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

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

5.1 ลักษณะทั่วไป

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

5.1.1 การกำหนดพื้นที่สัมปทาน

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

5.1.2 ลักษณะของผู้ประกอบการ

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

5.1.3 ลักษณะการดำเนินงานและการตัดสินใจลงทุน

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

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

5.1.4 ลักษณะของกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจ

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

-   ผู้ขอสัมปทานต้องเป็นบริษัทจำกัด หรือนิติบุคคลที่มีสภาพเช่นเดียวกับบริษัทจำกัด
    ซึ่งจัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย หรือกฎหมายต่างประเทศ อย่างไรก็ตาม
    ผู้ได้รับสัมปทานจะต้องเป็นบริษัทจำกัดที่จัดตั้งขึ้นตามกฎหมายไทย

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

-   อัตราภาษีเงินได้ปิโตรเลียมเก็บในอัตราไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 แต่ไม่เกิน
    ร้อยละ 60 ของกำไรสุทธิที่ได้จากกิจการปิโตรเลียม

-   ดอกเบี้ยจ่าย ไม่สามารถนำมาคำนวณเป็นรายจ่ายทางภาษีได้

-   ผู้รับสัมปทาน (Concessionaire) แต่ละรายมีสิทธิได้รับสัมปทานไม่เกิน 4 แปลง
    เว้นแต่กรณีที่รัฐมนตรีเห็นสมควรอาจจะอนุญาตให้ผู้ขอสัมปทานได้รับสัมปทานเพิ่มขึ้นอีกหนึ่งแปลงสำรวจ

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

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

  Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม[4]ตั้งแต่ปี 2533

 5.1.5 รายละเอียดเงื่อนไขของ Thailand I, II และ III

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

 5.2 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

5.2.1 ปิโตรเลียม :

ปตท.สผ. และ บริษัทย่อยดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซแอลพีจี และคอนเดนเสท) โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2546 ปตท.สผ. และ ปตท.สผ.อ.
ดำเนินโครงการต่าง ๆ จำนวน 21 โครงการ[5] และ 30 โครงการลงทุน ดังที่กล่าวมาแล้ว
โดยคำนิยามของผลิตภัณฑ์เป็น ดังนี้

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

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

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

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

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

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

2.  ท่อขนส่งก๊าซฯ :

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

3.  ไฟฟ้า :

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

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

5.3 การผลิต

5.3.1 ขั้นตอนและเทคโนโลยีการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ขั้นตอนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยทั่วไปสามารถแบ่งออกได้เป็น 4 ขั้นตอนใหญ่ ๆ
ซึ่งอาจสรุปได้ดังนี้

(1) ขั้นตอนการสำรวจ (Exploration Stage) กระทำโดย

สำรวจธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์เบื้องต้น 

สำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) 

แปลความหมายข้อมูลจากการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน 

เจาะสำรวจ

(2) ขั้นตอนการประเมินผลและหาขอบเขต (Appraisal / Delineation Stage) กระทำโดย

ศึกษาลักษณะธรณีวิทยาปิโตรเลียมในรายละเอียด และสำรวจคลื่นไหวสะเทือนเพิ่ม

เจาะประเมินผล

(3) ขั้นตอนการพัฒนา (Development Stage) กระทำโดยกำหนดแผนการพัฒนาที่เหมาะสม

สร้างและติดตั้งแท่นหลุมผลิต อุปกรณ์การผลิต และเจาะหลุมพัฒนา 

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

(4) ขั้นตอนการผลิต (Production Stage)

การผลิตน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติ จะต้องผ่านระบบควบคุมความดันที่ ปากหลุม (Christmas Tree) และอุปกรณ์การผลิตอื่น ๆ รวมทั้งมาตรวัด เพื่อให้ทราบอัตราการผลิตของแต่ละหลุม

ติดตามอัตราการผลิต สัดส่วนของน้ำและปิโตรเลียม สัดส่วนของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ อัตราการลดลงของความดันของชั้นปิโตรเลียม และคาดการณ์อัตราการผลิตในอนาคต

การซ่อมหลุมผลิต (Workover) จะดำเนินการเป็นประจำเพื่อเพิ่มอัตรา ระยะเวลา และประสิทธิภาพการผลิตให้สูงขึ้น

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

ทั้งนี้ ปตท.สผ. มีความพร้อมของบุคลากร เทคโนโลยี และเครื่องจักรอุปกรณ์
ที่จะสามารถดำเนินธุรกิจได้อย่างมีประสิทธิภาพตามเป้าหมายของบริษัทได้เป็นอย่างดี

2.  ปริมาณสำรองปิโตรเลียม และปริมาณการผลิต[6]

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2546
มีรายละเอียดดังตารางที่แนบ ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว จะมีการตรวจสอบและประเมิน
ทุกรอบปีโดยนักธรณีวิทยา และวิศวกรแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมของ ปตท.สผ.
เพื่อให้ได้ตัวเลขที่ได้มาตรฐาน
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วในรายงานนี้จะรวมถึงปริมาณสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ ปตท.สผ. และ
ส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วที่รายงานนี้ ไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่สำรวจพบแล้วในแปลงสำรวจ บี
แปลงสำรวจ 48/95 แปลงสำรวจ 52/97 แปลงสำรวจ 9-2 แปลงสำรวจ 16-1
นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2546
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 112 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 5,137
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 882 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ในปี 2546 คิดเป็น 44
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือ ประมาณ 120,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 10,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 9
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิต ส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการไพลิน
และการเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้นในโครงการเยตากุน ในรอบปีที่ผ่านมา

ปตท.สผ.มีสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัท PT. Medco Energi International TBK. (Medco)
ซึ่งเป็นบริษัทสำรวจและผลิต น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติในประเทศอินโดนีเซีย ร้อยละ 34.20
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสทพิสูจน์แล้ว 40 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 93
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 55 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
ซึ่งปริมาณดังกล่าวได้รับการรับรองจาก Gaffney, Clines & Associates (Consultants)
Pte., Ltd. (GCA) ณ วันที่ 1 มกราคม 2547

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วทั้งหมดของ ปตท.สผ. รวมสัดส่วนการถือหุ้นใน Medco ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2546 คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 152 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ
5,230 พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดประมาณ 937 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

3.  การดำเนินงานของโครงการต่าง ๆ ในรอบปี 2546

การดำเนินงานในโครงการต่างๆ ทั้งที่ ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการ
และโครงการร่วมทุนประสบความสำเร็จเป็นที่น่าพอใจ โดยการดำเนินการในรอบปี 2546
สรุปได้ดังนี้

โครงการที่ ปตท.สผ.เป็นผู้ดำเนินการ

1. โครงการบงกช

-   รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติได้มากกว่าปริมาณที่ได้ทำสัญญาไว้กับ ปตท.

-   อัตราการผลิตก๊าซฯเฉลี่ย 517 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และไฮโดรคาร์บอนเหลว
    (คอนเดนเสทและน้ำมันดิบ) เฉลี่ย 15,900 บาร์เรลต่อวัน

-   สามารถอัดกลับน้ำซึ่งเกิดจากกระบวนการผลิตลงสู่ใต้ดินได้มากกว่าร้อยละ 99

-   ขุดเจาะหลุมพัฒนา 27 หลุม

-   ค้นพบปริมาณสำรองก๊าซฯ เพิ่มเติมอีก 60 พันล้านลูกบาศก์ฟุตจากการขุดเจาะหลุม

-   เสร็จสิ้นการติดตั้งและเริ่มใช้งานเรือกักเก็บคอนเดนเสทลำใหม่ “ปทุมพาหะ”
    ตามกำหนดในเดือนมกราคม 2546

-   เสร็จสิ้นการติดตั้งแท่นหลุมผลิต 2 แท่นในระยะ 3ซี และ 3ดี ตามกำหนด

-   เริ่มศึกษารายละเอียดทางด้านวิศวกรรม และการก่อสร้าง Sour Process Platform
    (SPP) ซึ่งคาดว่าจะสามารถทำการติดตั้งได้ในไตรมาสที่ 4 ปี 2547

-   เสร็จสิ้นการศึกษาด้านการออกแบบแท่นหลุมผลิตขนาดเล็ก ซึ่งเป็นเทคโนโลยีแบบใหม่
    ที่จะสามารถลดต้นทุนในการก่อสร้างแท่นหลุมผลิตบงกชได้

2. โครงการพีทีทีอีพี 1

-   อัตราการผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยอยู่ในระดับ 627 บาร์เรลต่อวัน

-   อัดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตน้ำมันดิบกลับลงสู่ใต้ดินทั้งหมด

-   ปรับปรุงหลุมผลิตด้วยการปรับตำแหน่งปั๊มให้ต่ำลง เพื่อเพิ่มอัตราการผลิตในแหล่งอู่ทอง

-   ทดสอบนำก๊าซธรรมชาติที่ได้จากการกระบวนการผลิตมาผลิตกระแสไฟฟ้าใช้ภายในแหล่งผลิตน้ำมันดิบสังฆจาย

-   ไม่มีอุบัติเหตุที่ทำให้สูญเสียเวลาทำงาน

-   รักษามาตรฐาน ISO 14001 และ ISRS ระดับ 6

3. โครงการอาทิตย์

-   ได้รับอนุมัติพื้นที่ผลิตปิโตรเลียม เมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2546 ครอบคลุมพื้นที่ทั้งหมด 3,450.87
    ตารางกิโลเมตร

-   การลงนามในสัญญาข้อตกลงเบื้องต้นระหว่าง ปตท.สผ. และ ปตท.
    ในฐานะผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติ เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2546
    โครงการอาทิตย์พร้อมส่งก๊าซฯได้ในกลางปี 2549

-   ดำเนินงานออกแบบด้านวิศวกรรมขั้นรายละเอียดของแท่นผลิตก๊าซธรรมชาติ

  เตรียมการเจาะหลุมเพิ่มเติม 7 หลุมในปี 2547 ได้แก่ เจาะหลุมสำรวจเพิ่มเติม 2 หลุม
  และเจาะหลุมประเมินผล 5 หลุม

4. โครงการแปลง 44

-   เปิดสำนักงานบริษัท PTTEP Middle East ณ กรุงมัสกัต เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2546

-   เสร็จสิ้นการแปลความหมายและการประเมินข้อมูลเก่าในพื้นที่ Shams 3D

-   เสร็จสิ้นการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ ในพื้นที่ Qamar
    โดยปราศจากอุบัติเหตุที่ทำให้สูญเสียเวลาทำงาน

-   เริ่มดำเนินการประมวลผลข้อมูลแบบ 3 มิติในพื้นที่ Qamar และ Shams 3D
    โดยจะเสร็จสมบูรณ์ในเดือนพฤษภาคม 2547

-   ศึกษาขั้นต้นเพื่อพัฒนาโครงสร้าง Shams-1

-   ทดสอบการผลิตในหลุม Shams-1 (หลุมเก่า )

5. โครงการแปลงจี 9/43

  ปตท.สผ. ได้รับสัมปทานปิโตรเลียมสิทธิทั้งหมดในแปลงจี9/43 เมื่อวันที่ 17 กรกฎาคม 2546

  6. โครงการแปลงเอ็ม-7 และเอ็ม- 9

-   ปตท.สผ. ลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิตแปลงเอ็ม-7 และ เอ็ม-9 ร่วมกับ Myanmar Oil
    and Gas Enterprise เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2546 เพื่อเป็นผู้ดำเนินงานทั้งสองแปลง
    และถือสัดส่วนร้อยละ 100

-   จัดหาข้อมูลทางธรณีวิทยาเพื่อใช้ในการศึกษาและประเมินศักยภาพของแหล่งสัมปทานตามข้อผูกพันสัญญาในช่วง
    Study Period ระยะเวลา 1 ปี

โครงการร่วมดำเนินการ

1. โครงการเจดีเอ

นำเสนอแผนพัฒนาแหล่งผลิตปิโตรเลียมในแปลงบี 17 ต่อองค์กรร่วมไทย-มาเลเซีย

2. โครงการแปลง 16-1

-   เจาะหลุมประเมินผล 1 หลุม ในโครงสร้าง Voi Trang และเจาะหลุมสำรวจ 1 หลุม
    ในโครงสร้าง Voi Vang

-   เตรียมแผนงานที่จะเก็บข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติเพิ่มอีกราว 450-550 ตร.กม.
    ในไตรมาสที่สองของปี 2547 ครอบคลุมบริเวณโครงสร้าง E และ H
    ที่อยู่ทางด้านตะวันออกของแปลง โดยจะเก็บข้อมูลพร้อมกับแปลง 9-2

3. โครงการแปลง 9-2

-   เจาะหลุมประเมินผล 2 หลุม ในโครงสร้าง Ca Ngu Vang

-   ศึกษารายละเอียดเบื้องต้นเกี่ยวกับการพัฒนาแหล่ง Ca Ngu Vang ซึ่งคาดว่าการศึกษานี้
    จะแล้วเสร็จราวไตรมาสที่หนึ่งของปี 2547

-   เตรียมแผนงานที่จะเก็บข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติเพิ่มอีกประมาณ 100-250 ตร.กม.
    ในไตรมาสที่สองของปี 2547 ครอบคลุมบริเวณโครงสร้าง CNX
    ที่อยู่ทางด้านตะวันออกของแปลง โดยจะเก็บข้อมูลพร้อมกับแปลง 16-1

โครงการร่วมทุนอื่น ๆ

1. โครงการเอส 1

-   เข้าสู่ปีที่ 21 ของการผลิตจากแหล่งสิริกิติ์ โดยในปี 2546 มีอัตราการผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ย
    17,545 บาร์เรลต่อวัน ก๊าซธรรมชาติ 52 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และแอลพีจี 304 ตันต่อวัน

-   เจาะหลุมพัฒนา 4 หลุม หลุมแหล่งน้ำ 2 หลุม และหลุมอัดน้ำ 4 หลุม

-   เพิ่มประสิทธิภาพการผลิตน้ำมันดิบโดยวิธี Waterflood เต็มรูปแบบในแหล่งสิริกิติ์ตะวันตก

-   ดำเนินการสำรวจในแหล่งทุ่งใหญ่ ซึ่งเป็นพื้นที่ใหม่ที่คาดว่าจะมีศักยภาพ

-   ดำเนินการผลิตตามแผน Production System Optimization (PSO)

-   วันที่ 30 ธันวาคม 2546 ปตท.สผ. ได้ลงนามในสัญญาซื้อหุ้น  (Share Purchase
    Agreement) เพื่อซื้อหุ้นทั้งหมดของบริษัท ไทยเชลล์ เอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น จำกัด
    ซึ่งมีผลให้ ปตท.สผ.และบริษัทในเครือเป็นผู้ดำเนินการและถือสิทธิทั้งหมดในแปลงสัมปทานเอส
    1 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2547 เป็นต้นไป

2. โครงการไพลิน

-   ลงนามข้อตกลงการซื้อขายก๊าซฯ เพิ่มเติมกับ ปตท. เพื่อเพิ่มการขายก๊าซฯ ตามสัญญา จาก
    330 เป็น 353 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เริ่มตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2546

-   ยอดขายก๊าซฯ เฉลี่ย 346 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และอัตราการผลิตคอนเดนเสทเฉลี่ย
    13,700 บาร์เรลต่อวัน

-   เจาะหลุมพัฒนา 25 หลุม

-   ติดตั้งแท่นผลิตเพิ่มอีก 1 แท่น

  3. โครงการยาดานา

-   อัตราการผลิตก๊าซฯ เฉลี่ยมากกว่า 630 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน  (ปริมาณซื้อขายตามสัญญา
    525 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)

-   เสร็จสิ้นการศึกษาด้านวิศวกรรมสำหรับพัฒนาแท่นผลิต-3 เพื่อใช้พัฒนาแหล่งเซน

-   ศึกษาและออกแบบทางวิศวกรรมขั้นต้นของแท่นเพิ่มความดันก๊าซฯ

  4. โครงการเยตากุน

-   ผลิตก๊าซฯได้ถึง 294 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   ดำเนินการก่อสร้างและติดตั้งอุปกรณ์การผลิตเพิ่มเติมสำหรับการพัฒนาระยะที่ 3
    และเตรียมการเจาะหลุมพัฒนาเพิ่มอีก 4 หลุมสำหรับต้นปี 2547

5. โครงการอี 5

-   แหล่งน้ำพองดำเนินการมาแล้วเป็นปีที่ 13 โดยในปี 2546 อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติอยู่ที่
    49 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   สำหรับแปลงอี 5 นอร์ท ได้ทำการเจาะหลุมสำรวจ 1 หลุมในโครงสร้างภูฮ่อมด้านใต้
    และดำเนินการขอพื้นที่ผลิตจากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ

6. โครงการยูโนแคล 3

-   ปริมาณขายก๊าซฯ เฉลี่ย 368 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และอัตราการผลิตปิโตรเลียมเหลว
    (น้ำมันดิบและคอนเดนเสท) เฉลี่ย 27,200 บาร์เรลต่อวัน

-   เจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม หลุมประเมินผล 3 หลุม และหลุมพัฒนา 60 หลุม

-   ติดตั้งแท่นผลิตเพิ่ม 2 แท่น

7. โครงการแปลงบี และ 48/95

-   ได้รับอนุมัติพื้นที่พัฒนา (Development Area) จากรัฐบาลเวียดนาม เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม
    2546 จำนวน 888.5 ตร.กม.

-   ได้รับอนุมัติพื้นที่สงวน (Retention Area) จากรัฐบาลเวียดนาม
    โดยมีสิทธิถือครองพื้นที่สงวนต่อได้อีก 5 ปี หลังจากหมดระยะสำรวจ เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม
    2546 ซึ่งภาระผูกพันในการถือครองพื้นที่สงวนนี้คือ จะต้องมีการเจาะหลุมในพื้นที่สงวนนี้เพิ่มอีก
    2 หลุมพร้อมทั้งศึกษาศักยภาพด้านปิโตรเลียมเพิ่ม

8. โครงการแปลง 52/97

-   เจาะหลุมสำรวจและประเมินผล จำนวน 4 หลุม

-   ได้รับอนุมัติพื้นที่พัฒนา (Development Area) จากรัฐบาลเวียดนาม เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม
    2546 จำนวน 813.43 ตร.กม.

9. โครงการจี 4/43

  ปตท.สผ. ได้รับสัมปทานปิโตรเลียมแปลงจี 4/43 ร่วมกับ บริษัท เชฟรอน ออฟชอร์
  (ประเทศไทย) จำกัด เมื่อวันที่ 17 กรกฎาคม 2546 โดย ปตท.สผ. มีสัดส่วนการลงทุนร้อยละ
  15

10. โครงการแอล 22/43

-   วันที่ 17 กรกฎาคม 2546 ปตท.สผ.อ. ได้รับสัมปทานปิโตรเลียมแปลงแอล 22/43
    ร่วมกับบริษัท ไทยเชลล์ จำกัด โดย ปตท.สผ.อ. มีสัดส่วนการลงทุนร้อยละ 35

-   วันที่ 30 ธันวาคม 2546 ปตท.สผ. ลงนามในสัญญาการโอนสิทธิ (Agreement for
    Transfer of Interest) ในแปลงสัมปทานแอล 22/43 ซึ่งการโอนนี้จะมีผลให้ ปตท.สผ.
    และบริษัทในเครือเป็นผู้ดำเนินการและถือสิทธิทั้งหมดในแปลงสัมปทานแอล 22/43
    เมื่อรัฐบาลให้การอนุมัติ

11. โครงการ บี6/27

-   วันที่ 30 ธันวาคม 2546 ปตท.สผ. ได้ลงนามในสัญญาซื้อหุ้น  (Share Purchase
    Agreement) เพื่อซื้อหุ้นทั้งหมดของบริษัท ไทยเชลล์ เอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น จำกัด
    เป็นผลให้ ปตท.สผ. ได้รับโอนสิทธิ์ทั้งหมดในแปลงสัมปทาน บี 6/27 ด้วย ตั้งแต่วันที่ 1
    มกราคม 2547 เป็นต้นไป และปัจจุบันโครงการหยุดดำเนินการผลิตชั่วคราว

12. โครงการแปลง 433เอ & 416บี

-   วันที่ 8 ตุลาคม 2546 ปตท.สผ. ลงนามสัญญาเข้าร่วมทุนในแปลง 433เอ & 416บี
    ซึ่งตั้งอยู่ในประเทศอัลจีเรีย กับบริษัท Petrovietnam Investment & Development
    Company (PIDC) ในสัดส่วนร้อยละ 35

-   อยู่ระหว่างการขออนุมัติการร่วมทุนจาก SONATRACH (บริษัทน้ำมันแห่งชาติอัลจีเรีย)
    และรัฐบาลอัลจีเรีย

การลงทุน

1. โครงการเมดโก เอนเนอร์ยี 

-   เมดโก ประสบความสำเร็จในการออกหุ้นกู้สกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ อายุ 7 ปี
    ครบกำหนดไถ่ถอนปี 2553 มูลค่า 250 ล้านเหรียญสหรัฐฯ จ่ายผลตอบแทนในอัตรา ร้อยละ
    8.75 ในการนี้ บริษัทจัดอำดับตราสารหนี้เอสแอนด์พี และมูดีส์ อินเวสเตอร์
    เซอร์วิสได้ประเมินระดับความน่าเชื่อถือของหุ้นกู้ดังกล่าวไว้ที่ B+
    (ซึ่งสูงกว่าระดับความน่าเชื่อถือของประเทศอินโดนีเซีย) และ B3 ตามลำดับ
    การออกหุ้นกู้ครั้งนี้มีวัตถุประสงค์เพื่อนำเงินที่ได้มาใช้ในกิจการสำรวจ
    และผลิตปิโตรเลียมเป็นหลัก

-   PTTEPO ได้รับเงินปันผลจากบริษัท นิวลิงค์ เอนเนอร์ยี รีซอสเซส จำกัด จำนวน 14.2
    ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 625 ล้านบาท

-   เมดโก ได้ลงนามความเข้าใจระหว่าง Pertamina และ Marathon
    (บริษัทน้ำมันเอกชนสหรัฐฯ) ที่จะร่วมกันพัฒนาโครงการก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNG
    จากแหล่งก๊าซฯ ของ Medco และ Pertamina ที่เกาะสุลาเวสี
    เพื่อไปจำหน่ายในตลาดสหรัฐฯ ด้านชายฝั่งตะวันตก

-   เมดโก ชนะการประมูลแปลงสำรวจ 1 แปลงจากการร่วมประมูล 2003 Indonesia
    Petroleum Bidding Round โดยได้รับสัมปทานแปลงเมรังงิง 1 (Merangin-1)
    มีขนาดพื้นที่ 3,247 ตารางกิโลเมตร บนเกาะสุมาตรา
    ซึ่งอยู่ใกล้แหล่งผลิตน้ำมันขนาดใหญ่ของเมดโกที่พื้นที่สัมปทาน ริเมา (Rimau)
    พื้นที่ดังกล่าวจึงมีศักยภาพสูงที่อาจจะพบปริมาณสำรองถึง 100 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

-   ในปี 2546 เมดโก ได้ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม 3 ฉบับ
    กับการไฟฟ้าอินโดนีเซีย (PLN) จำนวน 37 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นเวลา 10 ปี
    มูลค่าสัญญารวม 265 ล้านเหรียญสหรัฐฯ

โครงการไทยออยล์เพาเวอร์

  ปตท.สผ.อ. ได้รับเงินปันผลจากบริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด เป็นจำนวนเงิน 58.45
  ล้านบาท ในเดือนพฤษภาคม 2546

3. โครงการท่อขนส่งก๊าซในต่างประเทศ

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

5.3.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

สำหรับการดำเนินงานด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนั้น
ระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ถูกต้องถือเป็นประเด็นสำคัญในการช่วยลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในด้านต่าง
ๆ ดังต่อไปนี้

(1) การใช้ประโยชน์ที่ดินและสิ่งมีชีวิตทางทะเล
    จากแรงสั่นสะเทือนของการส่งคลื่นเสียงในขั้นตอนการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน (Seismic
    Survey)

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

(3) คุณภาพอากาศ จากการรั่วไหลของไฮโดรเจนคาร์บอนและก๊าซธรรมชาติในขั้นตอนการ
    ขุดเจาะและการผลิต

ในปัจจุบัน การควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมดังกล่าว อยู่ภายใต้การดูแลของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงาน ซึ่งเป็นหน่วยงานอนุญาตโดยตรง
และสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ที่กำหนดให้โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมก่อนเริ่มดำเนินโครงการ

ดังนั้น บริษัทฯได้มีการดำเนินการต่าง ๆ ในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ดังต่อไปนี้

(1) นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมมาตรฐานสากล ISO 14001 มาใช้ โดยระบบดังกล่าว
    จะเน้นการดำเนินงานที่มีมาตรฐานเทียบเท่าหรือดีกว่าข้อกำหนดของกฎหมาย
    การป้องกันไม่ให้เกิดมลพิษ การประหยัดพลังงาน
    และการปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมของบริษัทอย่างต่อเนื่อง ปตท.สผ.
    นับเป็นบริษัทสำรวจและผลิตแห่งแรกในภาคพื้นเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่ได้รับการรับรองนี้
    นอกจากนี้ บริษัทยังได้นำเอาระบบการจัดการความปลอดภัย ISRS (International
    Safety Rating System) มาใช้ในการจัดการความปลอดภัยของบริษัท
    ควบคู่ไปกับการดูแลด้านสิ่งแวดล้อม

(4) จัดทำรายงานการศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่างๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุด

(5) ฟื้นฟูสภาพหลุมขุดเจาะสำรวจและหลุมผลิตที่หมดกำลังการผลิตแล้วเพื่อใช้อัดฉีดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตกลับลงสู่ชั้นหินเก็บกักใต้ดิน

(6) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์ผิวดิน
    และปลา บริเวณรอบแท่นผลิต

(7) จัดฝึกอบรมพนักงานเกี่ยวกับการจัดการสิ่งแวดล้อมและความปลอดภัย

(8) เสริมสร้างและรณรงค์จิตสำนึกด้านสุขภาพอนามัยความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อมให้กับพนักงานโดยการฝึกอบรม
    และ การจัดทำเอกสารเผยแพร่รายเดือน เป็นต้น

(9) ให้ความร่วมมือและสนับสนุนบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
    สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย หน่วยราชการ และองค์กรต่าง ๆ
    ในการแก้ไขปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม และปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

ในปี 2546 ที่ผ่านมาบริษัทฯได้ดำเนินงานตามข้อกำหนดของกฎหมายอย่างเคร่งครัด
และไม่พบว่ามีการเกิดอุบัติเหตุที่ก่อให้เกิดผลกระทบอย่างรุนแรงต่อสิ่งแวดล้อมแต่อย่างใด
นอกจากนี้บริษัทฯยังได้ปรับปรุงการดำเนินงานเพื่อรักษา ควบคุม
และดูแลลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพอย่างต่อเนื่อง
โดยผ่านการตรวจสอบและรับรองระบบมาตรฐานการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมสากล ISO 14001 จาก
บริษัท AJA Registrars LTD. ภายใต้การรับรองของ UKAS (United Kingdom
Accreditation Service) ครอบคลุมพื้นที่ปฏิบัติการดังต่อไปนี้

1.  โครงการพีทีทีอีพี 1 ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

2.  อาคารสำนักงาน ปตท.สผ. ด้านการบริหารและการบริการบำรุงรักษาอาคารสำนักงาน

3.  แหล่งผลิตกาซธรรมชาติบงกช ด้านการสำรวจและผลิตกาซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

4.  ฐานส่งกำลังบำรุง จังหวัดสงขลา
    ด้านการสนับสนุนกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งทะเล

สำหรับอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost Time
Injury Frequency Rate) ของบริษัทฯ ในปี 2546 เท่ากับ 0.50 ซึ่งบริษัทฯ
มีแผนการและเป้าหมายที่จะปรับปรุงต่อไปเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้น้อยลง
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่างๆ ด้านสุขภาพอนามัย ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงาน เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย
การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย
รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่างๆ เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
โดยบริษัทได้มีการลงทุนในโครงการควบคุมดูแลด้านสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ 20.5
ล้านบาท ในปี 2546

5.4 การตลาด

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

  ------------------------------------------------- ----------- ----------
  รายการ                                            2545        2546

  ปริมาณการผลิต (MMBOE)                               40          44

  ราคาขายของผลิตภัณฑ์โดยเฉลี่ย (US$/BOE)                 18.59       20.62

  รายได้จากการขายผลิตภัณฑ์ (ล้านบาท)                     29,587      34,038
  ------------------------------------------------- ----------- ----------

1.  นโยบายการตลาด และลักษณะการตลาดของผลิตภัณฑ์

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

ก๊าซธรรมชาติ

สำหรับสัญญาการซื้อขายผลิตภัณฑ์ที่เป็นก๊าซธรรมชาตินั้น อยู่ในรูปของสัญญาระยะยาว
ซึ่งจะมีการกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำเป็นรายปี
โดยผู้ผลิตจะผลิตก๊าซฯขายในปริมาณที่ได้ตกลงกันไว้ล่วงหน้า เพื่อเป็นการสร้างความมั่นใจให้แก่ผู้ซื้อ
โดยที่ผู้ซื้อจะต้องรับก๊าซฯในปริมาณที่ตกลงนั้น เพื่อประกันรายได้ที่แน่นอนให้แก่ผู้ผลิต

ในปี 2546 ตลาดก๊าซฯ ในประเทศไทย เติบโตตามเศรษฐกิจโดยรวมของประเทศซึ่งเริ่มฟื้นตัว
โดยมีความเคลื่อนไหวที่สำคัญๆ ในเชิงการตลาด ดังนี้

กลุ่มผู้ร่วมทุน โครงการไพลิน (ปตท.สผ. - 45%) และยูโนแคล 1-2-3 (ปตท.สผ. - 5%
ในยูโนแคล 3) ได้ร่วมมือกับ บมจ. ปตท. เพื่อสนองนโยบายของรัฐ
ในการที่จะลดภาระค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนและกลุ่มอุตสาหกรรมต่างๆ ดังนั้น
จากการที่ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า
กลุ่มผู้ร่วมทุนจึงใช้ประเด็นของราคาเป็นแรงจูงใจในการเจรจากับ ปตท.
จนสามารถได้ข้อตกลงร่วมกัน ในการที่ผู้ร่วมทุนจะลดราคาก๊าซฯให้กับ ปตท. เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้า
ขณะเดียวกัน ปตท. ก็จะเพิ่มปริมาณการรับซื้อก๊าซฯ จากโครงการฯ
เพื่อเป็นการเสริมความมั่นคงด้านพลังงานให้กับประเทศ ในการที่จะมีปริมาณสำรองก๊าซฯ
เพียงพอแก่ความต้องการใช้ที่เพิ่มมากขึ้นในปัจจุบัน

ในส่วนของโครงการใหม่จากแหล่งภายในประเทศนั้น ปตท.สผ. ในฐานะผู้ถือหุ้นใหญ่ (80%)
และผู้ดำเนินการโครงการอาทิตย์ ในอ่าวไทย ได้เริ่มการเจรจาซื้อขายก๊าซฯ กับ ปตท.
อย่างต่อเนื่องมาโดยตลอดตั้งแต่ปลายปี 2545 จนสามารถสรุป Heads of Agreement
ของสัญญาซื้อขายฯ ได้ เมื่อเดือนพฤศจิกายน 2546
และมีกำหนดจะสรุปสัญญาซื้อขายฯทั้งฉบับเสร็จสิ้นภายในไตรมาสแรกของปี 2547 นับว่า
การตกลงสัญญาครั้งนี้เป็นการสร้างความมั่นคงด้านการจัดหาในระยะยาวให้กับประเทศได้อีกทางหนึ่งด้วย
ทั้งนี้ โครงการอาทิตย์มีกำหนดจะเริ่มการผลิตเพื่อขายประมาณกลางปี 2549 ในปริมาณวันละ 330
ล้านลูกบาศก์ฟุต และ ปตท. จะเร่งวางท่อก๊าซฯเส้นที่ 3
มารองรับเพื่อนำก๊าซฯขึ้นฝั่งเข้าโรงแยกก๊าซฯของ ปตท. ที่ จังหวัดระยอง ต่อไป

นอกจากนี้ ปตท.สผ. โดย ปตท.สผ.อ. และ ปตท.สผ. ออฟชอร์
ได้ประสบความสำเร็จในการเจรจาเพื่อลงทุนเพิ่มเติมในโครงการเยตากุนในสหภาพพม่า
โดยใช้สิทธิพึงได้ (First Right of Refusal) ร่วมกับผู้ร่วมทุนรายอื่นของโครงการ
ซื้อสัดส่วนการร่วมทุนทั้งหมดของบริษัท Premier Petroleum Myanmar Limited (PPML)
ซึ่งประกอบด้วยสัดส่วนการลงทุนในสัญญาแบ่งปันผลผลิตแปลง M-12, M-13 และ M-14
ในอ่าวเมาตะมะ และสัดส่วนการลงทุนในท่อส่งก๊าซฯเยตากุน ซึ่งการดำเนินการในครั้งนี้
มีผลทำให้กลุ่มบริษัท ปตท.สผ. มีสัดส่วนร่วมทุนในโครงการเยตากุนเพิ่มขึ้นเป็น 19.3178%
จากเดิม14.1667% นับเป็นการเพิ่มส่วนแบ่งการตลาดของ ปตท.สผ.
ในตลาดก๊าซฯของประเทศไทยด้วย

น้ำมันดิบและคอนเดนเสท

สัญญาการซื้อขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทนั้น จะมีลักษณะเดียวกัน คือ
จะอิงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีคุณสมบัติใกล้เคียงกับน้ำมันดิบที่บริษัทฯผลิตได้
เพื่อให้สามารถสะท้อนมูลค่าของผลิตภัณฑ์ได้ใกล้เคียงกับราคาตลาด โดยปัจจุบัน โครงการต่างๆ
ของ ปตท.สผ. ต่างมีสัญญาซื้อขายระยะยาวไว้กับปตท. แล้ว

ในเดือนธันวาคม 2546 ปตท.สผ. ได้ลงนามในสัญญาซื้อหุ้น (Share Purchase Agreement)
ของบริษัท ไทยเชลล์ เอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น จำกัด เพื่อซื้อหุ้นทั้งหมดของบริษัท
ไทยเชลล์ฯ ซึ่งเป็นผู้ดำเนินการ และถือสิทธิในสัดส่วน 75% ในแปลงสัมปทาน S1
(แหล่งน้ำมันดิบสิริกิติ์) และถือสิทธิทั้งหมดในแปลงสัมปทาน B6/27 ในอ่าวไทย
(แหล่งน้ำมันดิบนางนวล) ซึ่งการซื้อหุ้นดังกล่าวจะทำให้ กลุ่มบริษัท ปตท.สผ.
เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมดและยังเป็นผู้ดำเนินการในแหล่งน้ำมันดิบบนบกที่ใหญ่ที่สุดของประเทศ
โดยบริษัทฯจะมีรายได้จากการขายปิโตรเลียมในทันที

สำหรับน้ำมันดิบจากสัญญาแบ่งปันผลผลิต Rimau ในประเทศอินโดนีเซีย
ซึ่งเป็นผลประโยชน์ของปตท.สผ. จากการเป็นผู้ถือหุ้นของบริษัท Medco Energie
ซึ่งเป็นผู้ดำเนินการโครงการ นั้น ปตท.สผ. ได้ประสานให้ ปตท. เป็นตัวแทนในการทำตลาด
โดยในปีที่ผ่านมา ปตท. ได้ทำสัญญาขายน้ำมันดิบดังกล่าวให้กับลูกค้า ในลักษณะของ Term
Contract เป็นเวลา 1 ปี ซึ่งเป็นวิธีการประกันตลาดและรายได้ที่แน่นอนวิธีหนึ่ง ทั้งนี้ ปตท.สผ.
มีแนวนโยบายที่จะร่วมกับ ปตท.
หาแนวทางนำน้ำมันดิบซึ่งเป็นผลประโยชน์จากการลงทุนในต่างประเทศของ ปตท.สผ.
เข้ามาเสริมความมั่นคงในการจัดหาให้กับประเทศไทย ทั้งนี้
การจัดหาในลักษณะนี้จะต้องคำนึงถึงคุ้มค่าในเชิงเศรษฐศาสตร์ ด้วย

5.4.2 ภาวะการแข่งขัน

-   ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ

แม้ว่าผู้ประกอบการในธุรกิจผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยจะมีจำนวนหลายราย ได้แก่ ปตท.สผ.,
ยูโนแคล, เชฟรอน, เอ็กซอนโมบิล เป็นต้น แต่โดยทั่วไปแล้ว
การผลิตปิโตรเลียมในแต่ละแหล่งสัมปทาน จะมีผู้ประกอบการหลายรายร่วมทุนกันในแหล่งนั้น ๆ
ในสัดส่วนที่แตกต่างกัน
จึงถือได้ว่าธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยเป็นธุรกิจที่มีผู้ลงทุนมากราย
แต่มีการแข่งขันที่ไม่รุนแรง เนื่องจากตลาดมีความต้องการก๊าซฯ สูงกว่าปริมาณที่ผู้ผลิตทั้งหมดผลิตอยู่

อย่างไรก็ตาม ในปีที่ผ่านมา เริ่มมีประเด็นของข้อจำกัดในการรับก๊าซฯ ของ ปตท.
เนื่องจากปัจจุบันท่อส่งก๊าซฯหลัก จากอ่าวไทย จำนวน 2 แนวท่อ
ได้ดำเนินการใกล้เต็มความสามารถสูงสุด (Maximum Capacity) ของแต่ละแนวท่อแล้ว
ในขณะที่ท่อเส้นที่ 3 กำลังอยู่ระหว่างการก่อสร้าง มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2549 ดังนั้น
ในสถานการณ์ปัจจุบันที่ตลาดก๊าซฯยังมีการขยายตัว และผู้ผลิตหลายรายก็มีกำลังการผลิตสำรอง
(Spare Capacity) มากเพียงพอ ที่จะสามารถผลิตก๊าซฯเพิ่มเติมจากปริมาณตามสัญญากับ ปตท.
เพื่อสนองความต้องการส่วนเพิ่มของตลาดในช่วงนี้ได้
จึงเกิดการแข่งขันในเชิงนโยบายการตลาดในกลุ่มผู้ผลิต
เพื่อเข้าครองส่วนแบ่งการตลาดซึ่งถูกจำกัดด้วยความสามารถของท่อทั้ง 2 เส้น
ที่ยังเหลืออยู่เล็กน้อยนี้ ก่อนท่อเส้นที่ 3 จะแล้วเสร็จในอีก 2 ปีข้างหน้า

ส่วนในด้านการแข่งขันโดยธรรมชาติ ระหว่างก๊าซธรรมชาติ กับเชื้อเพลิงชนิดอื่น
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและอุตสาหกรรม นั้น ในปีที่ผ่านมา
การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ตัดสินใจให้โรงไฟฟ้าเอกชน บ่อนอก และ หินกรูด
(รวม 2100 MW) เปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้า
จากเดิมที่จะใช้ถ่านหินนำเข้าเป็นใช้ก๊าซธรรมชาติแทน
ซึ่งนอกจากจะเป็นการขยายตลาดก๊าซฯในอนาคตแล้ว การนำก๊าซฯไปใช้ในการผลิตไฟฟ้า
จะทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าการใช้เชื้อเพลิงอื่น เช่น น้ำมันเตา หรือถ่านหินนำเข้า
จึงทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซฯ มีความได้เปรียบในการแข่งขัน นอกจากนี้ ในด้านสิ่งแวดล้อม ก๊าซฯ
ยังเป็นเชื้อเพลิงที่มีความได้เปรียบในด้านความสะอาด และก่อให้เกิดมลพิษน้อยกว่าน้ำมันเตา
และถ่านหินนำเข้า จึงไม่มีต้นทุนทางอ้อมอื่น ๆ ตามมา

-   ธุรกิจการผลิตไฟฟ้า

ตามที่รัฐบาลมีนโยบายปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า และการแปรรูปรัฐวิสาหกิจด้านไฟฟ้า
เพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพ เพิ่มการแข่งขันและส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วม
โดยได้ให้ความเห็นชอบในรูปแบบ Power Pool นั้น ต่อมาเมื่อวันที่ 9 กันยายน 2546
คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ยกเลิกมติที่ให้จัดตั้ง Power Pool ดังกล่าว และในวันที่ 9 ธันวาคม 2546
ได้ให้ความเห็นชอบโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารูปแบบใหม่ Enhanced Single Buyer (ESB)
ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยรูปแบบ ESB นี้ ยังคงให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
(กฟผ.) เป็นผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว แล้วส่งกระแสไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)
และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) แต่งานบางส่วนของ กฟผ.
เดิมจะถูกโอนย้ายไปยังหน่วยงานกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ที่จะมีการจัดตั้งขึ้นมาใหม่
เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลให้เกิดความเป็นธรรมต่อทุกฝ่าย เช่น ค่าไฟฟ้า การประมูลโรงไฟฟ้าใหม่
ชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ และสถานที่ตั้งของโรงไฟฟ้า เป็นต้น เพราะต่อไป กฟผ.
จะเป็นผู้ประกอบการรายหนึ่งที่สามารถร่วมประมูลแข่งขันกับเอกชนรายอื่นเพื่อขายไฟฟ้าเข้าสู่ระบบ
คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าจะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกระทรวงพลังงาน
โดยจะมีคณะกรรมการจำนวน 7 คน มาจากผู้ทรงคุณวุฒิด้านพลังงาน เศรษฐศาสตร์ การเงิน
และกฎหมาย ทั้งภาครัฐและเอกชน

สำหรับการแปรรูปรัฐวิสาหกิจด้านไฟฟ้านั้น
กฟผ.จะมีการแปลงสภาพเป็นรูปของบริษัทและจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในไตรมาสที่
2 ปี 2547 โดยมีการแบ่งบัญชีระหว่างกิจการการผลิตและกิจการระบบส่ง
เพื่อสร้างความโปร่งใสและส่งเสริมการปรับปรุงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน ส่วน กฟน. และ
กฟภ. จะเป็นผู้ดำเนินการระบบจำหน่ายและการค้าปลีกภายในพื้นที่รับผิดชอบของตน
จะมีการแบ่งแยกทางบัญชีระหว่างกิจการระบบจำหน่ายและการค้าปลีก
เพื่อส่งเสริมประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และจะ
จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในปลายปี 2547

นอกจากนั้น รัฐบาลยังมีนโยบายผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางพลังงานไฟฟ้าในภูมิภาคอาเซียน
(ASEAN Power Grid) โดยการเชื่อมโยงระบบสายส่งและการผลิตไฟฟ้าในกลุ่มประเทศอาเซียน
เพื่อสามารถแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าได้อย่างมีประสิทธิภาพและประหยัดค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าโดยรวม
เพราะทางตอนบนของประเทศไทย เช่น ลาว และพม่า
มีศักยภาพที่จะผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำเป็นจำนวนมาก ส่วนทางตอนใต้ของประเทศไทย เช่น
อินโดนีเซีย และมาเลเซีย ก็มีแหล่งก๊าซธรรมชาติและถ่านหินเป็นจำนวนมากที่จะนำมาผลิตไฟฟ้าได้

นโยบายดังกล่าวจะส่งผลให้ธุรกิจไฟฟ้ามีการแข่งขันมากขึ้น อย่างไรก็ตาม บริษัทผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้ง
SPP และ IPP ที่ดำเนินการอยู่แล้วซึ่งรวมถึงบริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด และบริษัท
ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด
ยังคงได้รับความคุ้มครองตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวที่ทำไว้กับ กฟผ. และลูกค้ารายอื่น ๆ
ทำให้รายได้ของทั้ง 2 บริษัทตลอดอายุโครงการไม่ได้รับผลกระทบจากนโยบายดังกล่าว
ขณะเดียวกัน นโยบายดังกล่าวก็ได้เปิดโอกาสให้ผู้ผลิตที่มีเชื้อเพลิงเป็นของตนเอง
สามารถนำเอาเชื้อเพลิงนั้นมาผลิตเป็นไฟฟ้าขายเข้าสู่ระบบ
ซึ่งเป็นการสร้างตลาดและมูลค่าเพิ่มแก่เชื้อเพลิงนั้น ๆ

[1] ปัจจุบันคือกระทรวงพลังงาน

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

[3] ¹

[4] ¹

[5] โปรดดูการจัดแยกโครงการในหน้าที่ 11 และ 37 และรายละเอียดในหน้าที่ 116

[6] โปรดดูรายละเอียดใน FAS 69 หน้าที่ 118