรเลียมที่จำหน่ายเพิ่มขึ้นส่วนใหญ่มาจากการขายก๊าซธรรมชาติ
และคอนเดนเสทของโครงการบงกชใต้ที่เริ่มการผลิตตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2555
โดยมีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสทเฉลี่ย 203 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ 7,116
บาร์เรลต่อวัน ตามลำดับ น้ำมันดิบจากโครงการเอส 1 มีปริมาณการผลิตเฉลี่ยเพิ่มขึ้นจาก
22,808เป็น 28,004 บาร์เรลต่อวัน น้ำมันดิบ (Diluted Bitumen หรือ Dilbit)
ของโครงการแคนาดา ออยล์ แซนด์ เคเคดี มีอัตราการผลิตเฉลี่ยเพิ่มขึ้นจาก 14,300 เป็น
16,343 บาร์เรลต่อวัน และการเพิ่มอัตราการผลิตของโครงการเวียดนาม 16-1
ที่เฉลี่ยเพิ่มขึ้นจาก 10,528 เป็น 42,124 บาร์เรลต่อวัน

ปริมาณและรายได้จากการขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในปี 2555
มีสัดส่วนปริมาณการขายผลิตภัณฑ์ก๊าซธรรมชาติต่อผลิตภัณฑ์น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเป็น 66 ต่อ 34
หรือคิดเป็นสัดส่วนมูลค่าการขายผลิตภัณฑ์ก๊าซธรรมชาติต่อผลิตภัณฑ์น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเป็น 46
ต่อ 54 โดยมีรายละเอียดแสดงได้ดังนี้

+-------------+-------+-------+-------+---------+---------+----------+
|             | 2553  | 2554  | 2555  | 2553    | 2554    | 2555     |
+-------------+-------+-------+-------+---------+---------+----------+
| ผลิตภัณฑ์      | ปริมาณ | ปริมาณ | ปริมาณ | มูลค่า    | มูลค่า    | มูลค่า     |
|             |       |       |       |         |         |          |
|             |       |       |       | (ล้า     | (ล้า     | (ล       |
|             |       |       |       | นดอลลาร์ | นดอลลาร์ | ้านดอลลาร์ |
|             |       |       |       | สรอ.)   | สรอ.)   | สรอ.)    |
+-------------+-------+-------+-------+---------+---------+----------+
| น้ำมันดิบ      | 14.45 | 14.16 |       | 1       | 1       | 2,085.28 |
| (ล้านบาร์เรล) |       |       | 19.18 | ,072.42 | ,480.07 |          |
+-------------+-------+-------+-------+---------+---------+----------+
| ก๊าซธรรมชาติ  | 421,9 |       |       | 2       | 2       | 3,021.24 |
| (ล          | 22.40 | 417,0 | 412,0 | ,255.50 | ,429.23 |          |
| ้านลูกบาศก์ฟุต) |       | 90.97 | 42.44 |         |         |          |
+-------------+-------+-------+-------+---------+---------+----------+
| ก๊าซแอลพีจี    | 72,6  |       |       | 22.40   | 26.33   | 28.40    |
| (เมตริกตัน)   | 89.38 |  86,2 |  92,7 |         |         |          |
|             |       | 92.37 | 32.81 |         |         |          |
+-------------+-------+-------+-------+---------+---------+----------+
| คอนเดนเสท   |       |       |       | 979.31  | 1       | 1,299.12 |
| (ล้านบาร์เรล) |       |       |       |         | ,354.20 |          |
|             |       |       | 12.32 |         |         |          |
|             | 13.36 | 12.92 |       |         |         |          |
+-------------+-------+-------+-------+---------+---------+----------+
| ไดลูท บิทูเมน  |       |       |       |         | 149.89  | 255.51   |
| (ล้านบาร์เรล) |       |       |       |         |         |          |
|             |       |       |       |         |         |          |
|             |       |  2.07 |  3.77 |         |         |          |
|             | -     |       |       |         |         |          |
|             |       |       |       |     -   |         |          |
+-------------+-------+-------+-------+---------+---------+----------+
|             |       |       |       |         |         |          |
+-------------+-------+-------+-------+---------+---------+----------+

4.3.1 ลักษณะการตลาด

ปตท.สผ.
จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ผลิตได้จากโครงการในประเทศและภูมิภาคใกล้เคียงให้ตลาดในประเทศเป็นหลัก
โดยมีบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
เป็นผู้ซื้อที่สำคัญซึ่งจะนำผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมไปผ่านกระบวนการแยกและผลิตเพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงและวัตถุดิบสำหรับธุรกิจผลิตไฟฟ้า
ปิโตรเคมี ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม และการใช้ในครัวเรือน

หลักการการทำการตลาดของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมแต่ละโครงการมีความแตกต่างกัน
เนื่องจากทำเลที่ตั้งและคุณสมบัติของผลิตภัณฑ์ของแต่ละโครงการมีความแตกต่างกัน
ซึ่งมีผลต่อการขาย และการกำหนดราคาขาย ทั้งนี้สามารถสรุปรายละเอียดได้ดังนี้

(1) ก๊าซธรรมชาติ

เนื่องจากการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติ ต้องใช้เงินลงทุนสูง
จำเป็นต้องมีสัญญาซื้อขายก่อนดำเนินการลงทุน โดยการทำสัญญาจะผูกพันเป็นสัญญาระยะยาว 15-30
ปี มีการกำหนดราคา ปริมาณและจุดซื้อขายไว้ในสัญญาอย่างชัดเจน
การจำหน่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตในประเทศทั้งหมดจะกำหนดจุดส่งมอบที่แท่นผลิตกลาง
(Central Processing Platform)
โดยผู้ซื้อเป็นผู้ลงทุนวางระบบท่อมารับก๊าซธรรมชาติที่แท่นผลิตกลาง
แต่สำหรับก๊าซธรรมชาติจากประเทศสหภาพพม่าที่ส่งมาจำหน่ายยังประเทศไทยมีจุดส่งมอบอยู่ที่เขตชายแดน
โดยผู้ขายเป็นผู้ลงทุนวางระบบท่อจากแท่นผลิตกลาง (Central Processing Platform)
มาถึงชายแดน
ทั้งนี้สูตรราคาที่ใช้ซื้อขายก๊าซธรรมชาติจะอ้างอิงกับราคาน้ำมันเตาและดัชนีเศรษฐกิจเพื่อสะท้อนต้นทุนการผลิตและสามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงอื่นได้ตลอดอายุสัญญา

ปริมาณการซื้อขายจะกำหนดจากปริมาณสำรองที่ทำการประเมิน ณ วันเจรจาสัญญา
ทั้งผู้ซื้อและผู้ขายมีข้อผูกพันที่ต้องทำการซื้อขายตามปริมาณที่กำหนด
ในกรณีที่ผู้ซื้อไม่สามารถรับก๊าซธรรมชาติได้ตามปริมาณในสัญญา
ผู้ขายจะได้รับหลักประกันโดยผู้ซื้อต้องจ่ายเงินให้แก่ผู้ขายครบตามจำนวน (Take-or-Pay)
และผู้ซื้อมีสิทธิรับก๊าซธรรมชาตินี้โดยไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมในปีถัดๆ ไป (Make Up Gas)
และหากผู้ขายไม่สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติตามปริมาณที่ผู้ซื้อสั่งในวันใดวันหนึ่งได้
ผู้ซื้อสามารถรักษาสิทธิปรับผู้ขายโดยการซื้อก๊าซธรรมชาติปริมาณดังกล่าวด้วยราคาลดลงตามเงื่อนไขที่กำหนดในแต่ละสัญญา
(Shortfall)

(2) คอนเดนเสทและน้ำมันดิบ

การกำหนดราคาจำหน่ายคอนเดนเสทและน้ำมันดิบนั้น
ขึ้นอยู่กับคุณสมบัติของคอนเดนเสทและน้ำมันดิบที่ผลิตได้
โดยจะอ้างอิงราคาคอนเดนเสทและน้ำมันดิบที่เป็นตัวหลักสำหรับซื้อขายในภูมิภาคนั้นๆ (Regional
Benchmark Price) โดยการซื้อขายจะมีทั้งสัญญาระยะสั้น และสัญญาระยะยาว
รวมทั้งการจำหน่ายในตลาดจร

(3) ก๊าซแอลพีจี

ปตท.สผ. จำหน่ายก๊าซแอลพีจีจากโครงการเอส 1 ให้แก่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
โดยมีรูปแบบเป็นสัญญาระยะยาว
ราคาขายอ้างอิงตามราคาประกาศของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

สำหรับแหล่งผลิตในต่างประเทศ การจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมจะแตกต่างกันไปใน
แต่ละประเทศ ดังนี้

(1) โครงการยาดานาและโครงการเยตากุน ประเทศพม่า: ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จาก
โครงการยาดานา ประมาณร้อยละ 80 จำหน่ายให้แก่ประเทศไทยเป็นหลัก โดยมีบริษัท ปตท.
จำกัด (มหาชน) เป็นผู้รับซื้อ และประมาณร้อยละ 20
จำหน่ายให้กับประเทศพม่าเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
ส่วนก๊าซธรรมชาติจากโครงการเยตากุน จำหน่ายให้กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ทั้งหมด
สำหรับคอนเดนเสทจากโครงการเยตากุนเกือบทั้งหมดจำหน่ายให้ประเทศพม่าเพื่อใช้ภายในประเทศ
มีเพียงบางส่วนจำหน่ายในตลาดจรภายในภูมิภาค

(2) โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย-บี17: ปัจจุบันก๊าซธรรมชาติ
ที่ผลิตได้จำหน่ายให้กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เพื่อนำมาใช้ในประเทศไทยทั้งหมด
อย่างไรก็ตาม ในปี 2558 จะเริ่มมีการแบ่งขายให้กับ บริษัท Petronas จำกัด
บริษัทน้ำมันแห่งชาติของประเทศมาเลเซียเพื่อใช้ในประเทศมาเลเซียตามสัญญา Gas Balancing
Agreement ระหว่าง บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) กับ Petroliam Nasional Berhad
สำหรับคอนเดนเสทที่ผลิตได้จะจำหน่ายในตลาดจรโดยผ่านวิธีการประมูลราคา โดยมี บริษัท ปตท.
จำกัด (มหาชน) และ Petco Trading Corporation SDN. BHD. เป็นตัวแทนร่วม
(Co-Marketing Agent) ในการดำเนินการประมูลเพื่อขายในตลาดจร

(3) โครงการโอมาน 44 ประเทศโอมาน:
ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ทั้งหมดจำหน่ายให้กับรัฐบาลรัฐสุลต่านโอมาน
ส่วนคอนเดนเสทที่ผลิตได้จำหน่ายให้กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เพื่อนำมาใช้ในประเทศไทย

(4) โครงการเวียดนาม 9-2 และเวียดนาม 16-1 ประเทศเวียดนาม:
น้ำมันดิบทั้งหมดที่ผลิตได้จากโครงการ 9-2 จำหน่ายให้กับ Binh Son Refining and
Petrochemical Company LTD (BSR) ซึ่งเป็นโรงกลั่นของเวียดนามเพื่อใช้ในประเทศ
ส่วนน้ำมันดิบที่ผลิตได้จากโครงการ 16-1
จำหน่ายทั้งในตลาดจรและในรูปแบบสัญญาการซื้อขายระยะสั้นโดยระบบการประมูลราคา
ส่วนก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากโครงการ 9-2 และ16-1จำหน่ายให้กับ Vietnam Oil and Gas
Group เพื่อใช้ในประเทศเวียดนาม

(5) โครงการแคนาดา ออยล์ แซนด์ เคเคดี ประเทศแคนาดา: น้ำมันดิบ (Diluted Bitumen
หรือ Dilbit) ที่ผลิตได้ ในเบื้องต้นจำหน่ายให้กับ Statoil Canada Limited ทั้งหมด
เพื่อขายในทวีปอเมริกาเหนือ ทั้งนี้ ปตท.สผ.
มีสิทธิ์ที่จะจำหน่ายน้ำมันดิบตามสัดส่วนของการร่วมทุนในภายหลัง
ตามเงื่อนไขที่ได้ตกลงกันไว้ตามสัญญาร่วมทุน

4.3.2 ภาวะการแข่งขัน

ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย
มีการแข่งขันที่ไม่รุนแรงนักเนื่องจากเป็นธุรกิจที่ต้องใช้เทคโนโลยีและเงินลงทุนสูง อย่างไรก็ตาม
เนื่องจากความต้องการปิโตรเลียมมีมากกว่าปริมาณที่ผลิตได้
และรูปแบบการซื้อขายที่เป็นสัญญาระยะยาวโดยเฉพาะสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ
และมีการกำหนดเงื่อนไขเพื่อเป็นการรับประกันตลาดให้กับผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้เป็นปัจจัยที่ดึงดูดความสนใจนักลงทุนให้เข้ามาลงทุนในธุรกิจนี้

ในปี 2555 ความต้องการพลังงานของประเทศไทยได้เติบโตอย่างต่อเนื่อง
สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รายงานว่า ประมาณการความต้องการใช้พลังงานปี
2555 อยู่ที่ระดับ 1.94 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นจากปี 2554
ประมาณร้อยละ 4.8 ทั้งนี้เป็นผลมาจากอัตราการขยายตัวของเศรษฐกิจ
ประกอบกับปัจจัยขับเคลื่อนสำคัญจากการใช้จ่ายและการลงทุนของภาครัฐ
และการเร่งรัดการลงทุนเพื่อปรับปรุงฟื้นฟูกิจการต่างๆ
ที่ได้รับความเสียหายจากเหตุการณ์น้ำท่วมในช่วงปลายปี 2554 ที่ผ่านมา
โดยความต้องการก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นมากถึงร้อยละ 7.4 (หรือประมาณ 874,000
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน) เนื่องจากความต้องการใช้เพิ่มขึ้นทั้งภาคการผลิตไฟฟ้า การขนส่ง
โรงงานอุตสาหกรรม
และปิโตรเคมีทำให้ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศไม่เพียงพอกับความต้องการที่เพิ่มขึ้นส่งผลให้มีการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
(LNG) เพิ่มขึ้น สำหรับการบริโภคน้ำมันเพิ่มขึ้นจากปี 2555 ประมาณร้อยละ 3.3 (หรือ 694,000
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน) ส่วนลิกไนต์/ถ่านหิน พลังน้ำ/ไฟฟ้า มีการบริโภคเพิ่มขึ้นจากปี
2555 ประมาณร้อยละ 2.8 และ 1.9 ตามลำดับ

ภาวะตลาดในปี 2556 สำนักงานเศรษฐกิจการคลังประเมินว่า จะขยายตัวอย่างต่อเนื่อง
ด้วยแรงขับเคลื่อนหลักจากอุปสงค์ภาครัฐและอุปสงค์จากต่างประเทศที่คาดว่าจะยังคงขยายตัวได้
โดยมีปัจจัยสนับสนุนจากทั้งรายจ่ายงบประมาณและรายจ่ายตามแผนการจัดการน้ำในระยะยาวของภาครัฐ
สถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่แม้ว่าจะยังคงมีความเสี่ยง แต่มีแนวโน้มว่าจะเริ่มฟื้นตัวได้ในช่วงปลายปี
2556
นอกจากนั้นรัฐบาลยังมีนโยบายปรับโครงสร้างราคาพลังงานเพื่อให้ราคาสอดคล้องกับต้นทุนที่แท้จริง
และเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน โดยเฉพาะราคาก๊าซหุงต้ม (แอลพีจี)
ที่หน้าโรงกลั่นให้เป็นไปตามราคาตลาดโลก เพื่อจูงใจให้เพิ่มการผลิตในประเทศ ลดการนำเข้า
และลดภาระเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

ในส่วนของราคาน้ำมันดิบนั้น
ประเมินว่ามีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากการฟื้นตัวของเศรษฐกิจโลกทำให้อุปสงค์น้ำมันดิบในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น
แต่คาดว่าการเพิ่มขึ้นดังกล่าวจะไม่รุนแรงมากนัก
อย่างไรก็ตามยังมีปัจจัยเสี่ยงหลายประการที่กระทบต่อการฟื้นตัวของเศรษฐกิจโลก
และเศรษฐกิจของประเทศที่สำคัญๆ
ยังคงมีความอ่อนไหวต่อการเพิ่มขึ้นรุนแรงของราคาน้ำมันในตลาดโลก อาทิ
การฟื้นตัวของเศรษฐกิจอเมริกา ปัญหาเศรษฐกิจของกลุ่มประเทศยุโรป
ความต่อเนื่องของการเติบโตของเศรษฐกิจจีน และตลาดเกิดใหม่ (Emerging Markets) เป็นต้น
อีกทั้งการเพิ่มขึ้นของปริมาณน้ำมันดิบในสหรัฐอเมริกาส่งผลให้ความต้องการนำเข้าน้ำมันดิบของสหรัฐอเมริกาลดลงอย่างต่อเนื่อง

นอกจากนั้นรัฐบาลยังได้เตรียมการเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน
โดยได้มีนโยบายปรับกฎระเบียบด้านการค้าและการลงทุนเพื่อให้สามารถได้รับประโยชน์จากการเปิดเสรีทางการค้า
การเคลื่อนย้ายเงินทุนและแรงงานภายใต้กรอบข้อตกลงการจัดตั้งประชาคมอาเซียนในปี 2558
อย่างเต็มที่ บริษัทในกลุ่ม ปตท. ก็ได้มีแผนรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียนเช่นกัน
จากการดำเนินธุรกิจมายาวนานกับประเทศในกลุ่มภูมิภาคนี้ซึ่งถือเป็นตลาดที่สำคัญของบริษัทในกลุ่ม
ปตท. ด้วยประสบการณ์และความสำเร็จในธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
ในระดับต้นทุนที่สามารถแข่งขันได้
ประกอบกับการเชื่อมโยงอย่างมีประสิทธิภาพของธุรกิจปิโตรเลียมและปิโตรเคมีที่มีการพัฒนาและดำเนินการอย่างครบวงจรของบริษัทในกลุ่ม
ปตท.
บริษัทมีความมั่นใจว่าปัจจัยเหล่านี้จะเป็นจุดแข็งที่สำคัญในการสร้างโอกาสทางการค้าและเพิ่มความสามารถในการแข่งขันกับประเทศในกลุ่มอาเซียนได้เป็นอย่างดี
ปตท.สผ.ซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่ม ปตท. ได้มีการขยายการลงทุนในภูมิภาคต่างๆ
ของประเทศในกลุ่มอาเซียน
โดยยังคงยึดมั่นปณิธานของการเป็นบริษัทพลังงานแห่งชาติในการทำหน้าที่การจัดหาและสร้างความมั่นคงทางพลังงานให้กับประเทศอย่างต่อเนื่องในระยาวต่อไป

4.4 การผลิต

4.4.1 ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

  ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยทั่วไปสามารถแบ่งออกได้เป็น 4 ขั้นตอน ดังนี้

(1) ขั้นตอนการสำรวจ (Exploration Stage)

สำรวจธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์เบื้องต้น 

สำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) 

เจาะหลุมสำรวจ (Exploration Well)

(2) ขั้นตอนการประเมินผลและหาขอบเขต (Appraisal / Delineation Stage)

ศึกษาลักษณะธรณีวิทยาปิโตรเลียมในรายละเอียด และสำรวจคลื่นไหวสะเทือนเพิ่มถ้าจำเป็น

เจาะหลุมประเมินผล (Appraisal/Delineation Well)

(3) ขั้นตอนการพัฒนา (Development Stage)

-   กำหนดแผนการพัฒนาที่เหมาะสม

-   ออกแบบ สร้าง และติดตั้งอุปกรณ์การผลิต

-   เจาะหลุมพัฒนา (Development Well)

(4) ขั้นตอนการผลิต (Production Stage)

    -   การผลิตน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติจะต้องผ่านระบบควบคุมความดันที่
        ปากหลุม (Wellhead) และอุปกรณ์การผลิตอื่น ๆ รวมทั้งมาตรวัด
        เพื่อให้ทราบอัตราการผลิต

    -   ในระหว่างการผลิต จะต้องมีการติดตามอัตราการผลิต สัดส่วนของน้ำและปิโตรเลียม
        สัดส่วนของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ อัตราการลดลงของความดันของชั้นปิโตรเลียม
        และคาดการณ์อัตราการผลิตในอนาคต

    -   การซ่อมบำรุงหลุมผลิต จะดำเนินการเป็นประจำเพื่อเพิ่มอัตรา ระยะเวลา
        และประสิทธิภาพการผลิตให้สูงขึ้น

ทั้งนี้ ปตท.สผ. มีความพร้อมของบุคลากร เทคโนโลยี และเครื่องจักรอุปกรณ์
ที่จะสามารถดำเนินธุรกิจได้อย่างมีประสิทธิภาพตามเป้าหมายของบริษัทได้เป็นอย่างดี

4.4.2 ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองแบ่งออกเป็น 2 ประเภทใหญ่ๆ ตามระดับความเชื่อมั่น คือ ปริมาณสำรอง
ที่พิสูจน์แล้ว (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/หรือการวิเคราะห์แท่งตัวอย่างหิน
ซึ่งบ่งชี้ว่าแหล่งกักเก็บที่กำลังพิจารณามีปิโตรเลียมอยู่
และมีลักษณะคล้ายกับแหล่งกักเก็บในบริเวณเดียวกันซึ่งมีการผลิตแล้วหรือสามารถจะผลิตได้
โดยวิเคราะห์จากการทดสอบการไหลของแหล่งกักเก็บ 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 2555
ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 263 ล้านบาร์เรล[1] และเป็นก๊าซธรรมชาติ
4,182พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 901 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
ดังรายละเอียดในตารางต่อไปนี้

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

                                                                      ปริมาณสำรองน้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่พิสูจน์แล้วของบริษัทฯ                                 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติ                                    ปริมาณสำรองน้ำมันดิบ                               
                                                                      (1) (2)                                                                                                                              คอนเดนเสทและ                                   

                                                                                                                                                   ที่พิสูจน์แล้วของบริษัทฯ (1)                                    ก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้วของบริษัทฯ                     
                                                                                                                                                                                                           (1) (2)                                        

                                                                      (ล้านบาร์เรล)                                                                  (พันล้านลูกบาศก์ฟุต)                                         (ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ)                       

                                                                      ในประเทศ                                          ต่างประเทศ      ยอดรวม      ในประเทศ                     ต่างประเทศ      ยอดรวม      ในประเทศ                        ต่างประเทศ      ยอดรวม

  ปี 2555                                                                                                                                                                                                                                                  

  ปริมาณ ณ ต้นปี                                                         131                                               144            275         2,542                        1,987          4,529       541                             428            969

  ปรับปรุงประมาณการก่อนหน้า                                               12                                                1              13          120                          (18)           102         33                              (5)            28

  ปริมาณที่สามารถผลิตได้เพิ่มเติม                                             7                                                 -              7           11                           -              11          9                               -              9

  การขยายและการค้นพบใหม่                                                2                                                 2              4           35                           2              37          7                               3              10

  การซื้อ/ขายปริมาณสำรองที่มีอยู่                                             -                                                 -              -           -                            -              -           -                               -              -

  การผลิต                                                              (27)                                              (9)            (36)        (378)                        (119)          (497)       (89)                            (26)           (115)

  ปริมาณ ณ สิ้นปี                                                         125                                               138            263         2,330                        1,852          4,182       501                             400            901

                                                                                                                                                                                                                                                          

  (1) ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมถึงปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ ปตท.สผ.                                                                                                                                                                                     
  และส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม                                                                                                                                                                                                                    

  (2)                                                                                                                                                                                                                                                     
  ตัวเลขปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วและปริมาณการผลิตรวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม                                                                                                                                                                                       
  (LPG) และ บิทูเมน (Bitumen)                                                                                                                                                                                                                               
  ------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------- -- ----------- -- -------- -- ---------------------- -- -- ----------- -- -------- -- ---------------------------- -- ----------- -- --------

  4.4.3 ปริมาณการผลิต ของ ปตท.สผ.

ปริมาณการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ในปี 2555 คิดเป็น 115
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ (เป็นน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 36 ล้านบาร์เรล และก๊าซธรรมชาติ
497 พันล้านลูกบาศก์ฟุต) หรือประมาณ 313,293 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 11,926 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 3.96
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิตเป็นผลมาจากการเพิ่มอัตราการผลิตในแหล่งบงกช แหล่งเวียดนาม
16-1 และแหล่งเอส 1 เป็นหลัก

4.5
การดำเนินการเพื่อลดผลกระทบของกระบวนการผลิตหรือการกำจัดวัตถุดิบเหลือใช้ที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

ในการดำเนินงานเพื่อลดผลกระทบของกระบวนการผลิตหรือการกำจัดวัตถุดิบเหลือใช้ที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่อาจเกิดขึ้นจากกิจกรรมการดำเนินงานของบริษัทนั้น
ระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ดีถือเป็นส่วนสำคัญ โดยประเด็นด้านสิ่งแวดล้อมหลักๆ
ในกิจกรรมของบริษัท มีดังต่อไปนี้

(1) การใช้ประโยชน์ที่ดินและสิ่งมีชีวิตทางทะเล
    จากแรงสั่นสะเทือนของการส่งคลื่นเสียงในขั้นตอนการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic
    Survey)

(2) คุณภาพน้ำและการปนเปื้อนของดิน จากการปล่อยทิ้งของเหลวที่ใช้ในกระบวนการขุดเจาะ
    (Drilling Fluid) น้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิต (Produced Water)
    ตะกอนและของเสียที่ปนเปื้อนสารเคมีและโลหะหนัก
    และอุบัติเหตุจากการรั่วไหลของปิโตรเลียม (น้ำมันและคอนเดนเสท) และสารเคมี
    ในขั้นตอนการขุดเจาะและการผลิต

(3) คุณภาพอากาศ
    จากการปล่อยก๊าซที่ได้จากการเผาไหม้และการรั่วไหลของก๊าซธรรมชาติในกระบวนการผลิต

การควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมดังกล่าว
อยู่ภายใต้การดูแลของหน่วยงานของรัฐบาลในแต่ละประเทศที่ ปตท.สผ. มีการดำเนินกิจการ
และสำหรับประเทศไทย กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน
เป็นหน่วยงานกำกับดูแลโดยตรง และสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
เป็นหน่วยงานที่กำหนดให้โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและได้รับอนุญาตก่อนเริ่มดำเนินโครงการ

เพื่อให้การดำเนินงานของบริษัทมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด
บริษัทได้กำหนดแนวทางและมาตรการการดำเนินการต่างๆ โดยสรุป ดังต่อไปนี้

(1) นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมมาตรฐานสากล ISO 14001:2004
    มาปรับใช้กับหน่วยปฏิบัติการต่างๆ ของบริษัท
    โดยระบบดังกล่าวจะเน้นให้การดำเนินงานมีมาตรฐานเทียบเท่าหรือดีกว่าข้อกำหนดของกฎหมาย
    การป้องกันการเกิดมลพิษ การป้องกันการทำลายสิ่งแวดล้อม การประหยัดพลังงาน
    และการปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมของบริษัทอย่างต่อเนื่อง โดย ปตท.สผ.
    นับเป็นบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแห่งแรกในภาคพื้นเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่ได้รับการรับรองนี้

(4) จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่างๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุดทั้งโครงการภายในประเทศและต่างประเทศ

(5) ทำการกำหนดเป้าหมายในระยะยาวในการลดปริมาณก๊าซเรือนกระจกจากกิจกรรมของบริษัท
    อย่างน้อย 20 เปอร์เซ็นต์จากกรณีฐานภายในปี 2563

(6) นำระบบมาตรฐานสากล ISO 14064-1:2006
    ข้อกำหนดและข้อแนะนำระดับองค์กรสำหรับการวัดปริมาณและการรายงานผลการปลดปล่อยและลดปริมาณก๊าซเรือนกระจก
    มาใช้ในการตรวจติดตามและรายงานปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของบริษัทฯ
    โดยเริ่มจากโครงการภายในประเทศ

(7) มีการกำหนดกระบวนการทำงานที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม “Green Practices”
    ในองค์กรขึ้นเป็นครั้งแรกในปี 2555 พร้อมแผนในการดำเนินงานระยะยาวจนถึงปี 2563
    เพื่อให้มั่นใจว่ากิจกรรมการดำเนินงานต่างๆของบริษัทฯเกิดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด

(8) อัดกลับน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตกลับลงสู่ชั้นหินกักเก็บใต้ดิน

(9) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์ ผิวดิน
    และปลา บริเวณรอบแท่นผลิต

(10) นำก๊าซที่จะนำไปเผาทิ้งมาใช้ประโยชน์ในการผลิตกระแสไฟฟ้าของโครงการ
     และนำกลับเข้าสู่ระบบท่อส่งก๊าซ เพื่อใช้เป็นพลังงานต่อไป

(11) จัดเตรียมแผนและอุปกรณ์ต่างๆ เพื่อรองรับเหตุการณ์รั่วไหลของน้ำมันในระดับ Tier 1 (<
     20 ตัน) และได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกในกลุ่ม IESG (Industrial Environmental
     Safety Group) เพื่อเตรียมความพร้อมในการรับสถานการณ์รั่วไหลของน้ำมันในระดับ
     Tier 2 (20-1,000 ตัน) และร่วมเป็นสมาชิกของ OSRL (Oil Spill Response
     Limited) โดยร่วมกับกลุ่ม ปตท.
     เพื่อเตรียมความพร้อมในการรองรับสถานการณ์หกรั่วไหลของน้ำมันในระดับ tier 3 (>
     1,000 ตัน) อีกด้วย

(12) ดำเนินการจัดการของเสีย เช่น ของเสียที่ปนเปื้อนปรอท
     คราบน้ำมันที่เกิดจากการผลิตให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด
     โดยในการกำจัดและขนส่งของเสียที่ปนเปื้อนปรอทสอดคล้องตามข้อกำหนดอนุสัญญาบาเซล

(13) ปตท.สผ. มุ่งมั่นในการทำทุกวิถีทางเพื่อให้มั่นใจว่าการปฏิบัติงานของบริษัท
     ไม่ส่งผลกระทบที่เป็นอันตรายต่อพนักงาน ชุมชน หรือสิ่งแวดล้อม 
     โดยความมุ่งมั่นดังกล่าวถือพื้นฐานของระบบการบริหารจัดการด้านความปลอดภัยฯ
      ซึ่งเน้นในเรื่องการบริหารจัดการความเสี่ยงอย่างเป็นระบบ 
     โดยการประเมินความเสี่ยงของกิจกรรมทั้งหมดของบริษัท และหามาตรการควบคุมที่เหมาะสม
     เพื่อลดความเสี่ยงต่าง ๆ
     ให้อยู่ระดับที่ยอมรับได้โดยมีระบบการบริหารจัดการด้านความปลอดภัยฯ นอกจากนั้น
     บริษัทยังได้พิจารณาถึงข้อกำหนดตามกฎหมายที่เกี่ยวข้อง ข้อบังคับต่างๆ
     และคู่มือของสมาคมผู้ผลิตน้ำมันและก๊าซนานาชาติ(International Association of
     Oil and Gas Producer (OGP)
      เป็นพื้นฐานในการพัฒนาระบบการบริหารจัดการด้านความปลอดภัยฯ ของบริษัทอีกด้วย
     ทั้งนี้ยังได้มีการจัดการฝึกอบรม การจัดทำเอกสารเผยแพร่
     เพื่อเสริมสร้างจิตสำนึกด้านความปลอดภัย มั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อมอีกด้วย

ระบบการบริหารจัดการด้านความปลอดภัยฯ ของ ปตท.สผ. ประกอบด้วย 7 องค์ประกอบ ได้แก่

1)  ภาวะผู้นำและความมุ่งมั่น

2)   นโยบายและวัตถุประสงค์

3)   ทรัพยากรของบริษัทและงานเอกสาร

4)   การประเมินและการบริหารจัดการความเสี่ยง

5)   การวางแผนและควบคุมการดำเนินงาน

6)   การลงมือปฏิบัติและวัดผล

7)  การตรวจสอบและทบทวนผลการดำเนินงาน

(14) ปตท.สผ. มีการรณรงค์เสริมสร้างจิตสำนึก และวัฒนธรรมด้านความปลอดภัย มั่นคง
     อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อมให้กับพนักงาน โดยผ่านการจัดกิจกรรม สื่อโฆษณาภายในองค์กร
     และโครงการต่างๆ เพื่อพัฒนาผลการดำเนินงานด้านความปลอดภัย มั่นคง อาชีวอนามัย
     และสิ่งแวดล้อม และก้าวไปสู่การเป็นองค์กรซึ่งปราศจากอุบัติเหตุถึงขั้นหยุดงานในปี พ.ศ.
     2556 โดยในปี 2555 ปตท.สผ.ได้ริเริ่มโครงการ “รักษ์ชีวิต”
     ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของโครงการปฏิรูปความปลอดภัยฯแบบก้าวกระโดด
     โดยมุ่งเน้นให้พนักงานและผู้รับเหมาทุกคนปฏิบัติตามข้อกำหนดต่างๆด้านความปลอดภัยฯ
     อย่างเคร่งครัด โดยเฉพาะอย่างยิ่งข้อกำหนดตามสัญลักษณ์ความปลอดภัยทั้ง 18 ตัว
     ซึ่งมีพื้นฐานมาจากผลการศึกษาของสมาคมผู้ผลิตน้ำมันและก๊าซนานาชาติถึงสาเหตุของการเกิดอุบัติเหตุใหญ่ๆที่เกิดการบาดเจ็บและสูญเสียขั้นรุนแรงในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(15) ให้ความร่วมมือและสนับสนุนบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
     สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย หน่วยราชการ และองค์กรต่าง ๆ
     ในการแก้ไขปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม
     และปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

(16) ได้จัดตั้ง คณะกรรมการ การพัฒนาเพื่อความยั่งยืน หรือ Sustainable Development
     Committee และยุบรวม
     คณะกรรมการติดตามกำกับดูแลการปฏิบัติงานและวางแผนการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก
     หรือ Climate Change Committee เข้าด้วยกัน เพื่อกำหนดนโยบาย แนวทาง กลยุทธ์
     และเป้าหมายทางด้านการพัฒนาเพื่อความยั่งยืนให้กับ ปตท.สผ. ให้ชัดเจนมากขึ้น
     อีกทั้งคณะกรรมการ การพัฒนาเพื่อความยั่งยืนได้รวมเรื่อง สังคม
     สิ่งแวดล้อมและเศรษฐกิจเข้าด้วยกัน พร้อมทั้งตอบสนองหลายๆปัญหาที่เกี่ยวกับ สิ่งแวดล้อม
     สังคม และเศรษฐกิจที่ประชาคมโลกได้ให้ความสำคัญ
     โดยปตท.สผ.มีเป้าหมายในการได้รับการรับรองรายงานความยั่งยืนหรือ SD Report
     ในระดับ GRI A+ ภายในปี 2556
     และเป็นบริษัทฯที่มีรายชื่อในดัชนีความยั่งยืนดาวโจนส์ภายในปี 2557

     นอกจากนี้ในระหว่างวันที่ 11-12 ธันวาคม 2555 ปตท.สผ. ยังได้จัดงาน PTTEP’s
     Journey towards sustainability exhibition week ขึ้นเป็นครั้งแรก
     โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสร้างความเข้าใจและความตระหนักให้แก่พนักงานของบริษัทฯและผู้ที่เกี่ยวข้องในการดำเนินธุรกิจอย่างมีความรับผิดชอบต่อสังคมและสิ่งแวดล้อม
     ทั้งนี้เพื่อให้เกิดการพัฒนาอย่างยั่งยืนต่อองค์กรและประเทศชาติโดยรวมอีกด้วย

ผลการปฏิบัติจริงในระยะ 3 ปีที่ผ่านมาเป็นไปตามที่กฎหมายกำหนดหรือไม่

ในช่วงเวลา 3 ปีที่ผ่านมาคือตั้งแต่ปี 2553 ถึงปี 2555
บริษัทได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด
และได้ปรับปรุงการดำเนินงานอย่างต่อเนื่อง เพื่อรักษา ควบคุม
และดูแลลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพ
โดยผ่านการตรวจสอบและรับรองระบบมาตรฐานการจัดการ ด้านสิ่งแวดล้อมสากล ISO
14001:2004 จาก บริษัท AJA Registrars LTD. ภายใต้การรับรองของ UKAS (United
Kingdom Accreditation Service) ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการดังต่อไปนี้

(1) โครงการบงกช ด้านการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(1) โครงการอาทิตย์ ด้านการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(2) โครงการเอส 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(3) โครงการพีทีทีอีพี 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

(4) โครงการฐานสนับสนุนการพัฒนาปิโตรเลียม ปตท.สผ.
    ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล

(5) ศูนย์วิจัยตัวอย่างหิน ปตท.สผ. ด้านการบริหารจัดการและบำรุงรักษาอาคาร ศูนย์วิจัย
    ตัวอย่างแท่งหิน และการขนส่งตัวอย่างหิน และการเก็บรักษาเอกสารของบริษัท

ในปัจจุบัน ปตท.สผ. ได้พัฒนาระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมของบริษัท
เพื่อให้สอดคล้องกับระบบมาตรฐานการจัดการสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001
ฉบับปรับปรุงใหม่และได้รับการรับรองมาตรฐาน ISO 14001: 2004 ในทุกหน่วยปฏิบัติการที่
ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการเอง โดยได้มีการรับรองมาตรฐานดังกล่าวภายใต้หนึ่งมาตรฐาน หรือ
One Common System for ISO 14001 เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดการสิ่งแวดล้อม
และมีแผนที่จะพัฒนาระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมภายใต้มาตรฐานดังกล่าวในการดำเนินการโครงการในต่างประเทศซึ่งบริษัทเป็นผู้ดำเนินการเองอีกด้วย

สำหรับอัตราการการรั่วไหลของสารเคมีและไฮโดรคาร์บอน ในปี 2553, 2554 และ 2555
มีค่าเท่ากับ 1.63, 0.50, และ 0.43 ตัน/ล้านตันการผลิตตามลำดับ ซึ่งอัตราการรั่วไหลฯ ในปี
2555 ยังอยู่ภายในเป้าหมายที่ได้ประมาณการไว้ที่ 3.60 ตัน/ล้านตันการผลิต
และมีค่าต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของ International Association of Oil and Gas Producers
(OGP) ในปี 2554 ที่ 7.94 ตัน/
ล้านตันการผลิต

บริษัทมีนโยบายด้านความปลอดภัยที่ชัดเจนในการดำเนินงานของบริษัทโดยมุ่งเน้นให้เกิดความสูญเสียน้อยที่สุด
บริษัทฯมีดัชนีชี้วัดผลการดำเนินงานด้านความปลอดภัย ได้แก่อัตราการเกิดอุบัติเหตุถึงขั้นหยุดงาน
และอัตราการบาดเจ็บจากอุบัติเหตุ เป็นต้น ในปี 2555 ปตท.สผ.
มีอัตราการเกิดอุบัติเหตุถึงขั้นหยุดงาน และอัตราการบาดเจ็บจากอุบัติเหตุที่ 0.19 และ 1.87
ครั้งต่อ 1 ล้านชั่วโมงทำงาน ตามลำดับ และมีแนวโน้มลดลงอีก

ในขณะเดียวกันเพื่อสนับสนุนการขยายการดำเนินงานของบริษัทที่มีอย่างต่อเนื่อง ปตท.สผ.
ได้ให้ความสำคัญกับการจัดเตรียมมาตรการด้านความปลอดภัยให้มีความเข้มงวดและครอบคลุมในทุก
ๆ หน่วยปฏิบัติการทั้งในและต่างประเทศ
ช่วงปีที่ผ่านมาได้ดำเนินการการปรับปรุงระบบเอกสารที่ใช้เป็นมาตรฐานและแนวทางในการบริหารและจัดการด้านความปลอดภัย
ความมั่นคง อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม ให้เป็นมาตรฐานเดียวกัน
มีการดำเนินการเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้เหลือน้อยที่สุด ถึงแม้ว่าที่ผ่านมา
ปตท.สผ.ได้มีการกำหนดมาตรการด้านความปลอดภัยต่างๆเป็นอย่างดี
แต่อย่างไรก็ตามบริษัทยังคงมุ่งมั่นที่จะปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านความปลอดภัยฯ
ให้ดียิ่งขึ้นในลักษณะก้าวกระโดดเพื่อสนับสนุนการเจริญเติบโตของบริษัทในอนาคต

ในช่วงเวลา 3 ปีที่ผ่านมาคือตั้งแต่ปี 2553 ถึงปี 2555 ปตท.สผ. ได้ผ่านการรับรองมาตรฐาน
OHSAS (มอก.) 18001:2007 หรือ Occupational Health and Safety Standard
รวมทั้งสิ้นสามโครงการได้แก่
โครงการเอส1และโครงการพีทีทีอีพี1ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
และโครงการฐานสนับสนุนการพัฒนาปิโตรเลียม ปตท.สผ.(สงขลา)
ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล

ในการดำเนินการในช่วง 3 ปีที่ผ่านมา ปตท.สผ.
ได้มีการทุ่มเทงบประมาณลงทุนในโครงการควบคุมดูแลด้านสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ
จำนวน 186.3 ล้านบาท ในปี 2553 จำนวน 133.4 ล้านบาทในปี 2554 และจำนวน 178.8
ล้านบาทในปี 2555 ตามลำดับ

ในการบริหารจัดการสิ่งแวดล้อมเพื่อการพัฒนาที่ยั่งยืน (Sustainable Development) นั้น
ถึงแม้ว่าประเทศไทยจะไม่ใช่ประเทศในกลุ่ม Annex I
ซึ่งจะต้องทำการลดปริมาณก๊าซเรือนกระจกตามพิธีสารเกียวโต (Kyoto Protocol)
ภายใต้การให้สัตยาบันต่ออนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงภูมิอากาศ (United
Nations Framework Convention on Climate Change, UNFCCC) แต่ ปตท.สผ.
ยังคงดำเนินการเพื่อสนับสนุนการลดปริมาณการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากกิจกรรมของบริษัท
ทั้งในส่วนที่ต้องผ่านทางกลไกการพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism, CDM)
และโครงการที่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจอยู่แล้วและไม่ต้องดำเนินการผ่านกลไกดังกล่าวไปพร้อมกัน

ส่วนในปี 2555 ที่ผ่านมานี้ ปตท.สผ.
ได้พัฒนาโครงการนำก๊าซธรรมชาติที่ต้องเผาทิ้งกลับมาใช้ประโยชน์
โดยอาศัยกลไกการพัฒนาที่สะอาดเพื่อให้เกิดความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจต่อการลงทุน
โดยได้เลือกพัฒนาที่ฐานผลิตเสาเถียร-เอ ซึ่งตั้งอยู่ที่อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย
เป็นโครงการแรก
โดยในเบื้องต้นคาดว่าจะสามารถลดปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ได้ประมาณ 30,000
ตันต่อปี

มีข้อพิพาทหรือการถูกฟ้องร้องเกี่ยวกับสิ่งแวดล้อมและแนวทางการแก้ไขข้อพิพาท (ถ้ามี)

ไม่มีข้อพิพาททางกฎหมายเกี่ยวกับสิ่งแวดล้อม

[1] ตัวเลขปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วรวมก๊าซธรรมชาติเหลวหรือก๊าซหุงต้ม (LPG) และบิทูเมน
(Bitumen)