3. การประกอบธุรกิจ

3.1 ลักษณะของผลิตภัณฑ์

3.1.1 ปิโตรเลียม

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

น้ำมันดิบ (Crude Oil) หมายถึง น้ำมันแร่ดิบและบิทูเมน (Bitumen) ทุกชนิดในสภาพเหลว
ตามธรรมชาติ ซึ่งได้จากบ่อหรือหลุมน้ำมัน รวมทั้งอาจได้ผ่านเครื่องแยกก๊าซออกแล้ว
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
เพื่อดำเนินธุรกิจในการขนส่งก๊าซทางท่อจากโครงการยาดานาและโครงการเยตากุนตามลำดับในสหภาพพม่ามายังชายแดนไทย

3.1.3 บริการท่าเทียบเรือ, คลังเก็บผลิตภัณฑ์และวัสดุ

เป็นการให้บริการแก่บริษัทในเครือฯ บริษัทร่วมทุน และบริษัทที่เป็นลูกค้าจากภายนอก อาทิเช่น
บริษัท เชฟรอน, ฮุนได, เพิร์ลออยล์, และไทยนิปปอนสตีล เป็นต้น
สำหรับการขนสินค้าและผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจปิโตรเลียมผ่านทางท่าเทียบเรือ
และการเก็บอุปกรณ์ที่ใช้ในกระบวนการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ส่วนของท่าเทียบเรือ มีขนาดความยาว 380 เมตร แบ่งเป็น 6 ท่า ความยาวท่าละ 65 เมตร
สามารถ เทียบเรือได้จำนวน 6 ลำพร้อมกัน ท่าเรือสูงจากระดับน้ำทะเล 2.3 เมตร
และมีระดับความลึกหน้าท่า 8 เมตร
มีการติดตั้งถังบรรจุของเหลวและสารเคมีที่ใช้ในการผลิตและขุดเจาะจำพวก H₂S Scavenger,
Barite, Base Oil, Cement
และเป็นท่าเทียบเรือที่ได้รับหนังสือรับรองว่าด้วยการรักษาความปลอดภัยของเรือและท่าเรือระหว่างประเทศ
ซึ่งออกโดยกรมการขนส่งทางน้ำและพาณิชนาวี

ส่วนของคลังเก็บผลิตภัณฑ์และวัสดุ มีพื้นที่ประมาณ 30 ไร่
ใช้จัดเก็บอุปกรณ์ที่ใช้ในการผลิตและขุดเจาะ เช่น ท่อกรุ หัวเจาะ วาล์ว เป็นต้น
มีระบบรักษาความปลอดภัย โดยการติดตั้งกล้องวงจรปิดโดยรอบและมีเจ้าหน้าที่ควบคุมตลอด 24
ชั่วโมง

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 คณะกรรมการปิโตรเลียมเป็น
ผู้พิจารณาคำขอสัมปทาน 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)
เพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตแทนผู้ร่วมทุนอื่นภายใต้การควบคุมของคณะกรรมการจัดการ
(Management Committee) ซึ่งประกอบด้วยตัวแทนจากผู้ร่วมทุนแต่ละราย ทั้งนี้
ผู้ดำเนินการจะเป็นผู้กำหนดแผนการเงิน
ที่จะเรียกเก็บ (Cash Call) จากผู้ร่วมทุนทุกรายเพื่อนำมาใช้จ่ายในโครงการ
ผู้ร่วมทุนจะมีส่วนในการตัดสินใจทางเทคนิคและในทางการเงิน
โดยผ่านตัวแทนของตนในคณะกรรมการจัดการ โดยทั่วไปบริษัทน้ำมันหนึ่ง ๆ
จะมีบทบาทเป็นผู้ดำเนินการ หรือไม่ในแต่ละโครงการย่อมขึ้นอยู่กับเงื่อนไขการลงทุน
ความพร้อม และกลยุทธ์การดำเนินธุรกิจของบริษัทในโครงการนั้น ๆ

3.2.3 ลักษณะการดำเนินงานและการตัดสินใจลงทุน

โดยทั่วไปแล้วก่อนที่บริษัทน้ำมันจะตัดสินใจเข้าลงทุนในการสำรวจปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศนั้น
จะต้องพิจารณาถึงโอกาสที่การสำรวจจะประสบผลสำเร็จ ปัจจัยความเสี่ยงต่าง ๆ
ในการลงทุนอย่างรอบคอบ
โดยจะต้องมีการศึกษาข้อมูลเพื่อวิเคราะห์ศักยภาพของพื้นที่ว่าจะมีปิโตรเลียมสูงเพียงใด
และมีสมรรถนะในเชิงพาณิชย์หรือไม่ ตลอดจนสถิติของอัตราส่วนความสำเร็จ (Success Ratio)
ของการเจาะหลุมสำรวจในพื้นที่ใกล้เคียง และปัจจัยความเสี่ยงต่าง ๆ
ของประเทศที่เราเข้าไปลงทุนด้วย ทั้งนี้
เมื่อเห็นว่าคุ้มค่าต่อการลงทุนในระยะการสำรวจแล้วจึงจะยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม
หรือเข้าร่วมทุนในสัมปทานปิโตรเลียมที่มีการขอไว้แล้ว

เมื่อบริษัทน้ำมันได้รับอนุมัติพื้นที่สัมปทานให้เข้าไปดำเนินการสำรวจแหล่งปิโตรเลียม
และเริ่มงานสำรวจ ซึ่งโดยปกติจะใช้เวลาในการสำรวจขั้นต้นประมาณ 2 – 3 ปี
จนเมื่อพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมก็จะเปรียบเทียบมูลค่าเงินลงทุนที่ต้องใช้ในช่วงการพัฒนาแหล่งผลิตกับมูลค่าการขายปิโตรเลียมตามปริมาณสำรองในส่วนที่คาดว่าจะผลิตขึ้นมาได้
หากพบว่าเป็นการลงทุนพัฒนาที่คุ้มค่าก็จะถือว่าแหล่งปิโตรเลียมนั้นมีศักยภาพในเชิงพาณิชย์
โดยผู้ดำเนินการจะต้องยื่นขออนุมัติให้แหล่งปิโตรเลียมนั้นเป็นพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมและเริ่มทำการผลิตในแหล่งนั้นไปก่อน
ทั้งนี้ผู้ดำเนินการยังคงสามารถทำการสำรวจพื้นที่
ที่เหลือต่อไปได้หากยังอยู่ในระยะเวลาสำรวจตามที่กำหนดในสัมปทาน
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

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
    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 สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม⁴ ตั้งแต่ปี 2514 – 2532
และสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกที่ออกก่อนปี 2525

Thailand II⁵ สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมบนบกทั้งหมด ที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม⁴ ตั้งแต่ปี
2525 – 2532

Thailand III สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงอุตสาหกรรม⁴ ตั้งแต่ปี 2533

Thailand IV สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมที่ออกโดยกระทรวงพลังงาน⁶ ตั้งแต่ปี 2550

___________________________

⁴ ปัจจุบันคือกระทรวงพลังงาน

⁵โดยอาศัยมาตรา 36 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ.2532
ผู้ถือสัมปทานปิโตรเลียมใน Thailand II ได้ขอเปลี่ยนมาอยู่ภายใต้

Thailand III ทั้งหมดแล้ว

⁶พระราชบัญญัติปิโตรเลียม 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 | อัตราก้าวหน้าแบ |
| าค่าภา | ของรายได้จาก  | ของรายได้จาก  | บขั้นบันไดร้อยละ | บขั้นบันไดร้อยละ |
| คหลวง | การขายหรือจำ  | ก            |              |              |
|       | หน่ายปิโตรเลียม | ารขายหรือจำหน | 5 – 15       | 5 – 15       |
|       | ซึ่ง           | ่ายปิโตรเลียมซึ่ง | และถือเป็นค่าใ  | และถือเป็นค่าใ  |
|       | จะสามารถนำมา | จะสามารถนำมา | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ |
|       | เครดิตหักภาษีได้ | เครดิตหักภาษีได้ | นการคำนวณภาษี | นการคำนวณภาษี |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| ภ     | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ | ในปัจจุบันร้อยละ |
| าษีเงิน | 50           | 50           | 50           | 50           |
| ได้ปิโต | ของกำไรสุทธิ   | ของกำไรสุทธิ   | ของกำไรสุทธิ   | ของกำไรสุทธิ   |
| รเลียม | จ            | จ            | จ            | จ            |
|       | ากการประกอบก | ากการประกอบก | ากการประกอบก | ากการประกอบก |
|       | ิจการปิโตรเลียม | ิจการปิโตรเลียม | ิจการปิโตรเลียม | ิจการปิโตรเลียม |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| ผลปร  | -            | ผลประโยชน์ราย | ผลประโย      | ผลประโย      |
| ะโยชน์ |              | ปีและโบนัสรายปี | ชน์ตอบแทนพิเศษ | ชน์ตอบแทนพิเศษ |
|       |              |              |              |              |
| ตอบแท |              |              | โดยถือเป็นค่าใ  | โดยถือเป็นค่าใ  |
| นพิเศษ |              |              | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ | ช้จ่ายที่พึงหักได้ใ |
|       |              |              | นการคำนวณภาษี | นการคำนวณภาษี |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| ระย   | 8 ปี          | 8 ปี          | 6 ปี          | 6 ปี          |
| ะเวลา | แล           | แล           | แล           | แล           |
| สำรวจ | ะขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก | ะขอต่ออายุได้อีก |
|       | 4 ปี          | 4 ปี          | 3 ปี          | 3 ปี          |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+
| ร     | ไม่เกิน 30     | ไม่เกิน 30     | ไม่เกิน 20     | ไม่เกิน 20     |
| ะยะเว | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันสิ้นร  | ปีนับจากวันสิ้นร  |
| ลาผลิต | ะยะเวลาสำรวจ | ะยะเวลาสำรวจ | ะยะเวลาสำรวจ | ะยะเวลาสำรวจ |
|       | และขอต่อ      | และขอต่อ      | และขอต่อ      | และขอต่อ      |
|       | อายุได้อีกไม่เกิน | อายุได้อีกไม่เกิน | อายุได้อีกไม่เกิน | อายุได้อีกไม่เกิน |
|       | 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    | โดยไม่จำกัดจำ  |
|       | ปลงสูงสุดไม่เกิน | ปลงสูงสุดไม่เกิน | ปลงสูงสุดไม่เกิน | นวนแปลงสำรวจ |
|       | 5 แปลงสำรวจ  | 5 แปลงสำรวจ  | 5 แปลงสำรวจ  |              |
+-------+--------------+--------------+--------------+--------------+

3.3 การตลาด

ปตท.สผ. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรวมทั้งสิ้น 42 โครงการ
เป็นโครงการในประเทศจำนวน 15 โครงการ และเป็นโครงการในต่างประเทศจำนวน 27
โครงการ โดยบริษัทมีนโยบายจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ
คอนเดนเสทหรือก๊าซธรรมชาติเหลวซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่เป็นผลผลิตร่วมจากการผลิตก๊าซธรรมชาติ
น้ำมันดิบ รวมทั้งก๊าซแอลพีจีให้แก่ตลาดในประเทศเป็นหลัก
นอกจากนี้การที่บริษัทได้ขยายกิจกรรมการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมไปยังต่างประเทศยังเป็นการสร้างรายได้กลับคืนสู่ประเทศไทยอีกทางหนึ่ง

ในปี 2551 ปตท.สผ. และบริษัทย่อยจำหน่ายปิโตรเลียมรวมทั้งสิ้น 219,314
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 22 จากปี 2550
โดยบริษัทได้เริ่มทำการผลิตก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสทจากโครงการอาทิตย์เมื่อวันที่ 26
มีนาคม 2551 และเริ่มผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติจากโครงการเวียดนาม แปลง 9-2 เมื่อวันที่
25 กรกฎาคม 2551 สรุปปริมาณและรายได้จากการขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในปี 2551 ดังนี้

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

  ก๊าซธรรมชาติ (ล้านลูกบาศก์ฟุต)         332,334             56,685

  คอนเดนเสท (ล้านบาร์เรล)            11.4                35,253

  น้ำมันดิบ (ล้านบาร์เรล)               13                  39,781

  ก๊าซแอลพีจี (เมตริกตัน)               89,650              902
  -------------------------------- ------------------- -------------------

3.3.1 ลักษณะการตลาด

ปตท.สผ.
ทำการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ผลิตได้จากโครงการในประเทศและภูมิภาคใกล้เคียงให้ตลาดในประเทศเป็นหลัก
โดยทำการจำหน่ายให้แก่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ซึ่งเป็นผู้นำเอาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมไปผ่านกระบวนการแยกและผลิตเพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงและวัตถุดิบสำหรับธุรกิจการผลิตไฟฟ้า
ปิโตรเคมี ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม และใช้ในครัวเรือน

สำหรับแหล่งผลิตในต่างประเทศ การจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมจะแตกต่างกันไปใน
แต่ละประเทศ ปัจจุบันบริษัททำการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในต่างประเทศดังนี้

(1) โครงการยาดานาและโครงการเยตากุนในสหภาพพม่า ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากทั้ง 2
    โครงการถูกจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยเป็นหลัก
    และก๊าซธรรมชาติบางส่วนจำหน่ายให้กับสหภาพพม่าเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
    สำหรับคอนเดนเสทจากโครงการเยตากุนจะถูกจำหน่ายเพื่อใช้ในสหภาพพม่า
    และจำหน่ายส่วนที่เหลือในตลาดจรภายในภูมิภาค

(2) โครงการโอมาน 44 ในประเทศโอมาน
    บริษัททำการขายก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ทั้งหมดให้กับรัฐบาลรัฐสุลต่านโอมาน
    ส่วนคอนเดนเสทที่ผลิตได้บริษัทขายให้กับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
    เพื่อนำมาใช้ในประเทศไทย

(3) โครงการเวียดนาม แปลง 9-2 ในประเทศเวียดนาม น้ำมันดิบที่ผลิตได้ถูกขายในตลาดจร
    และก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จะส่งขายให้กับ Vietnam Oil and Gas Group
    ซึ่งเป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจของรัฐบาลเวียดนาม

(4) น้ำมันดิบที่ผลิตได้จากแหล่งผลิตในประเทศ
    เนื่องจากข้อจำกัดในเรื่องคุณภาพของน้ำมันดิบที่ผลิตได้จากแหล่งผลิตบางแหล่งที่ไม่สามารถทำการกลั่นโดยโรงกลั่นในประเทศได้
    จึงต้องทำการขายน้ำมันดิบดังกล่าวในตลาดต่างประเทศ

การซื้อขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมแต่ละชนิดมีความแตกต่างกัน
ทั้งในเรื่องระยะเวลาของสัญญาและโครงสร้างราคา โดยมีรายละเอียดดังนี้

1.  ก๊าซธรรมชาติ

เนื่องจากการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติต้องใช้เงินลงทุนเป็นจำนวนมาก จึงจำเป็น
ต้องมีสัญญาซื้อขายก่อนทำการลงทุน โดยเป็นสัญญาระยะยาว 15-30 ปี และมีการกำหนดราคา
ปริมาณและจุดซื้อขายไว้ในสัญญา
การขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตในประเทศทั้งหมดจะกำหนดจุดส่งมอบที่ปากหลุมผลิต
โดยผู้ซื้อทำการลงทุนวางระบบท่อมารับก๊าซธรรมชาติที่แหล่งผลิต
ส่วนก๊าซธรรมชาติจากสหภาพพม่าที่ส่งมาจำหน่ายยังประเทศไทย จุดส่งมอบอยู่ที่เขตชายแดน
โดยผู้ขายเป็นผู้ลงทุนวางระบบท่อจากแหล่งผลิตมาถึงชายแดน
ราคาที่ใช้ซื้อขายก๊าซธรรมชาติจะอ้างอิงกับราคาน้ำมันเตาและดัชนีเศรษฐกิจเพื่อสะท้อนต้นทุนการผลิตและสามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงอื่นได้ตลอดอายุสัญญา
ส่วนปริมาณซื้อขายถูกกำหนดขึ้นจากปริมาณสำรองที่ทำการประเมิน ณ วันเจรจาสัญญา
ทั้งผู้ซื้อและผู้ขายมีข้อผูกพันที่ต้องทำการซื้อขายตามปริมาณที่กำหนด
ในกรณีที่ผู้ซื้อไม่สามารถรับก๊าซธรรมชาติได้ตามปริมาณในสัญญา
ผู้ขายจะได้รับหลักประกันโดยผู้ซื้อต้องจ่ายเงินให้แก่ผู้ขายครบตามจำนวน
และผู้ซื้อมีสิทธิรับก๊าซธรรมชาตินี้ด้วย free of charge ในปีถัด ๆ ไป (Take-or-Pay)
และหากผู้ขายไม่สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติตามปริมาณที่ผู้ซื้อสั่งในวันใดวันหนึ่งได้
ผู้ซื้อสามารถรักษาสิทธิปรับผู้ขาย
โดยการซื้อก๊าซธรรมชาติปริมาณดังกล่าวด้วยราคาลดลงตามที่กำหนดในแต่ละสัญญา

ในปี 2551 ปตท.สผ.อ. บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.
ซึ่งเป็นผู้ดำเนินการและถือหุ้นทั้งหมดในโครงการสำรวจปิโตรเลียม แปลงเอ็ม 9
ซึ่งตั้งอยู่ในอ่าวเมาะตะมะ สหภาพพม่า ได้ลงนามในสาระสำคัญหลักของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ
(Head of Agreement – HOA) โดยมีสาระสำคัญ ได้แก่ ปริมาณการซื้อขายก๊าซธรรมชาติ 300
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยขายให้ประเทศไทยในอัตรา 240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และขายให้กับประเทศสหภาพพม่า 60 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และราคาก๊าซฯ
จะอ้างอิงกับราคาในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระหว่างพม่ากับไทยที่มีอยู่ในปัจจุบัน

2.  คอนเดนเสทและน้ำมันดิบ

บริษัทจำหน่ายคอนเดนเสทและน้ำมันดิบส่วนใหญ่ให้แก่ตลาดในประเทศในราคาตามภาวะตลาด
โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ซื้อขายในภูมิภาค
โดยมีรูปแบบที่เป็นทั้งสัญญาระยะยาวและสัญญาระยะสั้นและบางส่วนจำหน่ายในตลาดจร

3.  ก๊าซแอลพีจี

บริษัทจำหน่ายก๊าซแอลพีจีจากโครงการเอส 1 ให้แก่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
โดยมีรูปแบบเป็นสัญญาระยะยาว ราคาขายอ้างอิงตามราคาประกาศหน้าโรงกลั่นที่กำหนดโดยรัฐบาล

3.3.2 ภาวะการแข่งขัน

ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีการแข่งขันไม่รุนแรง
ซึ่งเป็นผลมาจากลักษณะของตลาดที่ปริมาณความต้องการใช้มากกว่าปริมาณที่ผลิตได้
และรูปแบบการซื้อขายที่เป็นสัญญาระยะยาว
โดยมีการกำหนดเงื่อนไขเพื่อเป็นการรับประกันตลาดให้กับผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้

จากภาวะเศรษฐกิจชะลอตัวที่เกิดขึ้นและมีแนวโน้มต่อเนื่องไปในปี 2552
ส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้พลังงานของประเทศชะลอตัวตามไปด้วย แต่อย่างไรก็ตาม
การขายผลิตภัณฑ์ส่วนใหญ่ของบริษัทมีสัญญาซึ่งกำหนดปริมาณการซื้อขายไว้
โดยเฉพาะสัญญาก๊าซธรรมชาติที่มีเงื่อนไข Take-or-Pay
ดังนั้นปริมาณการซื้อขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของบริษัทจากโครงการที่ผลิตอยู่ในปัจจุบันจะใกล้เคียงกับที่ซื้อขายในปี
2551

สำหรับภาวะตลาดในระยะปานกลางถึงระยะยาว
ปริมาณความต้องการใช้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมยังคงมีแนวโน้มเติบโตอย่างต่อเนื่อง ปตท.สผ.
มุ่งมั่นที่จะเสาะหาแหล่งพลังงานใหม่ทั้งภายในและต่างประเทศเพื่อเพียงพอกับความต้องการในประเทศที่เพิ่มขึ้น
โดยบริษัทมีแผนพัฒนาโครงการบงกชใต้ในอ่าวไทยและโครงการสำรวจปิโตรเลียม แปลงเอ็ม 9
ในอ่าวเมาะตะมะ ซึ่งคาดว่าจะเริ่มผลิตก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2555-2556
นอกจากนี้บริษัทยังมีแผนสำรวจในอีกมากกว่า 20 โครงการ
โดยหวังให้สามารถสำรวจพบปิโตรเลียมเพื่อนำมาใช้ในประเทศต่อไป

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 ประเภทใหญ่ ๆ 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/หรือ การวิเคราะห์แท่งตัวอย่างหิน
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 2551
ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 201 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 4,770
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 944 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
แต่ยังไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่ได้สำรวจพบในแปลงสำรวจ บี, แปลงสำรวจ 48/95,
แปลงสำรวจ 52/97 และแปลงสำรวจของโครงการพม่า เอ็ม 9
เนื่องจากยังไม่ได้มีการลงนามในการจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Gas Sales Agreement)

3.4.3 ปริมาณการผลิต ของ ปตท.สผ.

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย0 ในปี 2551 คิดเป็น 90.6
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือประมาณ 247,700 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 38,700 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 18
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิต ส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเริ่มผลิตของโครงการเวียดนามแปลง
9-2 และโครงการอาทิตย์

3.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

ในการดำเนินงานด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนั้น
ระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ดีถือเป็นส่วนสำคัญในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่อาจเกิดขึ้นจากกิจกรรมการดำเนินงานของบริษัท
โดยประเด็นด้านสิ่งแวดล้อมหลัก ๆ ในกิจกรรมของบริษัทมีดังต่อไปนี้

(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 มาปรับใช้กับหน่วยปฏิบัติการต่าง
    ๆ ของบริษัท
    โดยระบบดังกล่าวจะเน้นให้การดำเนินงานมีมาตรฐานเทียบเท่าหรือดีกว่าข้อกำหนดของกฎหมาย
    การป้องกันการเกิดมลพิษ การประหยัดพลังงาน
    และการปรับปรุงผลการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมของบริษัทอย่างต่อเนื่อง โดย ปตท.สผ.
    นับเป็นบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแห่งแรกในภาคพื้นเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ที่ได้รับการรับรองนี้

(4) จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ก่อนเริ่มดำเนินโครงการและกิจกรรมต่างๆ
    เพื่อเตรียมหามาตรการป้องกัน แก้ไข ติดตามตรวจสอบ
    และลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นให้น้อยที่สุดทั้งโครงการภายในประเทศและต่างประเทศ

(5) อัดฉีดน้ำที่เกิดจากกระบวนการผลิตกลับลงสู่ชั้นหินกักเก็บใต้ดิน

(6) ติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำทิ้งจากกระบวนการผลิต คุณภาพน้ำทะเล ตะกอนดิน สัตว์
    ผิวดิน 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 2549 ถึงปี 2551
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 2549, 2550 และ 2551 มีค่าเท่ากับ 0.64,
0.07 และ 2.56 ตัน/ล้านตันการผลิตตามลำดับ
ซึ่งจะเห็นว่าอัตราการรั่วไหลของผลิตภัณฑ์ในปีที่ผ่านมามีค่าสูงกว่าในปีก่อนเนื่องจากมีการรั่วไหลของน้ำมันในปีที่ผ่านมามากขึ้น
แต่ยังมีค่าต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของ International Association of Oil and Gas Producers
(OGP)

ทางด้านความปลอดภัย บริษัทมีนโยบายที่ชัดเจนในการดำเนินงานของบริษัท
โดยมุ่งเน้นให้เกิดความสูญเสียน้อยที่สุด
ซึ่งที่ผ่านมาอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานใน 1 ล้านชั่วโมงการทำงาน (Lost
Time Injury Frequency Rate) ของ ปตท.สผ. ในปี 2549, 2550 และ 2551 มีค่าเท่ากับ
0.32, 0.32 และ 1.24 ตามลำดับ จะเห็นได้ว่า ในช่วงปี 2551 ที่ผ่านมา
ปตท.สผ.มีอัตราการเกิดอุบัติเหตุที่ต้องสูญเสียเวลาทำงานสูงขึ้นกว่าปีที่ผ่านมาเนื่องจากมีกิจกรรมการขุดเจาะน้ำมันทั้งในและต่างประเทศมากกว่าปีก่อนค่อนข้างมาก

ในช่วงปีที่ผ่านมา ปตท.สผ.
ได้มีการปรับปรุงระบบเอกสารที่ใช้เป็นมาตรฐานและแนวทางในการบริหารและจัดการด้านความปลอดภัย
ความมั่นคง สุขอนามัย และสิ่งแวดล้อม เพื่อให้สามารถใช้ในการบริหารจัดการในหน่วยงานต่าง ๆ
ของบริษัททั้งภายในประเทศและต่างประเทศให้เป็นมาตรฐานเดียวกัน

อย่างไรก็ตาม เนื่องจากบริษัทมีการขยายการดำเนินงานของบริษัทอย่างต่อเนื่อง
การจัดเตรียมมาตรการด้านความปลอดภัยให้มีความเข้มงวดและครอบคลุมในทุก ๆ
หน่วยปฏิบัติการทั้งในและต่างประเทศจึงเป็นสิ่งที่ ปตท.สผ. ให้ความสำคัญ ในปี 2551 ที่ผ่านมา
บริษัทได้ดำเนินการเพื่อลดอัตราการเกิดอุบัติเหตุให้เหลือน้อยที่สุด
โดยได้จัดให้มีการฝึกอบรมหลักสูตรต่าง ๆ ด้านความปลอดภัย มั่นคง สุขอนามัย และสิ่งแวดล้อม
ให้กับพนักงาน ทั้งในระดับบริหารและระดับปฏิบัติการ เพื่อให้มีความรู้ความเข้าใจ
และสร้างจิตสำนึกเกี่ยวกับการป้องกันอันตราย การป้องกันอุบัติเหตุจากการทำงาน
และวิธีการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัย รวมถึงการแก้ไขในภาวะฉุกเฉินต่าง ๆ
เพื่อให้เกิดความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม (Behavior Based Safety)
รวมทั้งได้มีการจัดนิทรรศการและการประชุมต่างๆสำหรับพนักงานและผู้รับเหมา
เพื่อส่งเสริมจิตสำนึกดังกล่าวในโอกาสต่าง ๆ กันอีกด้วย
และเพื่อเป็นการเน้นให้พนักงานทุกระดับได้เห็นถึงความสำคัญของการปฏิบัติตามมาตรฐานด้านความปลอดภัยในทุกระดับปฏิบัติการ
ได้มีการวางแผนให้มีการเยี่ยมเยียนของผู้บริหารในในพื้นที่ปฏิบัติการต่าง ๆ
บ่อยขึ้นทั้งในประเทศและต่างประเทศในปี 2552 นี้

ในการดำเนินการในช่วง 3 ปีที่ผ่านมา ปตท.สผ.
ได้มีการทุ่มเทงบประมาณลงทุนในโครงการควบคุมดูแลด้านสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินประมาณ 78.7
ล้านบาทในปี 2549 จำนวนเงิน 98.0 ล้านบาท
ในปี 2549 และ 141.7 ล้านบาท ในปี 2551 เพิ่มขึ้นเป็นลำดับ

ในการบริหารจัดการสิ่งแวดล้อมเพื่อการพัฒนาที่ยั่งยืน (Sustainable Development) นั้น
ถึงแม้ว่าประเทศไทยจะไม่ใช่ประเทศในกลุ่ม Annex I
ซึ่งจะต้องทำการลดปริมาณแก๊สเรือนกระจกตามพิธีสารเกียวโต (Kyoto Protocol)
ภายใต้การให้สัตยาบันต่ออนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงภูมิอากาศ (United
Nations Flamework Convention on Climate Change, UNFCCC) แต่ ปตท.สผ.
ยังคงดำเนินการเพื่อสนับสนุนการลดปริมาณการปลดปล่อยแก๊สเรือนกระจกจากกิจกรรมของบริษัท
ทั้งในส่วนที่ต้องผ่านทางกลไกการพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism, CDM)
และโครงการที่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจอยู่แล้วและไม่ต้องดำเนินการผ่านกลไกลดังกล่าวไปพร้อมกัน

ในปีที่ผ่านมา ปตท.สผ. ร่วมกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติในการการนำก๊าซที่ต้องเผาทิ้งของโครงการ
เอส 1 บริเวณฐานผลิตหนองตูม เอ มาใช้เพื่อประโยชน์ของชุมชน
โดยมีการลำเลียงแก๊สที่จะต้องเผาทิ้งไปยังศูนย์กลางผลผลิตทางการเกษตรหนองตูม
เพื่อการผลิตผลิตภัณฑ์ทางการเกษตรของท้องถิ่น เช่น กล้วยทอด เผือกทอด และฟักทองทอดเป็นต้น
โครงการนี้แล้วเสร็จสมบูรณ์เมื่อเดือนตุลาคม 2551
และสามารถนำก๊าซที่จะต้องเผาทิ้งมาใช้ประโยชน์ได้วันละ 0.04 ล้านลูกบาศก์ฟุต
ซึ่งช่วยให้ประชาชนในชุมชนดังกล่าวสามารถประหยัดค่าก๊าซหุงต้มได้หลายล้านบาทและยังเป็นการช่วยลดปริมาณการปลดปล่อยแก๊สเรือนกระจกจากกิจกรรมของบริษัทฯอีกด้วย

นอกจากนี้ ปตท.สผ. ยังได้ดำเนินการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการต่าง ๆ
ในส่วนของสัมปทานการขุดเจาะและผลิตปิโตรเลียมในแหล่งบงกชเพื่อดำเนินการลดแก๊สเรือนกระจกตามกลไกการพัฒนาที่สะอาดต่อไปอีกด้วย
โดยในส่วนของโครงการดังกล่าว ปตท.สผ.
กำลังอยู่ในระหว่างดำเนินการศึกษารายละเอียดของการออกแบบทางวิศวกรรมเพื่อประกอบการพิจารณาดำเนินการโครงการต่อไป