+-----------------------------------------------------------------------+
| 3.  การประกอบธุรกิจของแต่ละธุรกิจ                                          |
+-----------------------------------------------------------------------+

1.  ธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

ณ ปัจจุบัน ปตท. และบริษัทในกลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
เป็นผู้ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจรเพียง
รายเดียวในประเทศ โดยครอบคลุมตั้งแต่การสำรวจและผลิต[1]¹ การจัดหา
การขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ การแยกก๊าซธรรมชาติ และการจัดจำหน่าย โดย ปตท.
เป็นเจ้าของและผู้ดำเนินการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Network)
เพียงรายเดียวในประเทศไทย และเป็นผู้ดำเนินการจัดหา ขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินธุรกิจแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ที่สุดในประเทศไทย

กลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ประกอบด้วยหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งเป็นหน่วยงานภายในของ ปตท. และ
บริษัทในกลุ่มที่ประกอบกิจการเกี่ยวเนื่องกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติ โดยหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติของ
ปตท. แบ่งออกเป็น 4 หน่วยธุรกิจย่อย ได้แก่

(1) หน่วยธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
    รับผิดชอบจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติ
    ทั้งในประเทศและต่างประเทศเพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายใหญ่

(2) หน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) รับผิดชอบดำเนินการ
    บำรุงรักษา และพัฒนาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

(3) หน่วยธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ รับผิดชอบดำเนินการและพัฒนาธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
    ซึ่งในปัจจุบันมีจำนวนทั้งสิ้น 4 โรง

(4) หน่วยธุรกิจท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
    รับผิดชอบดำเนินการและพัฒนาระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นท่อย่อยที่ต่อเชื่อมจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
    (Transmission Pipeline) ไปยังลูกค้าอุตสาหกรรม
    เพื่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมต่างๆ

ในปี 2545 ปตท. มีรายได้จากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ก๊าซรวม 119,334.8 ล้านบาท
และมีรายได้จากการจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้กับผู้บริโภคผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันอีก 21,310.4
ล้านบาท (รวมเงินชดเชยกองทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว)

นอกเหนือจากหน่วยธุรกิจที่กล่าวข้างต้น ปตท.
ยังมีบริษัทในกลุ่มที่มีบทบาทสำคัญและช่วยส่งเสริมให้กลุ่ม ปตท.
ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร ดังนี้

(1) บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (“ปตท. สผ.”)
    เป็นผู้ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
    และเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดยมี ปตท. เป็นผู้ถือหุ้น
    รายใหญ่ในสัดส่วนร้อยละ 62.84 ของทุนที่ออกและเรียกชำระแล้ว

(2) บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ Tractebel
    S.A. แห่งประเทศเบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
    เพื่อดำเนินธุรกิจระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานคร
    และปริมณฑล ปัจจุบัน ปตท. ถือหุ้นในบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
    ในสัดส่วนร้อยละ 49 ของทุนที่เรียกชำระแล้ว

(3) บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans Thai-Malaysia
    (Malaysia) Sdn. Bhd.
    ซึ่งตั้งอยู่ในประเทศไทยและประเทศมาเลเซียตามลำดับ โดย ปตท. และ Petroliam
    Nasional Berhad (“Petronas”) บริษัทน้ำมันแห่งประเทศมาเลเซีย
    ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50 เท่ากัน ทั้งนี้ บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย)
    จำกัด
    จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อที่ได้จากแหล่งพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย
    (Malaysia-Thailand Joint Development Area หรือ เจดีเอ)
    มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย และไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย
    รวมทั้งให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติ และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)
    ทางท่อไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ส่วน Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn.
    Bhd. จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)
    ทางท่อจากชายแดนไทย-มาเลเซีย ไปใช้ประโยชน์ในประเทศมาเลเซีย

แผนภาพต่อไปนี้แสดงการประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท.

  -----------------------------------------------------------------------
  []

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

รายละเอียดการประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท. แบ่งได้เป็น 6 ส่วน ดังต่อไปนี้

1.  การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

2.  ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

3.  โรงแยกก๊าซธรรมชาติ

4.  การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

5.  ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

6.  การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

3.1.1 การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
อยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย ปตท.
เป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งปัจจุบันมีอยู่ทั้งสิ้น 9
ฉบับ แบ่งเป็นสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติในประเทศจำนวน 7 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล 1 (ซึ่งรวมถึงแหล่งเอราวัณ) สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล
2-3[2]¹ สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกช แหล่งไพลิน แหล่งทานตะวัน/เบญจมาศ
แหล่งน้ำพอง และแหล่งเจดีเอ[3]² และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างประเทศอีกจำนวน 2
ฉบับ ได้แก่ แหล่งยาดานา และแหล่งเยตากุน ในสหภาพเมียนมาร์ ทั้งนี้
การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ส่วนใหญ่จะมาจากแหล่ง/แปลงสัมปทานก๊าซธรรมชาติในประเทศ
โดยมีปริมาณและสัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2543-2545 เป็นดังนี้

+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| แหล่ง/แป       | ปี 2543 |       | ปี 2544 |        | ปี 2545 |       |
| ลงสัมปทาน^(/1) |        |       |        |        |        |       |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
|               | ล้าน    | ร้อยละ | ล้าน    | ร้อยละ  | ล้าน    | ร้อยละ |
|               | ลบ     |       | ลบ     |        | ลบ     |       |
|               | .ฟุต/วัน |       | .ฟุต/วัน |        | .ฟุต/วัน |       |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| ในประเทศ      |        |       |        |        |        |       |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| - ยูโนแคล^(/2) | 910    | 46.1  | 853    | 37.2   | 830    | 33.3  |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| - บงกช        | 515    | 26.1  | 549    | 23.9   | 530    | 21.3  |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| - ไพลิน        | 169    | 8.6   | 149    | 6.5    | 235    | 9.4   |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| -             | 163    | 8.3   | 187    | 8.2    | 225    | 9.0   |
| ทา            |        |       |        |        |        |       |
| นตะวัน/เบญจมาศ |        |       |        |        |        |       |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| - น้ำพอง       | 69     | 3.5   | 58     | 2.5    | 56     | 2.2   |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
|   รวมกา       | 1,826  | 92.6  | 1,796  | 78.3   | 1,876  | 75.2  |
| รจัดหาในประเทศ |        |       |        |        |        |       |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| ต่างประเทศ     |        |       |        |        |        |       |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| - ยาดานา      | 110    | 5.6   | 379    | 16.5   | 418    | 16.8  |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| - เยตากุน      | 36     | 1.8   | 119    | 5.2    | 200    | 8.0   |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
|   รวมการจัดห   | 146    | 7.4   | 498    | 21.7   | 618    | 24.8  |
| าจากต่างประเทศ |        |       |        |        |        |       |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| รว            | 1,972  | 100.0 | 2,294  | 100.0  | 2,494  | 100.0 |
| มการจัดหาทั้งหมด |        |       |        |        |        |       |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+
| ราคาซื้อก       | 95.2   |       | 122.5  |        | 120.6  |       |
| ๊าซธรรมชาติเฉลี่ย |        |       |        |        |        |       |
|               |        |       |        |        |        |       |
| (บาท/ล้านบีทียู)  |        |       |        |        |        |       |
+---------------+--------+-------+--------+--------+--------+-------+

หมายเหตุ : ปริมาณก๊าซธรรมชาติคำนวณ ณ ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต

^(/1) ไม่รวมการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ เนื่องจากยังไม่ได้ดำเนินการผลิต

^(/2) รวมแหล่ง/แปลงสัมปทานภายใต้สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล 1 และยูโนแคล 2-3

เงื่อนไขหลักของสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติ

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และผู้ขายก๊าซธรรมชาติ มีอายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี โดย
คู่สัญญาตกลงที่จะซื้อและขายก๊าซธรรมชาติกัน ณ จุดส่งมอบตามสัญญา เช่น ปากหลุม
หรือจุดส่งมอบอื่นๆ แล้วแต่สัญญากำหนดในปริมาณ คุณภาพ และความดัน ตามที่ได้ตกลงกันไว้

ผู้ขายก๊าซธรรมชาติมีหน้าที่จัดเตรียมความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อให้ ปตท.
สามารถเรียกรับก๊าซธรรมชาติสูงสุดได้ถึงร้อยละ 115 ของปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายวัน
(Contractual Delivery Capacity หรือ “CDC”) ในขณะที่ ปตท.
จะต้องรับก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายวัน (Daily Contracted
Quantity หรือ DCQ) อีกทั้ง ปตท. ยังมีสิทธิซื้อก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่เกินกว่า CDC
ที่กำหนดไว้ในสัญญาได้ หากผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถผลิตและส่งมอบได้

อย่างไรก็ตาม หากในปีสัญญาใด ปตท.
ไม่สามารถรับก๊าซธรรมชาติตามปริมาณขั้นต่ำได้ครบตามที่กำหนดสำหรับปีสัญญานั้น (Annual
Contracted Quantity หรือ ACQ) ปตท. จะต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่มิได้รับ
(Take-or-Pay) โดยมีสิทธิรับก๊าซธรรมชาติสำหรับปริมาณที่ได้ชำระไปแล้วในปีต่อๆ ไป
โดยไม่มีกำหนดเวลา และไม่ต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติในส่วนนั้นอีก (Make-Up) ทั้งนี้ ในปีที่
ปตท. จะใช้สิทธิในการรับก๊าซธรรมชาติสำหรับปริมาณที่ได้ชำระไปแล้วดังกล่าว ปตท.
จะต้องรับซื้อก๊าซธรรมชาติให้ได้ครบตามปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำตามสัญญาสำหรับปีนั้นๆ ก่อน
ในทางกลับกัน กรณีที่ ปตท. ซื้อก๊าซธรรมชาติเกินกว่าปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำของปีสัญญาใดๆ
ปตท. จะสามารถนำปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนเกินนั้นแต่ไม่รวมส่วนที่เกินกว่า CDC ตามสัญญา
(Carry-Forward) ไปหักลดปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำในปีสัญญาต่อๆ
ไปได้ในปริมาณไม่เกินร้อยละ 15 หรือร้อยละ 20 แล้วแต่สัญญา
ของปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำในปีสัญญาดังกล่าว
โดยสิทธิดังกล่าวในปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนเกินนั้นๆ จะสิ้นสุดภายในระยะเวลา 5 ปี
นับจากปีที่เกิดก๊าซ Carry-Forward

ในกรณีที่ผู้ขายก๊าซธรรมชาติไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติให้กับ ปตท. ได้ครบตามปริมาณที่ ปตท.
เรียกรับจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติในแต่ละวัน (Shortfall) ปตท.
จะชำระค่าก๊าซธรรมชาติตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่รับจริง โดยมีสิทธิได้รับส่วนลดร้อยละ 25
สำหรับราคาของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ขาดส่ง ในเดือนนั้น หรือเดือนถัดไป หรือปีถัดไป
แล้วแต่สัญญา ทั้งนี้ เมื่อสิ้นปีสัญญา ปตท.
สามารถนำปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ผู้ขายก๊าซธรรมชาติขาดส่งไปลดปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายปีของ
ปตท. ได้

สำหรับการรับก๊าซฯจากแหล่งยาดานาและเยตากุน
เนื่องจากเกิดความล่าช้าในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรี
ทำให้โรงไฟฟ้าราชบุรีไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2541 และการลงนามในสัญญา
Ratchaburi Master Gas Sales Agreement กับ กฟผ. ล่าช้าออกไปเป็นเดือนตุลาคม 2543
ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่ลดลงเนื่องจากเกิดความตกต่ำทางเศรษฐกิจ
รวมทั้งความล่าช้าในการก่อสร้างโครงการท่อส่งก๊าซราชบุรี-วังน้อย ส่งผลให้ ปตท.
ชำระค่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนตามเงื่อนไขแบบ Take-or-Pay
ที่เกิดขึ้นตั้งแต่ปี 2541 จนถึงปี 2544 เป็นจำนวนเงินรวม 36,265.8 ล้านบาท ทั้งนี้
มติคณะรัฐมนตรีในเดือนกรกฎาคม 2543 กำหนดให้จัดสรรภาระค่าดอกเบี้ยที่เกิดจากภาระ Take
or Pay ให้หน่วยงานต่างๆร่วมรับผิดชอบ โดย ปตท. รับภาระร้อยละ 11.4 กฟผ.
รับภาระร้อยละ 12.8 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 75.8 ลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจะเป็นผู้รับภาระ
อย่างไรก็ตาม ปตท.
สามารถรับก๊าซธรรมชาติได้ครบตามปริมาณซื้อขั้นต่ำตามสัญญาจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ภายในปี
2544 และปี 2545 ตามลำดับ โดยทั้งนี้ ปตท.
สามารถรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาได้เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำที่ต้องรับ (Make-up)
มีผลให้เงินจ่ายล่วงหน้าค่าซื้อก๊าซธรรมชาติในปี 2541 ลดลงเป็นจำนวนสะสมรวม 1,697.3
ล้านบาท ดังนั้น ยอดเงินจ่ายล่วงหน้าค่าซื้อก๊าซธรรมชาติ จึงมียอดสุทธิ 34,568.5 ล้านบาท
ดังปรากฎอยู่ในงบดุลของ ปตท. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545

สำหรับราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่กำหนดในสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดราคาฐานเริ่มต้น
(Initial Base Price) ซึ่งเป็นราคาคงที่
โดยจะมีสูตรปรับราคาซึ่งกำหนดสูตรราคาสูงสุดและราคาต่ำสุด
เพื่อคุ้มครองผู้ซื้อและผู้ขายก๊าซธรรมชาติ โดยสูตรปรับราคาก๊าซธรรมชาติ
จะประกอบด้วยปัจจัยต่อไปนี้ คือ ราคาน้ำมันเตากำมะถันปานกลางในตลาดสิงคโปร์
อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศ และดัชนีทางเศรษฐกิจต่างๆ เช่น
ดัชนีราคาขายส่งของประเทศไทย และดัชนีราคาผู้ผลิตของสหรัฐอเมริกาสำหรับธุรกิจน้ำมันและก๊าซ
เป็นต้น ทั้งนี้ ระยะเวลาในการปรับราคาซื้อขายก๊าซ
ธรรมชาติดังกล่าวจะแตกต่างกันไปในแต่ละสัญญา กล่าวคือ ทุก 12 เดือน 6 เดือน 3 เดือน หรือ
1 เดือน แล้วแต่สัญญา ราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาตินี้จะส่งผ่าน (Pass through)
ไปให้กับลูกค้าในกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าซึ่งซื้อก๊าซธรรมชาติจาก ปตท.
ซึ่งเป็นกลุ่มลูกค้าหลักตามสูตรราคาในสัญญาขายก๊าซธรรมชาติ ส่งผลให้ความเสี่ยงของ ปตท.
จากการเปลี่ยนแปลงของราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติอยู่ในระดับที่ค่อนข้างต่ำ

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติทุกสัญญามีข้อกำหนดเรื่องเหตุสุดวิสัยซึ่งเป็นกรณีที่ ปตท.
หรือผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถยกเป็นเหตุในการที่ไม่สามารถปฏิบัติหน้าที่ตามสัญญาได้
ซึ่งเหตุสุดวิสัยที่กำหนดในสัญญาดังกล่าวหมายรวมถึงเหตุการณ์ใดๆ
ที่เกิดขึ้นโดยคู่สัญญาไม่สามารถควบคุมได้ นอกจากนี้
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติบางฉบับได้กำหนดให้กรณีที่ ปตท.
ไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติได้อันเนื่องจากมีเหตุสุดวิสัยเกิดขึ้นกับลูกค้าของ ปตท.
จนเป็นเหตุให้ลูกค้าดังกล่าว
ไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก ปตท. ได้ ซึ่งในการนี้ ปตท.
จะอ้างเหตุสุดวิสัยดังกล่าวได้ต่อเมื่อ ปตท.
จะต้องลดปริมาณรับก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติที่เกี่ยวข้องทุกรายลงตามสัดส่วนการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติที่ลดลง

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจะสิ้นสุดลงเมื่อเกิดเหตุการณ์ใดเหตุการณ์หนึ่งดังต่อไปนี้ (1)
สิ้นสุดระยะเวลาตามที่กำหนดในสัญญา หรือ (2) เมื่อระยะเวลาตามสัมปทานสิ้นสุดลง
(เฉพาะกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศ) หรือ (3)
เมื่อปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในแหล่งดังกล่าวหมดลง

3.1.2 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

เมื่อผู้ขายก๊าซธรรมชาติได้ส่งมอบก๊าซธรรมชาติให้กับ ปตท. ที่จุดส่งมอบแล้ว
ก๊าซธรรมชาติทั้งหมดจะถูกส่งไปยังลูกค้าต่างๆ โดยผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทั้งนี้
การดำเนินงาน และการบำรุงรักษาระบบท่อส่งก๊าซ
ธรรมชาติ จะอยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ปัจจุบัน ณ สิ้น ธันวาคม 2545 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) ของ
ปตท. มีความยาวรวมประมาณ 2,400 กิโลเมตร ซึ่งประกอบด้วยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก
ความยาวประมาณ 1,031 กิโลเมตร และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล ความยาวประมาณ
1,369 กิโลเมตร (ไม่รวมระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ/Distribution Pipeline
อีกประมาณ 300 กิโลเมตร) โดยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
จะต่อเชื่อมแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างๆ ในอ่าวไทย
และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุน สหภาพเมียนมาร์
ที่ชายแดนไทย-สหภาพเมียนมาร์ เข้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และลูกค้าอุตสาหกรรม
ภายในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ยังประกอบด้วย
หน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point Control Unit)
และอุปกรณ์รวมก๊าซธรรมชาติ (Common Header)
ซึ่งเป็นกระบวนการเพื่อควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆในอ่าวไทยให้มีค่าความร้อนคงที่เป็นหนึ่งเดียวและมีคุณภาพเดียวกันทั้งระบบ

  ข้อมูลเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเฉพาะระบบที่สำคัญ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 เป็นดังนี้

+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ระบ             | คว | ข | ความสา | ป  | รายละเอียด                  |
| บท่อส่งก๊าซธรรมชาติ | าม | น | มารถสูง | ีที่เ |                            |
|                 | ยา | า | สุดในกา | ริ่ม |                            |
|                 | วร | ด | รส่งก๊าซ |    |                            |
|                 | วม | ท | ธรรมชา |    |                            |
|                 |    | ่อ | ติ^(/1) |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
|                 | (  | ( | (ล้าน   | ดำ |                            |
|                 | กิโ | น | ลบ.    | เน |                            |
|                 | ลเ | ิ้ว | ฟุต/วัน) | ินง |                            |
|                 | มต | ) |        | าน |                            |
|                 | ร) |   |        |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ระบบท่อส่งก       |    |   |        |    |                            |
| ๊าซธรรมชาติในทะเล |    |   |        |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| เอราวัณ-โรงแย    | 4  | 3 | 765    | 25 | เป                         |
| กก๊าซธรรมชาติระยอ | 15 | 4 |        | 24 | ็นระบบท่อจากแท่นเอราวัณในอ่าวไท |
| ง (ท่อสายประธาน) |    |   |        |    | ยไปยังโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                 |    |   |        |    | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| แหล่งบงกช-เอราว  | 1  | 3 | 635    | 25 | เป็นระบบท่อจากแหล่งบง         |
| ัณ (ท่อสายประธาน) | 71 | 2 |        | 39 | กชในอ่าวไทยที่เชื่อมกับแท่นเอราวัณ |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| เอราวัณ-โรงแยก   | 4  | 3 | 955    | 2  | เป็นระบบท่อคู่ขนานจากแท่นเอราว  |
| ก๊าซธรรมชาติระยอง | 18 | 6 |        | 53 | ัณไปยังโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อคู่ขนาน)       |    |   |        | 9- | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
|                 |    |   |        | 25 |                            |
|                 |    |   |        | 40 |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| เอร             | 1  | 2 | 210    | 25 | เป็นระบบท่อจ                 |
| าวัณ-โรงไฟฟ้าขนอม | 61 | 4 |        | 39 | ากแท่นเอราวัณไปยังโรงไฟฟ้าขนอม |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดนครศรีธรรมราช          |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ระบบท่อส         |    |   |        |    |                            |
| ่งก๊าซธรรมชาติบนบก |    |   |        |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| โรงแยก          | 1  | 2 | 500    | 25 | เป็นระบบ                    |
| ก๊าซธรรมชาติระยอง | 04 | 8 |        | 24 | ท่อจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| -โรงไฟฟ้าบางปะกง |    |   |        |    | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรง                    |
|   (ท่อสายประธาน) |    |   |        |    | ไฟฟ้าบางปะกง จังหวัดฉะเชิงเทรา |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| โรงไฟฟ้าบางปะกง- | 57 | 2 | n.a.   | 25 | เป็นระบบท่อจากโรงไฟฟ้าบางปะกง |
| โรงไฟฟ้าพระนครใต้ |    | 8 | ^(/2)  | 24 | จังหวัดฉะเชิงเทรา             |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครใต้        |
|   (ท่อสายประธาน) |    |   |        |    | จังหวัดสมุทรปราการ            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| บางพลี-สระบุรี     | 99 | 2 | 280    | 25 | เป็นระบบท่อจากอำเภอบางพลี     |
| (ท่อสายประธาน)   |    | 4 |        | 24 | จังหวัดสมุทรปราการ            |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงปูนซิเมนต์ของ บมจ. ปูน  |
|                 |    |   |        |    | ซิเมนต์ไทย ที่อำเภอท่าหลวง      |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดสระบุรี                 |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| แหล่งน้ำพ         | 3  | 1 | 140    | 25 | เป็นระบบท่อจากแหล่งน้ำพอง      |
| อง-โรงไฟฟ้าน้ำพอง | .5 | 6 |        | 33 | ไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง           |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดขอนแก่น                |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| โรงแยก          | 1  | 2 | 600    | 25 | เป็นระบบท่อคู่ขน               |
| ก๊าซธรรมชาติระยอง | 05 | 8 |        | 39 | านจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| -โรงไฟฟ้าบางปะกง |    |   |        |    | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง         |
|   (ท่อคู่ขนาน)     |    |   |        |    | จังหวัดฉะเชิงเทรา             |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| บางปะ           | 1  | 3 | 860    | 25 | เป็นระบบท่อคู่ข                |
| กง-โรงไฟฟ้าวังน้อย | 00 | 6 |        | 39 | นานจากสถานีเพิ่มความดันบางปะกง |
| (ท่อคู่ขนาน)       |    |   |        |    | จังหวัดฉะเชิงเทรา ไปยังโรงไฟฟ้า |
|                 |    |   |        |    | วังน้อย จังหวัดพระนครศรีอยุธยา   |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ท่อส่ง            | 2  | 4 | 1,100  | 25 | เ                          |
| ก๊าซธรรมชาติจากชา | 38 | 2 |        | 41 | ป็นระบบท่อจากจุดรับมอบก๊าซธรรมช |
| ยแตนไทยและสหภาพ |    |   |        |    | าติชายแดนไทยและสหภาพเมียนมาร์ |
| เมียนม           |    |   |        |    | ที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี      |
| าร์-โรงไฟฟ้าราชบุรี |    |   |        |    | เพื่อนำก๊าซธรรมชา             |
|                 |    |   |        |    | ติจากโครงการยาดานาและเยตากุน |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงไฟฟ้าราชบุรี           |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดราชบุรี                 |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ราชบุรี-วังน้อย     | 1  | 3 | 330    | 25 | เป็นร                       |
|                 | 54 | 0 |        | 43 | ะบบท่อที่เชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซธรร |
|                 |    |   |        |    | มชาติบริเวณสถานีวัดปริมาณก๊าซธรร |
|                 |    |   |        |    | มชาติราชบุรีเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธ |
|                 |    |   |        |    | รรมชาติบางปะกง-โรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                 |    |   |        |    | (ท่อคู่ขนาน)                  |
|                 |    |   |        |    | ท                          |
|                 |    |   |        |    | ี่สถานีวัดปริมาณก๊าซธรรมชาติวังน้อย |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+

  ^(/1) ความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นความสามารถเฉพาะของท่อแต่ละเส้นเท่านั้น
  และขึ้นอยุ่กับองค์ประกอบของก๊าซธรรมชาติ

  ^(/2) ไม่สามารถระบุความสามารถสูงสุดในการส่งก๊าซธรรมชาติได้
  เนื่องจากมีการส่งก๊าซธรรมชาติทั้งไปและย้อนกลับ (Reverse Flow)

  -----------------------------------------------------------------------
  []+*แผนที่แสดงแหล่งสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

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

3.  โรงแยกก๊าซธรรมชาติ

นอกจาก ปตท.จะจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าโดยตรงแล้ว ปตท.
ได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
เพื่อเพิ่มมูลค่าให้กับก๊าซธรรมชาติและก่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยการแยกสารประกอบไฮโดรคาร์บอนชนิดต่างๆ
ซึ่งเป็นองค์ประกอบที่สำคัญในก๊าซธรรมชาติ ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ประกอบด้วย ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม และก๊าซโซลีนธรรมชาติ
นอกจากนี้ ยังมี
ผลพลอยได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติ คือ ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
ซึ่งสามารถนำไปใช้ประโยชน์ในอุตสาหกรรมต่างๆได้ ทั้งนี้
ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติและวัตถุประสงค์ในการนำไปใช้แสดงตามตารางข้างล่างนี้

  ----------------- -----------------------------------------------------
  ผลิตภัณฑ์            วัตถุประสงค์ในการนำไปใช้

  ก๊าซอีเทน           เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซโพรเพน         เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว   เป็นเชื้อเพลิงในครัวเรือน ยานพาหนะ และโรงงานอุตสาหกรรม
  (ก๊าซหุงต้ม)         และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ    เป็นวัตถุดิบสำหรับป้อนเข้าโรงกลั่นน้ำมันเพื่อผลิตน้ำมันสำเร็จรูป
                    และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น
  ----------------- -----------------------------------------------------

ปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้ประกอบการธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ในประเทศไทย โดย ณ วันที่
31 ธันวาคม 2545 ปตท. มีโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้งสิ้น 4 โรง
มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้สูงสุด 1,180 ล้านลูกบาศก์ฟุต
ต่อวัน โดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 2 และ 3 ตั้งอยู่ที่ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมือง
จังหวัดระยอง มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้ 350 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน 250
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ 350 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ตามลำดับ และโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 ตั้งอยู่ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช
มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้ 230 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ สำหรับงวดสิ้นสุดวันที่ 31
ธันวาคม 2545 โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 2 และ 3
ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ 103.53 ร้อยละ 105.20 และร้อยละ
103.79 ตามลำดับ ซึ่งเกินกว่าความสามารถสูงสุดที่ได้ออกแบบไว้
สำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ
71.28
เนื่องจากความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอมในปัจจุบันไม่สามารถรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่
4 เมื่อมีการผลิตเต็มที่ได้ ซึ่งหากความต้องการก๊าซธรรมชาติในอนาคตสูงขึ้น
โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 จะสามารถเพิ่มการผลิตได้

สัดส่วนของผลิตภัณฑ์ต่างๆ ที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2543-2545
เป็นดังนี้

  --------------------------- ---------------- --------------- ----------------
  ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ   ปี 2543           ปี 2544          ปี 2545

  ก๊าซอีเทน (ตัน)                487,402          542,549         491,413

  ก๊าซโพรเพน (ตัน)              185,292          206,489         177,887

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)   1,281,277        1,396,144       1,475,410
  (ตัน)                                                         

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ ^(/1)        3,164,963        3,678,372       3,942,281
  (บาร์เรล)                                                     
  --------------------------- ---------------- --------------- ----------------

  ที่มา : ปตท.

^(/1) รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
Control Unit)

3.1.4 การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

ปตท. จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า ได้แก่ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิต
ไฟฟ้ารายเล็กและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ(Transmission
Pipeline) และท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline) นอกจากนี้ ปตท.
ยังได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
โดยผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะถูกจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มต่างๆ
(รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.) ในช่วงปี 2543-2545
มีรายละเอียดดังนี้

  ----------------------- ----------- -------- ----------- -------- ----------- ----------
  กลุ่มลูกค้า                 ปี 2543               ปี 2544               ปี 2545      

                          ล้าน         ร้อยละ    ล้าน         ร้อยละ    ล้าน         ร้อยละ
                          ล.บ.ฟุต/วัน            ล.บ.ฟุต/วัน            ล.บ.ฟุต/วัน   

  1. กฟผ.                 1,099       56.3     1,069       46.7     1,074       43.4

  2. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ         105         5.4      360         15.7     486         19.6

  3. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก       305         15.6     349         15.2     375         15.2

  4. ลูกค้าอุตสาหกรรม^(/1)   153         7.8      177         7.7      198         8.0

  5.                      292         14.9     336         14.7     342         13.8
  โรงแยกก๊าซธรรมชาติ^(/2)                                                         

  รวม                     1,954       100.0    2,291       100.0    2,475       100.0
  ----------------------- ----------- -------- ----------- -------- ----------- ----------

  ที่มา : ปตท.

  หมายเหตุ : ปริมาณก๊าซธรรมชาติคำนวณ ณ ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต
  และคำนวณโดยใช้จำนวนวันตามปีปฏิทิน

  ^(/1) รวมก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้กับบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด

  ^(/2)
  ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ถูกแยกเป็นผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติซึ่งได้แก่
  ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม และก๊าซโซลีนธรรมชาติ
  เพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้าต่อไป และผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจะจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
  โดยไม่รวมปริมาณก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew
  Point Control Unit) จำนวน 15.7, 15.9 และ 18.9 ล้าน ล.บ.ฟุต/วัน ในปี
  2543-2545 ตามลำดับ

โดยทั่วไป โครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าจะประกอบด้วย 2
ส่วนหลัก ได้แก่ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อ รายละเอียด ดังนี้

(1) ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ

  ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ คือ ผลรวมของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท.
  รับซื้อจากผู้ขายก๊าซ
  ธรรมชาติและค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

  สำหรับค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติซึ่งครอบคลุมค่าใช้จ่ายและความเสี่ยงใน
  การดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติและการตลาดนั้นจะมีอัตราแตกต่างกันขึ้นอยู่กับประเภทของลูกค้าผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติ
  ปัจจุบัน ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับ กฟผ.
  และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระเท่ากับร้อยละ 1.75 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท.
  รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ค่าตอบแทนที่คิดจาก กฟผ.
  และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระดังกล่าวจะต้องไม่เกิน 2.15 บาท/ล้านบีทียู
  ส่วนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กซึ่งซื้อก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่ต่ำกว่าลูกค้าสองกลุ่มแรกนั้น ปตท.
  จะคิดค่าตอบแทนดังกล่าวในอัตราร้อยละ 9.33 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท.
  รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง/แปลงสัมปทานต่างๆ ทั้งนี้
  ค่าตอบแทนที่คิดจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กดังกล่าวจะต้องไม่เกิน 11.48 บาท/ล้านบีทียู

(2) อัตราค่าผ่านท่อ

  อัตราค่าผ่านท่อประกอบด้วย 2 ส่วน โดยส่วนแรกได้แก่ ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (“Demand
  Charge”) ซึ่งคำนวณจากต้นทุนการลงทุนและค่าใช้จ่ายคงที่ในการดำเนินการ
  โดยกำหนดให้มีอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนในส่วนทุนของผู้ถือหุ้น (Internal Rate of Return
  on Equity) สำหรับระบบท่อปัจจุบันเท่ากับร้อยละ 18 และส่วนที่สองได้แก่
  ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (“Commodity Charge”)
  ซึ่งคำนวณจากต้นทุนการให้บริการผันแปร (Variable Cost)
  ของการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ

  ในการกำหนดอัตราค่าผ่านท่อสำหรับการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าแต่ละรายนั้นขึ้นอยู่กับพื้นที่การใช้ก๊าซธรรมชาติของลูกค้า
  ดังนี้

-   โซน 1 พื้นที่ในทะเล (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง)

-   โซน 2 พื้นที่นอกชายฝั่งขนอม (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม)

-   โซน 3 พื้นที่บนบก (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก)

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge เป็นดังนี้

  หน่วย : บาท/ล้านบีทียู

+----+----------------------------------------------+------------------+
| โ  | ระบบท่อ                                       | อัตร              |
| ซน |                                              | าค่าผ่านท่อในส่วนของ |
|    |                                              |                  |
|    |                                              | Demand Charge    |
+----+----------------------------------------------+------------------+
| 1  | พื้นที่ในทะเล (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง) | 7.9365           |
+----+----------------------------------------------+------------------+
| 2  | พื้นที่นอกชายฝั่งขนอม                              | 14.2177          |
|    | (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม)            |                  |
+----+----------------------------------------------+------------------+
| 3  | พื้นที่บนบก (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก)             | 11.4664          |
+----+----------------------------------------------+------------------+

  ทั้งนี้ กลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าส่วนใหญ่ซึ่งรับก๊าซธรรมชาติจาก ปตท. จะอยู่ในเขตพื้นที่โซน 3
  ซึ่งต้องรับภาระค่าผ่านท่อเท่ากับผลรวมของอัตราสำหรับพื้นที่โซน 1 และอัตราสำหรับพื้นที่โซน 3
  ซึ่งปัจจุบัน อัตราค่าผ่านท่อ
  ในส่วนของ Demand Charge สำหรับลูกค้าในเขตพื้นที่โซน 3 เท่ากับ 19.4029
  บาทต่อล้านบีทียู

  ผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติในส่วนของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระจะต้องชำระค่าผ่านท่อในส่วนของ
  Demand Charge
  ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติตามที่กำหนดในสัญญาแม้จะซื้อก๊าซธรรมชาติสูงหรือต่ำกว่าปริมาณดังกล่าว
  ก็ตาม ส่วนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจะชำระค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge
  ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่รับจริง ทั้งนี้ ต้องไม่ต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำตามที่กำหนดในปีสัญญานั้นๆ
  นอกจากนี้ ยังได้กำหนดให้มีการปรับเปลี่ยนอัตราค่าผ่านท่อเป็นระยะ (Periodic
  Adjustment) โดยสามารถทบทวนการคำนวณอัตราค่าผ่านท่อทุก 5 ปี
  หรือในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญเพื่อดำรงไว้ซึ่งอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนในส่วนทุนของผู้ถือหุ้นตามที่ได้รับอนุมัติ
  นอกจากนี้ ในทุกๆ ปี อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge
  สามารถปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) อีกด้วย ปัจจุบัน
  อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge กำหนดไว้เท่ากับ 0.3434 บาทต่อล้านบีทียู
  โดยมีผลตั้งแต่เดือนตุลาคม 2544 เป็นต้นมา

สำหรับโครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมจะแตกต่างจากโครงสร้างราคาจำหน่าย
ก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า กล่าวคือ ประกอบด้วย 2 ส่วนหลัก ได้แก่
ค่าก๊าซธรรมชาติตามปริมาณ
ก๊าซธรรมชาติที่ใช้จริงในแต่ละเดือน และค่าใช้ท่อตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้แจ้งไว้กับ ปตท.
เป็นการล่วงหน้า (Capacity Charge) ทั้งนี้
ค่าก๊าซธรรมชาติดังกล่าวถูกกำหนดให้แข่งขันได้กับราคาเชื้อเพลิงทดแทนอื่นๆ คือ น้ำมันเตา
ส่วนราคาจำหน่ายผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าปิโตรเคมีจะเป็นไปตามสูตรราคาที่ตกลงกับลูกค้าเป็นรายๆ
ไป โดยจะอ้างอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในตลาดโลก สำหรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
(ก๊าซหุงต้ม) และก๊าซ
โซลีนธรรมชาติ ซึ่งจัดจำหน่ายภายในประเทศและส่งออกผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
จะอิงกับราคาตลาดโลก

3.1.5 ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ปตท. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมผ่านบริษัทย่อย ได้แก่ ปตท.สผ.
ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท.
ถือหุ้นร้อยละ 62.84 ของทุนที่ออกและเรียกชำระแล้วทั้งหมดของ ปตท. สผ. ซึ่งส่งผลให้กลุ่ม
ปตท. ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร

ปัจจุบัน ปตท. สผ.
และบริษัทย่อยประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในประเทศและต่างประเทศ โดย ณ วันที่
31 ธันวาคม 2545 มีการลงทุนในโครงการต่างๆ รวม 15
โครงการซึ่งเป็นการร่วมลงทุนกับบริษัทสำรวจและผลิตปิโตรเลียมชั้นนำจำนวน 13
โครงการและเป็นการลงทุนโดยบริษัทย่อยของ ปตท. สผ. แต่เพียงผู้เดียวอีก 2 โครงการ ได้แก่
โครงการพีทีทีอีพี 1 และโครงการแปลง 44 โครงการที่ ปตท. สผ.
และบริษัทย่อยร่วมลงทุนดังกล่าวประกอบด้วยโครงการที่มีการผลิตเชิงพาณิชย์แล้ว 8 โครงการ
โครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจและพัฒนา จำนวน 7 โครงการ โดย ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินงาน
(Operator) 4 โครงการ ได้แก่ โครงการบงกช โครงการอาทิตย์ โครงการพีทีทีอีพี 1
และโครงการแปลง 44 และเป็นผู้ดำเนินงานร่วมในโครงการเจดีเอ
โดยมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยรวมทุกโครงการ ในปี 2545 เท่ากับ 110,000
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 11,000
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 11
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิตส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการไพลิน ยาดานา
และ เยตากุน

นอกจากนี้ ปตท.สผ. ยังมีสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 40 ในบริษัท New Links Energy
Resources จำกัด (New Links) ซึ่งเป็นผู้ถือหุ้นหลักในบริษัท PT Medco Energi
Internasional Tbk. (Medco)
ซึ่งเป็นบริษัทสำรวจและผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติในประเทศอินโดนีเซีย โดยในรอบปี 2545
Medco ได้ดำเนินการทำ Tender Offer
เพื่อซื้อหุ้นคืนจากผู้ถือหุ้นรายย่อยในตลาดหลักทรัพย์อินโดนีเซีย มีผลให้สัดส่วนการถือหุ้นของ New
Links ใน Medco เพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 85.51 ดังนั้น ปตท.สผ. จึงเท่ากับเป็นเจ้าของ Medco
ทางอ้อม ร้อยละ 34.20 และในปี 2545 ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ได้รับเงินปันผลจาก New
Links เป็นจำนวน 548 ล้านบาท นอกจากนี้ ปตท.สผ. ได้ร่วมทุนร้อยละ 26 ในบริษัท
ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด ซึ่งเป็นธุรกิจไฟฟ้าด้วย และในปี 2545 ปตท.สผ. และบริษัทย่อย
ได้รับเงินปันผลจาก บริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด เป็นจำนวน 55 ล้านบาท

ปตท. เป็นผู้รับซื้อก๊าซธรรมชาติทั้งหมดจาก ปตท. สผ. และบริษัทย่อย
(ยกเว้นก๊าซธรรมชาติจากโครงการเอส 1 ซึ่งมีบางส่วนที่จำหน่ายให้กับ กฟผ.)
ภายใต้สัญญาระยะยาว ปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และน้ำมันดิบและ คอนเดนเสทของ ปตท.
สผ. และบริษัทย่อย ในปี 2545 ไม่รวมการขายน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติของโครงการ Medco
มีปริมาณการจำหน่ายเฉลี่ย 101,736 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ
10,113 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 11
ปริมาณการขายที่เพิ่มขึ้นส่วนใหญ่มาจากการเพิ่มปริมาณขายก๊าซธรรมชาติและ
คอนเดนเสทของโครงการไพลิน และขายก๊าซธรรมชาติของโครงการยาดานา และเยตากุน

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว ของ ปตท. สผ. และบริษัทย่อย
ตามมาตรฐานการบัญชีของสหรัฐอเมริกาฉบับที่ 69 (FAS 69) – ไม่ได้ตรวจสอบ
เท่ากับน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 98 ล้านบาร์เรล และก๊าซธรรมชาติ 4,592 พันล้านลูกบาศก์ฟุต
หรือรวมทั้งหมดเป็น 768 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ซึ่งในปริมาณรวมดังกล่าวนี้ร้อยละ 87.2
เป็นก๊าซธรรมชาติ และร้อยละ 12.8 เป็นน้ำมันดิบและคอนเดนเสท นอกจากนี้ ปตท.สผ.
มีสัดส่วนการถือหุ้นใน Medco ผ่าน New Links มีผลให้ ปตท.สผ.
มีส่วนแบ่งปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วใน Medco ณ วันที่ 1 มกราคม 2546 เป็นน้ำมันดิบ 50
ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 43 พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 58
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ซึ่งปริมาณดังกล่าวได้รับการรับรองจาก Gaffney, Clines &
Associates (Consultants) Pte., Ltd. (GCA) แล้ว

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วทั้งหมดของ ปตท.สผ. เมื่อรวมสัดส่วนการถือหุ้นใน Medco ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2545 คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 148 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ
4,635 พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดประมาณ 826 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว หมายถึงปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่สามารถผลิตได้จาก
แหล่งกักเก็บที่ค้นพบแล้ว โดยประเมินได้อย่างมั่นใจพอสมควรจากข้อมูลทางธรณีวิทยาและวิศวกรรม
ทั้งนี้ การผลิตจะต้องอยู่ภายใต้สภาวะเศรษฐกิจที่เป็นอยู่ โดย ปตท. สผ.
จะไม่ถือว่าปริมาณสำรองที่สำรวจพบ ทั้งหมดเป็นปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
จนกว่าจะมีการทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหรือคอนเดนเสทกับลูกค้า ดังนั้น
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วที่รายงานนี้
จึงไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่เพิ่งสำรวจพบในโครงการอาทิตย์ในอ่าวไทย และ แปลงสำรวจ บี
แปลงสำรวจ 48/95 แปลงสำรวจ 52/97 แปลงสำรวจ 9-2 และแปลงสำรวจ 16-1
นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์ ปตท.สผ.
อาจปรับปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วเพิ่มขึ้นเมื่อ ปตท. สผ.
คาดว่าปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้นสามารถนำมาใช้ได้อย่างแน่นอน
ภายใต้การดำเนินงานและสภาวะเศรษฐกิจในปัจุบัน
ซึ่งนโยบายการประเมินปริมาณสำรองดังกล่าวสอดคล้องกับแนวทางของ U.S. Society of
Petroleum Engineers ในด้านการประเมินปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้น
แต่การประเมินปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท. สผ.
จะเข้มงวดกว่าเนื่องจากจะปรับปริมาณสำรองส่วนเพิ่มต่อเมื่อมีการทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมแล้วเท่านั้น
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท. สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม
2545 (รายละเอียดตามหัวข้อ 5.1 ทรัพย์สินถาวรหลัก)

ส่วนปริมาณสำรองที่คาดว่าจะมีเพิ่มของ ปตท.สผ. (Probable and Possible Reserves)
ซึ่งมีความไม่แน่นอนสูงเมื่อเทียบกับปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว โดยรวมสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัท
Medco ด้วยคาดว่ามีประมาณ 964 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

ในรอบปี 2545 ปตท.สผ. ได้ดำเนินงานตามแผนการขยายฐานการลงทุนในต่างประเทศ
ทั้งในภูมิภาคเอเชีย แปซิฟิค และตะวันออกกลาง
โดยเฉพาะแหล่งที่มีน้ำมันเพื่อเพิ่มสัดส่วนปริมาณสำรองน้ำมันให้สูงขึ้นและ ขยายตลาดในต่างประเทศ
โดยการเข้าร่วมทุนในโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแปลง 9-2
และ16-1นอกชายฝั่งทะเลประเทศเวียดนาม
และผลการสำรวจพบปริมาณสำรองปิโตรเลียมทั้งสองโครงการ
รวมทั้งเข้าร่วมประมูลและได้รับสิทธิเป็นผู้ดำเนินการในสัมปทานแปลง 44 ประเทศโอมาน
ส่วนโครงการที่ ปตท.สผ. เป็นผู้ดำเนินการ (Operator)
ผลการเจาะหลุมสำรวจและประเมินผลตามแผนงานขั้นที่ 2 ของโครงการอาทิตย์
พบปริมาณสำรองปิโตรเลียมเป็นที่น่าพึงพอใจ
ส่วนโครงการบงกชสามารถผลิตและส่งก๊าซธรรมชาติให้ ปตท. ได้ตามแผนที่กำหนดไว้
และสำรวจพบก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากโครงการต้นสักซึ่งดำเนินการผลิตอยู่ ทำให้มี
ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นกว่า 2 แสนล้านลูกบาศก์ฟุต
และได้รับการอนุมัติพื้นที่ผลิตของแหล่งต้นรัง นอกจากนั้น ปตท.สผ.
ได้ยื่นขอพื้นที่ผลิตและเริ่มทำการผลิตน้ำมันจากแหล่งสังฆจายในโครงการ พีทีทีอีพี 1ด้วย

ทั้งนี้ โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย
แสดงตามสิทธิถือครองตามสัดส่วนการร่วมทุนในแต่ละโครงการ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545
มีรายละเอียดดังนี้

+---+---------------------------------------------+-------------------+
| โ |                                             | สัดส่วนการร่วมทุน     |
| ค |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| ก |                                             |                   |
| า |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ข |                                             |                   |
| อ |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| ป |                                             |                   |
| ต |                                             |                   |
| ท |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
| ส |                                             |                   |
| ผ |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 1 | โครงการเอส 1                                | ร้อยละ 25          |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 2 | โครงการอี 5                                  | ร้อยละ 20          |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 3 | โครงการยูโนแคล 3                             | ร้อยละ 5           |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 4 | โครงการบงกช (แปลง บี15, บี16, บี17)            | ร้อยละ 44.4445     |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 5 | โครงการไพลิน(บี 12/27)                        | ร้อยละ 45          |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 6 | โครงการอาทิตย์ (แปลง บี14เอ, บี15เอ, บี16เอ)     | ร้อยละ 80          |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 7 | โครงการอี 5 นอร์ธ ^(/1)                       | ร้อยละ 20          |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| โ |                                             |                   |
| ค |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| ก |                                             |                   |
| า |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ข |                                             |                   |
| อ |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| ป |                                             |                   |
| ต |                                             |                   |
| ท |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
| ส |                                             |                   |
| ผ |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
| อ |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 8 | โครงการพีทีทีอีพี 1                              | ร้อยละ 100         |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 9 | โครงการยาดานา (แปลงเอ็ม5, เอ็ม6)              | ร้อยละ 25.5        |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 1 | โครงการเยตากุน                               | ร้อยละ 14.1667     |
| 0 |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 1 | โครงการเจดีเอ (แปลง บี-17 และ ซี-19)           | ร้อยละ 50          |
| 1 |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 1 | โครงการบงกช (แปลง บี13/38) ^(/2)             | ร้อยละ 44.4445     |
| 2 |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| โ |                                             |                   |
| ค |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| ก |                                             |                   |
| า |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ข |                                             |                   |
| อ |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| E |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| K |                                             |                   |
| V |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 1 | โครงการแปลง บี และ 48/95                     | ร้อยละ 8.5         |
| 3 |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| โ |                                             |                   |
| ค |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| ก |                                             |                   |
| า |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ข |                                             |                   |
| อ |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| E |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| S |                                             |                   |
| V |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 1 | โครงการแปลง 52/97                           | ร้อยละ 7           |
| 4 |                                             |                   |
| . |                                             | ร้อยละ 10          |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| โ |                                             |                   |
| ค |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| ก |                                             |                   |
| า |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ข |                                             |                   |
| อ |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| E |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| H |                                             |                   |
| V |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 1 | โครงการแปลง 9-2                             | ร้อยละ 25          |
| 5 |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| โ |                                             |                   |
| ค |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| ก |                                             |                   |
| า |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ข |                                             |                   |
| อ |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| E |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| H |                                             |                   |
| L |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 1 | โครงการแปลง 16-1                            | ร้อยละ 28.5        |
| 6 |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| โ |                                             |                   |
| ค |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| ก |                                             |                   |
| า |                                             |                   |
| ร |                                             |                   |
| ข |                                             |                   |
| อ |                                             |                   |
| ง |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| T |                                             |                   |
| E |                                             |                   |
| P |                                             |                   |
| M |                                             |                   |
| E |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+
| 1 | โครงการแปลง 44                              | ร้อยละ 100         |
| 7 |                                             |                   |
| . |                                             |                   |
+---+---------------------------------------------+-------------------+

หมายเหตุ :

^(/1) นับเป็นโครงการเดียวกับโครงการอี 5 แต่ด้วยมีผู้ดำเนินโครงการคนละราย
การนับสินทรัพย์จึงแยกกัน

^(/2) นับเป็นโครงการบงกช แต่ด้วยการถือครองสิทธิสัมปทานเป็นคนละบริษัทกัน
จึงแยกสินทรัพย์ออกจากกัน

  - ปตท.สผ.อ. หมายถึง บริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด

  - PTTEP KV หมายถึง บริษัท พีทีทีอีพี คิมลอง เวียดนาม จำกัด

  - PTTEP SV หมายถึง บริษัท พีทีทีอีพี เซาท์เวสต์ เวียดนาม จำกัด

  - PTTEP HV หมายถึง บริษัท พีทีทีอีพี ฮอนวู จำกัด

  - PTTEP HL หมายถึง บริษัท พีทีทีอีพี ฮองลอง จำกัด

  - PTTEP ME หมายถึง บริษัท พีทีทีอีพี มิดเดิ้ลอีส จำกัด

ปัจจัยที่มีอิทธิพลต่อผลการดำเนินงานของ ปตท.สผ. ในปี 2546 ปตท.สผ.
คาดว่าจะได้รับสัมปทานปิโตรเลียมในประเทศไทย จำนวน 3 แปลง ได้แก่ แปลง L22/43
ซึ่งเป็นแปลงสัมปทานบนบกติดกับโครงการเอส 1 แปลง G4/43 ในบริเวณอ่าวไทย โดย ปตท.สผ.
เป็นผู้ร่วมทุน และแปลง G9/43 ในบริเวณพื้นที่ทับซ้อนไทย-กัมพูชา ซึ่ง
ปตท.สผ.ได้รับสิทธิสัมปทานทั้งหมด สำหรับแปลงสัมปทาน L22/43 และ G4/43
มีศักยภาพเป็นแหล่งน้ำมัน ในขณะที่แปลง G9/43 จะทำให้ ปตท.สผ.
มีส่วนร่วมในการลงทุนและพัฒนาในพื้นที่ทับซ้อนไทย-กัมพูชาได้อย่างมีประสิทธิภาพ

3.1.6 การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

3.1.6.1 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด

บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ Tractebel
S.A. แห่งประเทศ เบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 24
มิถุนายน 2539
เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อยเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีทุนชำระแล้ว 500
ล้านบาท โดย ปตท. ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 49 ของทุนชำระแล้ว

ในการประกอบธุรกิจ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
เป็นผู้ลงทุนสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline) โดยใช้ท่อ
High Density Polyethylene (HDPE) ซึ่งเชื่อมต่อจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
(Transmission Pipeline) ของ ปตท. ไปยังลูกค้าในเขตอุตสาหกรรม
รอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล โดยมี ปตท.
เป็นผู้ให้ความช่วยเหลือในการจัดหาที่ดินตลอดจนสิทธิในการใช้ที่ดินเพื่อการติดตั้งระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

ปัจจุบัน บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
มีระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติเป็นเครือข่ายครอบคลุมพื้นที่อุตสาหกรรม 5
แห่ง ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมบางปู นิคมอุตสาหกรรมบางพลี นิคม อุตสาหกรรมลาดกระบัง
พื้นที่อุตสาหกรรมบริเวณรังสิต และสวนอุตสาหกรรมโรจนะ โดยในปี 2545
มีลูกค้ารับก๊าซธรรมชาติแล้วจำนวน 66 ราย มีรายได้จากการขายก๊าซธรรมชาติ 1,389 ล้านบาท
และมีปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 21.9 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ
17 ทั้งนี้ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีเป้าหมายการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปี
2546 เฉลี่ย 23 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

นอกจากนี้ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
ยังมีแผนการขยายระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline) ในช่วงปี
2546-2547 เพิ่มขึ้นในอีก 3 พื้นที่ ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมนวนคร นิคมอุตสาหกรรมบางปะอิน
และนิคมอุตสาหกรรมไฮเทคอีกด้วย

ในปี 2544 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัดได้จัดตั้ง บริษัท อมตะ
จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (AMATA NGD) โดยบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
จำกัดถือหุ้นเป็นสัดส่วนร้อยละ 50 บริษัท Unocal North Asean Ventures
ถือหุ้นเป็นสัดส่วนร้อยละ 40 และบริษัท Amata Corporation PCL ถือหุ้นเป็นสัดส่วนร้อยละ 10
เพื่อดำเนินการก่อสร้างระบบท่อย่อยและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมอมตะนคร
และนิคมอุตสาหกรรมอมตะซิตี้ และจะใช้เงินลงทุนทั้งหมดประมาณ 160 ล้านบาท โดยในปี 2545
บริษัท อมตะ จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีลูกค้ารับก๊าซธรรมชาติแล้วจำนวน 3 ราย

3.1.6.2 บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd.

ในปี 2543 ปตท. และ Petronas บริษัทน้ำมันแห่งประเทศมาเลเซีย ได้ร่วมกันจัดตั้งบริษัท
ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด ขึ้นในประเทศไทย และ Trans Thai-Malaysia
(Malaysia) Sdn. Bhd. ขึ้นในประเทศมาเลเซีย โดยถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50
เท่ากันในทั้งสองบริษัท โดยบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย
(Malaysia-Thailand Joint Development Area หรือ เจดีเอ)
มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย และส่งไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย
รวมทั้งให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติ และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)
ทางท่อไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ส่วน Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd.
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลว(ก๊าซหุงต้ม)
ทางท่อจากชายแดนไทย-มาเลเซียไปใช้ประโยชน์ในประเทศมาเลเซีย

ปัจจุบันโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทย-มาเลเซีย ส่วนที่อยู่ในประเทศไทย
และโครงการโรงแยกก๊าซธรรมชาติไทย-มาเลเซีย ของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย
(ประเทศไทย) จำกัด ได้รับความเห็นชอบรายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental
Impact Assessment) จาก สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม (สผ.) แล้ว
รวมทั้งได้รับอนุมัติส่งเสริมการลงทุนจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน แล้วเช่นกัน
ส่วนโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ไทย-มาเลเซีย และท่อส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ส่วนที่อยู่ในประเทศมาเลเซีย ของ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd.
ได้รับความเห็นชอบรายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อม
และได้รับอนุมัติสิทธิพิเศษด้านภาษีเงินได้จากทางการรัฐบาลประเทศมาเลเซียด้วยเช่นกัน

นอกจากนี้เมื่อวันที่ 10 พฤษภาคม 2545 สำนักนายกรัฐมนตรีมีแถลงการณ์
เรื่องการพิจารณาตัดสินใจเกี่ยวกับโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ไทย–มาเลเซีย
และโรงแยกก๊าซธรรมชาติไทย-มาเลเซีย “รัฐบาลตกลงที่จะให้ดำเนินการต่อไปตามสัญญา
และเพื่อไม่ให้เกิดปัญหาส่งผลกระทบต่อสังคมและชุมชน
จึงให้เปลี่ยนจุดวางท่อขึ้นฝั่งจากจุดเดิมไปในรัศมีไม่เกิน 5 กิโลเมตร
ซึ่งเป็นพื้นที่ที่ได้มีการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมไว้แล้ว และให้ทำความเข้าใจกับราษฎรในพื้นที่ด้วย”

เพื่อให้เป็นไปตามแถลงการณ์สำนักนายกรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 10 พฤษภาคม 2545 บริษัท ทรานส์
ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด ได้ทำการศึกษาและเปลี่ยนจุดขึ้นฝั่งของท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
โดยห่างจากที่ตั้งเดิมประมาณ 800 เมตร พื้นที่ดังกล่าวได้รับการยืนยันจาก สผ.
แล้วว่าไม่ต้องทำการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมใหม่ บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย)
จำกัด จึงได้ดำเนินการจัดหาที่ดินเพื่อใช้ก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เป็นพื้นที่รวม 913 ไร่

สำหรับแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก
ร้ฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรมได้ออกประกาศเขตระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เมื่อวันที่ 27
กันยายน 2545 และประกาศในพระราชกิจจานุเบกษาแล้วเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2545 ขณะนี้ ปตท.
กำลังดำเนินการชดเชยค่าทรัพย์สินให้กับเจ้าของที่ดินในพื้นที่เขตระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
ภายใต้การดูแลของคณะอนุกรรมการปรองดองราคาและกำหนดค่าทดแทนทรัพย์สิน
โดยมีผู้ว่าราชการจังหวัดสงขลาเป็นประธาน

รายละเอียดของโครงการ แบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้

ระยะที่ 1

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 34 นิ้ว
  จากพื้นที่เจดีเอในแปลงสำรวจเอ 18 ไปที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา รวมเป็นระยะทาง 277
  กิโลเมตร มีความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดประมาณวันละ 1,020 ล้านลูกบาศก์ฟุต

-   วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 36 นิ้ว จากอำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา
    ไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ที่อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา รวมเป็นระยะทาง 89
    กิโลเมตร และวางต่อไปเชื่อมเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ Petronas ในรัฐเคดาห์
    ประเทศมาเลเซีย รวมเป็นระยะทาง 9 กิโลเมตร
    มีความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดประมาณวันละ 750 ล้านลูกบาศก์ฟุต

  - โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 มีขนาดความสามารถรับก๊าซธรรมชาติวันละ 425
  ล้านลูกบาศก์ฟุต ให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติที่นำขึ้นฝั่งที่จังหวัดสงขลา
  โดยมีความสามารถในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวปีละ 162,060 ตัน
  และก๊าซธรรมชาติเหลวปีละ 148,550 ตัน

-   วางท่อส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 8 นิ้ว จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่
    1 ขนานไปกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติจนถึงชายแดนไทย-มาเลเซีย ที่อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา
    รวมเป็นระยะทาง 89 กิโลเมตร และวางต่อไปถึงเมือง Prai ในรัฐปีนัง ประเทศมาเลเซีย
    รวมเป็นระยะทาง 150 กิโลเมตร
    มีความสามารถในการส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวประมาณวันละ 1,166 ตัน

-   โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทย-มาเลเซีย คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในระยะเวลาประมาณ
    22 เดือน ส่วนโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในระยะเวลาประมาณ
    26 เดือนนับจากวันลงนามในสัญญาก่อสร้าง

ระยะที่ 2

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 40 นิ้ว จากแปลงเอ 18
  ไปยังจุดรับก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในแปลงบี 17 รวมเป็นระยะทาง 55 กิโลเมตร
  เพื่อนำก๊าซธรรมชาติมาใช้ประโยชน์ในภาคกลางของ ประเทศไทย
  ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 ของ ปตท.

  - โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 2 มีขนาดความสามารถรับก๊าซธรรมชาติวันละ 425
  ล้านลูกบาศก์ฟุต เพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติเหลว

3.1.6.3 บริษัท ก๊าซธรรมชาติไทย จำกัด

ณ วันที่ 22 ตุลาคม 2544
คณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบการยกเลิกโครงการพัฒนาก๊าซธรรมชาติเหลวเพื่อการส่งออก
และยุบเลิกบริษัท ก๊าซธรรมชาติไทย จำกัด โดย เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2545
ที่ประชุมใหญ่สามัญผู้ถือหุ้นของบริษัท ก๊าซธรรมชาติไทย จำกัด ได้มีมติให้เลิกบริษัท
ก๊าซธรรมชาติไทย จำกัด และวันที่ 24 พฤษภาคม 2545 ที่ประชุมใหญ่วิสามัญผู้ถือหุ้นของบริษัท
ก๊าซธรรมชาติไทย จำกัด ได้มีมติยืนยันให้เลิกบริษัทเพื่อให้เป็นมติพิเศษ พร้อมกับแต่งตั้งผู้ชำระบัญชี
โดยผู้ชำระบัญชีได้ยื่นจดทะเบียนเลิกบริษัท ก๊าซธรรมชาติไทย จำกัด กับกระทรวงพาณิชย์ เมื่อวันที่
28 พฤษภาคม 2545 และได้ดำเนินการชำระบัญชีของบริษัทเสร็จเรียบร้อยเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม
2545 ซึ่งมีส่วนของผู้ถือหุ้นคงเหลือและทำให้ ปตท. ได้รับเงินที่ลงทุนคืน 9 ล้านบาท
จากที่ได้ชำระค่าหุ้นเป็นเงิน 7 ล้านบาท

3.2 ธุรกิจน้ำมัน

ลักษณะการดำเนินธุรกิจน้ำมันของ ปตท. แบ่งเป็น 2 กิจกรรมหลักได้แก่

(1) การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)
    ดำเนินธุรกิจการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น
    โดยแบ่งการจัดจำหน่ายออกเป็น 3 ส่วนหลักๆ ได้แก่ ส่วนที่ 1 การตลาด
    ค้าปลีก (Retail Marketing)
    เป็นการจัดจำหน่ายผ่านสถานีบริการน้ำมันของบริษัทและสถานีบริการน้ำมัน
    ผู้แทนจำหน่ายทั่วประเทศ ส่วนที่ 2 การตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing)
    เป็นการจัดจำหน่ายให้กับลูกค้าที่เป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ ลูกค้าอุตสาหกรรมและพาณิชย์
    ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง และตลาดก๊าซหุงต้ม และ ส่วนที่ 3 การตลาดต่างประเทศ
    (International Marketing) เป็นการขายส่งออก
    ผลิตภัณฑ์ของ ปตท.ไปยังตลาดต่างประเทศ เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับ ปตท.
    โดยการขายผ่านบริษัทที่ ปตท.ไปลงทุน บริษัทร่วมทุนของ ปตท.
    รวมทั้งบริษัทน้ำมันอื่นๆในต่างประเทศ

(2) การค้าสากลและการนำเข้าส่งออกน้ำมันดิบ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม วัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
    (Oil Trading) ดำเนินธุรกิจการค้าสากล และการนำเข้าส่งออกน้ำมันและผลิตภัณฑ์น้ำมัน
    โดยจัดหาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจากแหล่งภายในประเทศ
    และซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งภายนอกประเทศ
    เพื่อจำหน่ายให้กับโรงกลั่นน้ำมันและอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
    รวมทั้งค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสทในตลาดเปิดเพื่อทำกำไรจากการซื้อขาย
    รับซื้อน้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นภายในประเทศเพื่อจำหน่ายในต่างประเทศ
    และจำหน่ายให้ผู้ค้าน้ำมันในต่างประเทศ
    นอกจากนี้ยังดำเนินธุรกิจการค้าวัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีอีกด้วย

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด
ได้แก่หน่วยบริหารและปฎิบัติการคลัง การบริหารการจัดหาและจัดส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
และการขายน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลวในตลาดขายส่ง (Reseller)
โดยขายน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้แก่ผู้ค้าตามมาตรา 7
แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน
การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ

นอกจากธุรกิจหลักและสายงานสนับสนุนแล้ว ปตท.
ยังมีการลงทุนและการร่วมทุนในบริษัทย่อยและบริษัทร่วมที่เกี่ยวเนื่องกับการดำเนินธุรกิจน้ำมันทั้งภายในและภายนอกประเทศจำนวน
22 บริษัท (ดูรายละเอียดในภาพ “โครงสร้างการดำเนินธุรกิจของ บมจ. ปตท.และบริษัทในกลุ่ม”
) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลัก และเพื่อส่งเสริมให้
ปตท.สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจรและสามารถให้บริการลูกค้าได้ดีที่สุด

แผนภาพแสดงโครงสร้างธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

3.2.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

สินค้าและผลิตภัณฑ์ของธุรกิจน้ำมันของกลุ่ม ปตท. แบ่งได้เป็น 5 ประเภท ดังนี้

1.  น้ำมันดิบ

2.  คอนเดนเสท

3.  ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

4.  ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

5.  ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

3.2.1.1 น้ำมันดิบ

น้ำมันดิบเป็นสารประกอบประเภทไฮโดรคาร์บอน
คุณภาพของน้ำมันดิบอาจแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับชนิดของอินทรีย์สารที่เป็นต้นกำเนิดและสารประกอบอื่นๆ
รวมทั้งสภาพแวดล้อม เช่นความดัน และอุณหภูมิใต้พื้นผิวโลก
ในประเทศไทยมีแหล่งน้ำมันดิบหลายแหล่ง
แต่เนื่องจากปริมาณน้ำมันดิบที่ขุดพบและนำขึ้นมาใช้ในประเทศมีเพียงประมาณ
ร้อยละ 10 ของความต้องการน้ำมันดิบทั้งหมดของโรงกลั่นน้ำมันในประเทศไทย ดังนั้น
จึงต้องนำเข้าน้ำมันดิบซึ่งส่วนใหญ่
นำเข้าจากกลุ่มประเทศในตะวันออกกลาง เช่น สหรัฐอาหรับอิมิเรตส์ โอมาน อิรัก คูเวต
ซาอุดีอารเบีย เยเมน และกาตาร์ เป็นต้น และน้ำมันดิบจากกลุ่มประเทศในตะวันออกไกล เช่น
มาเลเซีย อินโดนีเซีย และบรูไน เป็นต้น

3.2.1.2 คอนเดนเสท (Condensate)

ในการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจะได้ส่วนที่เป็นของเหลว ณ
อุณหภูมิและความดันบรรยากาศที่เรียกว่าคอนเดนเสท ซึ่งจะถูกแยกออกและขนส่งโดยทางเรือ
การผลิตคอนเดนเสทของประเทศไทยในปี 2545 มีปริมาณรวมทั้งสิ้น 3,066 ล้านลิตร (19,287
พันบาร์เรล หรือ 52,840 บาร์เรลต่อวัน) เฉลี่ยวันละ 8.4 ล้านลิตร เพิ๋มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ
0.9

3.2.1.3 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  (1) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas : LPG)

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือที่เรียกว่า ก๊าซหุงต้ม หรือแอลพีจี
  เป็นสารประกอบไฮโดรคาร์บอนจำพวกก๊าซ
  โปรเพนและก๊าซบิวเทน ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซ
  หรือการกลั่นน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมัน จะมีสภาพเป็นของเหลวภายใต้แรงดัน
  ส่วนมากนำไปใช้ในงานหุงต้มในครัวและ ใช้เป็นเชื้อเพลิงในงานอุตสาหกรรมต่างๆ
  เนื่องจากมีคุณสมบัติพิเศษคือให้ความร้อนสูง สะอาด เผาไหม้ได้ง่ายและสะดวกในการ
  ใช้งาน นอกจากนี้ยังใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
  และสามารถใช้แทนน้ำมันเบนซินในรถยนต์เพราะราคาถูกและมีค่าออกเทนสูง ปตท.
  จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว ให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวโดยตรง
  และจำหน่ายให้กับผู้ค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
  เพื่อจำหน่ายต่อให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวอีกทอดหนึ่ง

  (2) น้ำมันเบนซิน (Gasoline)

  น้ำมันเบนซินเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทระเหยง่ายมีปริมาณกำมะถันต่ำ
  เหมาะสำหรับใช้งานกับเครื่องยนต์เบนซินทุกชนิด
  น้ำมันเบนซินได้มาจากการผสมน้ำมันเบาที่มีช่วงจุดเดือดเหมาะสมหลายชนิดในอัตราที่เหมาะสม
  และมีส่วนผสมของสารกันน็อคและอื่นๆ เพื่อให้ได้คุณภาพตามข้อกำหนด สำหรับประเทศไทยนั้น
  น้ำมันเบนซินแบ่งออกได้เป็น 3 ประเภทหลัก คือ น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วออกเทน 91,
  ออกเทน 95 และ
  น้ำมันแก๊สโซฮอล์

  (3) น้ำมันก๊าด (Kerosene)

  น้ำมันก๊าดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในอุตสาหกรรมเป็นส่วนใหญ่
  นอกจากนี้ยังใช้ในการจุดตะเกียงให้ความสว่างตามชนบท
  ใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องยนต์ที่ออกแบบเป็นพิเศษ ใช้ให้ความร้อนในเตาอบ
  นำไปเป็นส่วนผสมในยาฆ่าแมลง น้ำมันชักเงา และสีน้ำมัน เป็นต้น

  (4) น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน (Aviation Fuel)

  น้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้สำหรับเครื่องบินไอพ่นของสายการบินพาณิชย์ทั่วไป
  เครื่องบินของกองทัพและเครื่องบินฝึกนักบินเป็นน้ำมันที่มีคุณสมบัติตามข้อกำหนดคุณภาพของเชื้อเพลิงที่เป็นมาตรฐานสากลสำหรับใช้ทั่วโลก
  สามารถแบ่งออกเป็น 3 ประเภท คือ

-   น้ำมันเครื่องบินไอพ่นพาณิชย์ (Jet A-1)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินพาณิชย์ของสายการบินทั่วไป

-   น้ำมันเครื่องบินไอพ่นทหาร (JP-5, JP-8) สำหรับใช้งานกับเครื่องบิน เช่นเครื่องบินขับไล่

-   น้ำมันเบนซินเครื่องบินอากาศยาน (Aviation Gasoline)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินเครื่องยนต์ลูกสูบ เช่น เครื่องบินฝึกนักบิน เครื่องบินเล็กส่วนตัว

  (5) น้ำมันดีเซล (Diesel)

  เป็นน้ำมันที่มีจุดเดือดสูงกว่าน้ำมันก๊าด เหมาะสำหรับรถประเภทเครื่องยนต์ดีเซล เช่น
  รถยนต์กระบะ
  รถบรรทุก รถโดยสาร เครื่องยนต์ทางการเกษตร นอกจากนี้ยังใช้กับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและเรือ
  ปัจจุบันน้ำมันดีเซลเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีปริมาณการใช้สูงที่สุดในประเทศในสัดส่วนประมาณร้อยละ
  44 แบ่งออกเป็น 3 ประเภท คือ

-   น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (High Speed Diesel) หรือเรียกอีกชื่อหนึ่งว่าน้ำมันโซล่า
    มีคุณสมบัติเหมาะสำหรับเครื่องยนต์ที่มีรอบหมุนเร็ว ได้แก่ รถยนต์ รถกระบะ รถบรรทุก
    รถโดยสาร เรือประมง เป็นต้น

-   น้ำมันดีเซลหมุนช้า (Low Speed Diesel) หรือเรียกอีกชื่อหนึ่งว่าน้ำมันขี้โล้ หรือ
    Industry Diesel Oil(IDO)
    เหมาะสำหรับใช้กับเครื่องยนต์ที่มีรอบหมุนปานกลางหรือหมุนช้า
    ใช้สำหรับงานหนักต่อเนื่องโดยมีรอบคงที่ ได้แก่เรือประมงบางประเภท
    หรือเครื่องยนต์ที่ติดตั้งตามโรงงานต่างๆ เครื่องผลิตไฟฟ้า เป็นต้น

-   น้ำมันดีเซล-ปาล์ม(บริสุทธิ์) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วผสมน้ำมันปาล์มบริสุทธิ์
    ซึ่งมีคุณภาพเทียบเท่า
    น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่า

  (6) น้ำมันเตา (Fuel Oil)

  เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันที่ได้จากส่วนที่มีจุดเดือดสูงสุดของน้ำมันดิบ
  เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่หนักและมีจุดเดือดสูงที่สุด
  น้ำมันเตาจัดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่สำคัญที่สุดในอุตสาหกรรม เพราะราคาถูก ใช้งานง่าย
  ให้ความร้อนสูง สามารถแบ่งออกได้เป็นหลายชนิดขึ้นอยู่กับความหนืด
  และประเภทของเตาเผาและหัวฉีดในการเผา โดยทั่วไป
  น้ำมันเตาใช้สำหรับเป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า และเรือเดินสมุทร
  สำหรับประเทศไทย จัดแบ่งน้ำมันเตาออกเป็น 5 ชนิด ตามความหนืด คือ ชนิดที่ 1, 2, 3, 4
  และชนิดความหนืดสูง

3.2.1.4 ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

-   ปตท.
    ผลิตและจัดจำหน่ายน้ำมันหล่อลื่นที่ใช้กับยานพาหนะและอุตสาหกรรมและได้พัฒนาผลิตภัณฑ์ใหม่ทุกปี
    ได้แก่ น้ำมันหล่อลื่นสำหรับเครื่องยนต์

-   น้ำมันเกียร์

-   น้ำมันไฮโดรลิค

-   น้ำมันเบรค

-   จารบี และ

-   น้ำมันหล่อลื่นสำหรับงานอุตสาหกรรม

 ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ได้แก่ พาราไซลีน เบนซีน และโทลูอีน เป็นต้น เพื่อเป็นวัตถุดิบสำหรับการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลายต่อไป

3.2.2 การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)

  ปตท. จัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมผ่านช่องทางการจัดจำหน่าย 3 ช่องทางหลัก ได้แก่

  3.2.2.1 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)

  3.2.2.2 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing)

  3.2.2.3 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดต่างประเทศ (International Marketing)

ในปี 2545 ปตท. และบริษัทย่อย (PTT Philippines, Inc. และ PTT Cambodia
Co.,Ltd.) มียอดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศ รวมเป็นจำนวนรวมทั้งสิ้น 13,221 ล้านลิตร
เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาร้อยละ 6.06 หากไม่รวมน้ำมันเตาที่จำหน่ายให้ กฟผ. แล้ว ปตท.
จะมียอดจำหน่ายคิดเป็นจำนวน 12,642 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาร้อยละ 6.95
สำหรับการจัดจำหน่ายในประเทศ ปตท. มีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 30.1
หากไม่รวมน้ำมันเตาที่จำหน่ายให้ กฟผ. แล้ว ปตท. จะมีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 29.0

มูลค่าการจัดจำหน่ายน้ำมันของ ปตท. ในช่วงปี 2543-2545

+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| ผลิตภัณฑ์/การจำหน่าย        | ปี 2543       | ปี 2544       | ปี 2545      |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| การจัดจำหน่าย/การตลาด     |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| ปริมาณจัดจำหน่าย (ล้านลิตร)  |              |              |             |
| ^(/1)                   |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| -   ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.   | 12,044       | 11,820       | 12,642      |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| -   รวมน้ำมันเตา กฟผ.     | 14,486       | 12,466       | 13,221      |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| ส่วนแบ่งการตลาด (ร้อยละ)   |              |              |             |
| ^(/2)                   |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| -   ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.   | 29.3         | 29.1         | 29.0        |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| -   รวมน้ำมันเตา กฟผ.     | 34.1         | 30.4         | 30.1        |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| มูลค่าการจำหน่ายในประเทศ   |              |              |             |
| (ล้านบาท)                |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| -   ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.   | 123,653      | 117,171      | 121,886     |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| -   รวมน้ำมันเตา กฟผ.     | 140,157      | 122,657      | 126,173     |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| การสำรอง (ความจุคลัง)     |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| -   น้ำมันดิบ น้ำมันสำเร็จรูป  | 1,388        | 1,388        | 1,534^(/5)  |
|     (ล้านลิตร)            |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| -   ก๊าซปิโตรเลียมเหลว     | 75,500       | 75,500       | 75,500      |
|     (ตัน)                |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| สถานีบริการน้ำมัน ณ สิ้นปี     | 1,519        | 1,422        | 1,403       |
| ^(/3) (แห่ง)             |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| ร้านค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว    | 1,045        | 992          | 1,015       |
| ^(/3) (แห่ง)             |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+
| โรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว  | 110          | 105          | 113         |
| ^(/3) (แห่ง)             |              |              |             |
+-------------------------+--------------+--------------+-------------+

ที่มา: ปตท. ยกเว้นข้อมูลส่วนแบ่งการตลาดจากกระทรวงพาณิชย์

^(/1) รวมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล น้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด
น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ผลิตภัณฑ์น้ำมันเครื่อง ยางมะตอย
และรวมยอดขายของ PTT Philippines, Inc. และ PTT Cambodia Co.Ltd.
แต่ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีของ ปตท.
และตัวแทนจำหน่าย

^(/2) รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 0
ไม่รวมผลิตภัณฑ์น้ำมันเครื่องและยางมะตอย

^(/3) ของ ปตท. และผู้แทนจำหน่าย

^(/4) ของผู้แทนจำหน่าย

^(/5) ปรับปรุงข้อมูลตามรายงานกระทรวงพาณิชย์

ในปี 2545 ปตท. ยังคงมีเป้าหมายในการรักษาส่วนแบ่งการตลาดค้าปลีก
ตลาดอุตสาหกรรมและมุ่งเน้นขยายส่วนแบ่งการตลาดของน้ำมันหล่อลื่น
โดยเน้นการสร้างความมั่นใจเรื่องคุณภาพน้ำมัน การปรับปรุงภาพลักษณ์สถานีบริการ
น้ำมันให้ทันสมัยและสะดวกสบาย
การบริการที่สร้างความพึงพอใจต่อลูกค้ามากขึ้นโดยขยายรูปแบบการบริการเสริมในสถานีบริการเพื่อดึงดูดลูกค้า
ทั้งนี้การลงทุนในสถานีบริการจะเน้นเฉพาะที่อยู่ในพื้นที่ที่มีศักยภาพทางการค้าเท่านั้น
รวมถึงการเพิ่มรายได้และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน สำหรับในภูมิภาคอินโดจีนเน้นการขายส่ง

สำหรับนโยบายการตั้งราคาของบริษัท บริษัทได้กำหนดนโยบายราคาขายให้กับลูกค้าในกลุ่มต่างๆ
โดยคำนึงถึงการแข่งขัน ระดับราคาน้ำมันในภูมิภาค และระดับราคาจำหน่ายในตลาดเป็นสำคัญ
เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้บริโภค

ตารางแสดงส่วนแบ่งตลาดของ ปตท. แยกตามผลิตภัณฑ์ของธุรกิจน้ำมันในประเทศ

ปี 2545 และเปรียบเทียบกับปี 2544

+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| ผลิตภัณฑ์              | ส่วนแบ่งตลาด    | ส่วนแบ่งตลาด    | เพิ่ม/(ลด)      |
|                     | (ร้อยละ)       | (ร้อยละ)       |               |
|                     |               |               |               |
|                     | ม.ค.-ธ.ค.     | ม.ค.-ธ.ค.     |               |
|                     | 2545          | 2544          |               |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| ก๊าซปิโตรเลียมเหลว     | 34.52         | 34.22         | 0.30          |
| ^(/1)               |               |               |               |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| น้ำมันเบนซิน           | 23.48         | 23.42         | 0.06          |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| น้ำมันก๊าด             | 11.21         | 11.54         | (0.33)        |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| น้ำมันเครื่องบินพาณิชย์    | 22.30         | 25.38         | (3.08)        |
| (Jet A-1)           |               |               |               |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| น้ำมันเครื่องบินทหาร     | 100           | 100           | -             |
| (JP-5, JP-8)        |               |               |               |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| น้ำม                 | 100           | 100           | -             |
| ันเครื่องบินไอพ่นแบบใบพัด |               |               |               |
| (AVGAS)             |               |               |               |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว      | 26.21         | 26.54         | (0.33)        |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| น้ำมันดีเซลหมุนช้า       | 50.54         | 50.26         | 0.28          |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| น้ำมันเตา             | 38.29         | 32.68         | 5.61          |
| (ไม่รวมที่จำหน่ายให้     |               |               |               |
| กฟผ.)               |               |               |               |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น     | 14.98         | 12.32         | 2.66          |
| ^(/2)               |               |               |               |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+
| ส่วนแบ่งตลาดโดยรวม    | 27.74         | 27.47         | 0.27          |
|                     |               |               |               |
| -   ไม่รวมน้ำมันเตา    | 28.84         | 28.83         | (0.01)        |
|     กฟผ.            |               |               |               |
|                     |               |               |               |
| -   รวมน้ำมันเตา กฟผ. |               |               |               |
+---------------------+---------------+---------------+---------------+

ที่มา: กระทรวงพาณิชย์

^(/1) ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

^(/2) ไม่รวมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

3.2.2.1 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)

ดำเนินการโดยหน่วยธุรกิจการตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)
ซึ่งเป็นผู้รับผิดชอบในการจำหน่ายผลิตภัณฑ์
น้ำมันเชื้อเพลิง
และน้ำมันหล่อลื่นในตลาดค้าปลีกให้กับลูกค้าทั่วไปผ่านเครือข่ายสถานีบริการทั่วประเทศ
รวมทั้งรับผิดชอบการกำหนดกลยุทธ์ตลาดค้าปลีก
การพัฒนาตลาดค้าปลีกและการขยายเครือข่ายสถานีบริการ การปฏิบัติการ การลงทุน
และการบริหารสถานีบริการตัวแทน การพัฒนาตลาดหล่อลื่น และการพัฒนาธุรกิจเสริม
การประกอบธุรกิจค้าปลีกน้ำมันจะดำเนินการขายผ่านสถานีบริการเป็นหลัก
ซึ่งเป็นตลาดที่มีการแข่งขันสูง แม้ว่าการแข่งขันเพื่อเพิ่มส่วนแบ่งตลาดโดยคู่แข่งจะทวีความรุนแรงขึ้น
ปตท. ก็ยังคงมีส่วนแบ่งการตลาดในระดับสูงที่สุดอย่างต่อเนื่องติดต่อกันเป็นปีที่ 10 ทั้งนี้ ในปี 2545
ปตท. จำหน่ายน้ำมันเบนซิน และน้ำมันดีเซล ผ่านตลาดค้าปลีกรวมทั้งสิ้น 5,019 ล้านลิตร
คิดเป็นประมาณร้อยละ 74.53
ของปริมาณการจำหน่ายน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลในประเทศทั้งหมดของ ปตท.
ทั้งนี้การจัดจำหน่ายได้ผ่าน
ช่องทางสถานีบริการน้ำมัน ปตท.รวม 1,403 แห่ง คิดเป็นอัตราร้อยละ 8.10
ซึ่งสูงที่สุดในบรรดาบริษัทผู้ค้าน้ำมัน คู่แข่งที่สำคัญในด้านเครือข่ายสถานีบริการน้ำมันของ ปตท.ได้แก่
บริษัทบางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด
บริษัทเอสโซ่(ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) และบริษัทน้ำมันคาลเท็กซ์(ไทย) จำกัด
โดยมีจำนวนสถานีบริการคิดเป็นร้อยละ 6.36 3.95 3.87 และ 2.95
ของจำนวนสถานีบริการทั้งหมดทั่วประเทศ ตามลำดับ

  ตารางจำแนกสถานีบริการน้ำมันแบ่งตามผู้ประกอบการ

  ------------------------------ -------------------- --------------------
  จำนวนสถานีบริการน้ำมัน ณ 31 ธันวาคม                      
  2545                                                

  ชื่อผู้ประกอบการ                   จำนวนสถานีบริการ       ร้อยละ

  1. ปตท.                        1,403                8.10

  2. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด    1,101                6.36
  (มหาชน)                                             

  3. บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด  684                  3.95

  4. บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด 671                  3.87
  (มหาชน)                                             

  5. บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด 510                  2.95

  6. บริษัท ภาคใต้เชื้อเพลิง จำกัด      237                  1.37
  (มหาชน)                                             

  7. บริษัท คอนอโค (ประเทศไทย)     137                  0.79
  จำกัด                                                

  8. บริษัท สยามสหบริการ จำกัด       128                  0.74
  (มหาชน)                                             

  9. บริษัท คูเวตปิโตรเลียม           128                  0.74
  (ประเทศไทย) จำกัด                                    

  10. บริษัท เอ็ม พี ปิโตรเลียม จำกัด   114                  0.66

  11. บริษัท คอสโมออยล์ จำกัด        100                  0.58

  12. บริษัท น้ำมันทีพีไอ จำกัด         75                   0.43

  13. บริษัท พี ซี สยามปิโตรเลียม จำกัด 22                   0.13

  14. ผู้ค้าน้ำมันอิสระ ^(/1)          12,006               69.33

  รวมทั้งหมด                       17,316               100
  ------------------------------ -------------------- --------------------

ที่มา: กระทรวงพาณิชย์.

^(/1)
ส่วนใหญ่เป็นสถานีบริการในส่วนภูมิภาคที่จดทะเบียนกับกระทรวงพาณิชย์แต่มีปริมาณและมูลค่าการจำหน่ายต่อสถานีน้อย

สถานีบริการน้ำมันของ ปตท. สามารถแบ่งตามลักษณะได้ 5 ประเภทดังนี้

  (1) สถานีบริการน้ำมันประเภท Company Own Company Operate (COCO)

  ปตท.เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่ดำเนินกิจการและบริหารงานภายในสถานีบริการเอง
  ทั้งหมด โดยการพิจารณาลงทุนเปิดสถานีบริการ COCO จะขึ้นอยู่กับสถานที่ตั้ง
  และยอดขายเป็นหลัก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท. มีสถานีบริการน้ำมัน COCO อยู่ทั้งสิ้น
  36 สถานี

  (2) สถานีบริการน้ำมันประเภท Company Own Dealer Operate (CODO)

  ปตท.
  เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่เปิดให้ผู้ประกอบการที่มีประสบการณ์และสนใจบริหารงานภายในสถานีบริการประเภทนี้เข้ามาเช่าดำเนินงาน
  โดยจะมีสัญญาซื้อขายน้ำมันขั้นต่ำตามที่กำหนดโดย ปตท.
  และให้ส่วนลดราคาแก่ผู้ประกอบการสำหรับการซื้อน้ำมันในปริมาณที่เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำที่กำหนด
  และมีสัญญาเช่าทรัพย์สินจาก ปตท. เพื่อการดำเนินงาน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท.
  มีสถานีบริการน้ำมัน CODO อยู่ทั้งสิ้น 175 สถานี

  (3) สถานีบริการน้ำมันประเภท ร่วมลงทุน (Joint Venture)

  สถานีบริการเหล่านี้เป็นการร่วมลงทุนระหว่าง ปตท. และผู้ประกอบการภาคเอกชน
  โดยสัดส่วนในการร่วมลงทุนจะแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับการเจรจา
  โดยผู้ประกอบการเป็นผู้ดำเนินการบริหารและจัดการทั้งหมด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท.
  มีสถานีบริการน้ำมัน Joint Venture อยู่ทั้งสิ้น 302 สถานี

  (4) สถานีบริการน้ำมันประเภท สหกรณ์ และสวัสดิการราชการและรัฐวิสาหกิจ
  (Co-operative)

  ปตท.
  เป็นผู้สนับสนุนในส่วนสิ่งปลูกสร้างและอุปกรณ์ในส่วนที่สหกรณ์หรือส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจขอมา
  แต่จะมอบหมายให้หน่วยงานนั้นๆ เป็นผู้บริหารเอง
  โดยวัตถุประสงค์หลักในการดำเนินการสถานีบริการคือ เพื่อรองรับผู้บริโภคในส่วนของสหกรณ์
  และเป็นสวัสดิการให้แก่พนักงานของหน่วยงานราชการหรือรัฐวิสาหกิจต่างๆ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
  2545 ปตท. มีสถานีบริการน้ำมัน Co-operative อยู่ทั้งสิ้น 120 สถานี

  (5) สถานีบริการน้ำมันประเภท Dealer Own Dealer Operate (DODO)

  ผู้ประกอบการเอกชนเป็นเจ้าของสถานีบริการเหล่านี้
  โดยทำหน้าที่เป็นตัวแทนการบริหารสถานีบริการและการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันภายใต้เครื่องหมายการค้าของ
  ปตท. โดยมีข้อตกลงว่าจะต้องซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงเช่น น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล เป็นต้น
  ในปริมาณขั้นต่ำต่อเดือน และจะต้องบริหารจัดการสถานีบริการตามมาตรฐานของ ปตท. โดยที่
  ปตท. มีภาระที่จะให้การสนับสนุนการลงทุนและการบริหารงานสถานีบริการประเภทนี้น้อยมาก
  โดยทั่วไปแล้ว ปตท. มีสิทธิที่จะเลิกสัญญากับผู้ประกอบการสถานีบริการประเภทนี้
  หากผู้ประกอบการผิดสัญญา และในบางครั้ง ปตท.
  อาจพิจารณาซื้อกิจการจากผู้ประกอบการถ้าเห็นว่าสถานีบริการนั้นๆ อยู่ในทำเลที่เหมาะสม ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท. มีสถานีบริการน้ำมัน DODO อยู่ทั้งสิ้น 770 สถานี

ตารางจำแนกสถานีบริการน้ำมันของ ปตท.

  ---------------- ---------- -------- ---------- --------- ---------- ---------
  รูปแบบสถานีบริการ   ปี 2543              ปี 2544               ปี 2545     

                   จำนวน      ร้อยละ    จำนวน      ร้อยละ     จำนวน      ร้อยละ

  1. COCO          25         1.65     27         1.90      36         2.57

  2. CODO          165        10.86    163        11.46     175        12.47

  3. Joint-Venture 346        22.78    306        21.52     302        21.53

  4. Co-Operative  125        8.23     113        7.95      120        8.55

  5. DODO          858        56.48    813        57.17     770        54.88

  รวม              1,519      100.00   1,422      100.0     1,403      100.0
  ---------------- ---------- -------- ---------- --------- ---------- ---------

ที่มา: ปตท.

นอกจากนี้ ปตท. ยังได้พัฒนาและขยายแนวธุรกิจไปสู่ธุรกิจค้าปลีกเสริมอื่นๆ
ที่สนับสนุนธุรกิจการตลาดค้าปลีกน้ำมัน
เพื่อสร้างความพึงพอใจให้แก่ผู้ใช้บริการและดึงดูดผู้ใช้บริการเข้าสู่สถานีบริการน้ำมันเพิ่มขึ้น
โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มผลกำไรของบริษัท โดย ปตท. มีกลยุทธ์ในการลงทุนในธุรกิจเสริมต่างๆ
เช่น ร้านค้าสะดวกซื้อภายในสถานีบริการ (Convenience-Store) บริการล้างรถอัตโนมัติ
ศูนย์บริการน้ำมันหล่อลื่น เป็นต้น

นอกเหนือจากการพัฒนาสถานีบริการให้เป็นสถานีบริการแบบครบวงจรแล้ว ปตท.
มีแผนพัฒนาสถานีบริการให้เกิดภาพลักษณ์ใหม่และพัฒนาผลิตภัณฑ์อย่างต่อเนื่อง
สำหรับร้านสะดวกซื้อภายในสถานีบริการได้มีการปรับเปลี่ยนจาก am/pm มาเป็น 7-Eleven ซึ่ง ณ
สิ้นเดือนธันวาคม 2545 มีร้าน 7-Eleven ในสถานีบริการรวม 140 แห่ง

2.  การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing)

ดำเนินงานโดยสายงานธุรกิจการตลาดพาณิชย์ ซึ่งรับผิดชอบการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
และน้ำมัน
หล่อลื่นให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม บริษัทสายการบิน การเดินเรือขนส่ง หน่วยงานราชการ
รัฐวิสาหกิจ และกลุ่มลูกค้า
ก๊าซหุงต้ม ในปี 2545 ปตท. จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว น้ำมันเบนซิน น้ำมันเตา
น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน น้ำมันดีเซล ผ่านตลาดพาณิชย์รวมทั้งสิ้นประมาณ 5,895 ล้านลิตร
คิดเป็นประมาณร้อยละ 44.59 ของยอดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศทั้งหมดของ
ปตท. ทั้งนี้สามารถแบ่งตลาดในการจัดจำหน่ายออกเป็น 3 กลุ่มหลัก ได้แก่

(1) กลุ่มตลาดรัฐและอุตสาหกรรม

-   ตลาดรัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานราชการ

  จากการที่ ปตท.ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ ทำให้ ปตท.
  สามารถจำหน่ายผลิตภัณท์น้ำมันส่วนใหญ่ให้แก่หน่วยงานของรัฐบาล
  และรัฐวิสาหกิจและสามารถเสริมสร้างฐานส่วนแบ่งลูกค้าในตลาดนี้ได้เป็นอย่างดีในปี 2545
  ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปรวมทั้งสิ้นประมาณ 1,267 ล้านลิตร ให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้
  โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท. มีลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวนมากกว่า 1,500 ราย อาทิเช่น
  กฟผ. กองทัพบก กองทัพเรือ กองทัพอากาศ กองบัญชาการทหารสูงสุด
  การรถไฟแห่งประเทศไทย (รฟท.) องค์การรับส่งสินค้าและพัสดุภัณฑ์ (รสพ.)
  และองค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) เป็นต้น ทั้งนี้
  ในขณะที่ยังคงความเป็นรัฐวิสาหกิจอยู่นั้น ได้มีมติคณะรัฐมนตรีลงวันที่ 15 มิถุนายน 2542
  ให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่นที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่นในจำนวนตั้งแต่
  10,000 ลิตรขึ้นไป จะต้องซื้อจาก ปตท. หรือ คลังน้ำมัน
  หรือสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ ปตท. เท่านั้น โดย ปตท.
  จะขายผลิตภัณฑ์ตามราคาขายปลีกในประเทศ แต่อาจมีส่วนลดในกรณีที่ซื้อในปริมาณมาก ยกเว้น
  การจัดซื้อน้ำมันเตาของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป
  ที่ยังให้คงสัดส่วนการซื้อจาก ปตท. และการซื้อโดยวิธีประกวดราคาในสัดส่วน 80:20
  โดยเงื่อนไขต่างๆ ในการรับซื้อน้ำมันโดยวิธีประกวดราคาในส่วนของร้อยละ 20 ให้เป็นไปตามที่
  กฟผ. เห็นว่าเหมาะสม อย่างไรก็ตาม เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 ได้มีมติคณะรัฐมนตรีให้
  บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)
  ได้รับสิทธิขายน้ำมันให้หน่วยงานรัฐได้เช่นเดียวกันกับ ปตท. ทั้งนี้
  กลุ่มตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยราชการ
  จัดว่าเป็นกลุ่มลูกค้าที่มีปริมาณการจำหน่ายสูงสุดในธุรกิจการจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์
  แต่ลูกค้าในกลุ่มนี้จะมีระยะเวลาการเรียกเก็บเงินนานกว่าลูกค้ากลุ่มอื่น ปตท.
  จึงมีแผนการตลาดที่เหมาะสมต่อความต้องการของลูกค้าในกลุ่มนี้ไว้รองรับแล้ว

-   ตลาดอุตสาหกรรม

  ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเตา ก๊าซหุงต้ม น้ำมันดีเซล ยางมะตอย
  และผลิตภัณฑ์หล่อลื่นโดยตรงกับโรงงานอุตสาหกรรม และผู้บริโภครายใหญ่ เช่น
  ผู้ประกอบกิจการโรงงานผลิตเหล็ก โรงงานผลิตถุงมือยาง
  ผู้ประกอบการเดินรถโดยสารและขนส่ง และผู้ประกอบการในภาคเกษตรกรรม เป็นต้น โดย ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท. มีลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวนมากกว่า 1,300 ราย
  ผลิตภัณฑ์น้ำมันที่จำหน่ายให้กับลูกค้ากลุ่มนี้โดยมากเป็นน้ำมันเตา และน้ำมันดีเซล ในปี 2545
  ปตท. ขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้แก่ลูกค้ากลุ่มนี้จำนวน 1,697 ล้านลิตร คิดเป็นร้อยละ 28.78
  ของยอดการจำหน่ายให้แก่กลุ่มตลาดพาณิชย์ และเนื่องจากภาวะการแข่งขันที่สูง
  การขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้กับลูกค้าโดยทั่วไป ปตท.
  จะลงทุนสร้างถังน้ำมันหรือสิ่งอำนวยความสะดวกอื่นๆ เพื่อให้บริการแก่ลูกค้ารายนั้นๆ
  รวมทั้งให้การบริการแนะนำการประหยัดพลังงานและความปลอดภัย
  สำหรับราคาขายจะใช้ราคาที่อ้างอิงจากราคาขายปลีกในประเทศ

(2) กลุ่มตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง

  ปตท. เป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันสำหรับเครื่องบินต่างๆ เช่น Jet A-1 JP-5 JP-8 และ AVGAS
  ที่เป็นที่ยอมรับจากสายการบินระหว่างประเทศกว่า 30 ราย รวมถึงการบินไทย
  นอกเหนือจากการจำหน่ายน้ำมันที่ท่าอากาศยานกรุงเทพแล้ว ปตท.
  ยังเป็นผู้ประกอบการจำหน่ายและจัดเก็บน้ำมันอากาศยานแต่เพียงผู้เดียวในท่าอากาศยานภูมิภาคส่วนใหญ่ทั่วประเทศไทย
  ปตท. มีส่วนแบ่งการตลาดในการจำหน่ายน้ำมันอากาศยานประมาณร้อยละ 24.3 โดยในปี 2545
  ปตท. ได้ขายน้ำมันอากาศยานให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวน 1,866
  ล้านลิตร นอกจากนี้ ปตท.
  ยังได้ขยายการให้บริการจำหน่ายน้ำมันให้กับท่าอากาศยานนานาชาติในประเทศ ฮ่องกง
  และในกัมพูชา และยังเป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันอื่นๆ เช่น น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา
  สำหรับเรือประเภทต่างๆ อีกด้วย

(3) ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือก๊าซหุงต้ม

  ปตท. ดำเนินธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้มทั่วประเทศ
  โดยเป็นผู้นำในตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลวและมีส่วนแบ่งตลาดสูงสุดอย่างต่อเนื่อง ในปี 2545
  โดยมีปริมาณจำหน่ายทั้งสิ้น 1,066 ล้านลิตร หรือ 565,000 เมตริกตัน ปตท.
  มีคลังเก็บก๊าซปิโตรเลียมเหลว 8 แห่ง โดยในจำนวนนี้มีโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว 7 แห่ง
  กระจายอยู่ทั่วทุกภูมิภาคของประเทศโดยมีความจุรวมประมาณ 75,500 เมตริกตัน
  และมีร้านค้าที่เป็นตัวแทนจำหน่ายก๊าซหุงต้ม 1,015 แห่ง
  และโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลวเอกชน 113 แห่ง อีกด้วย

ปัจจุบันรัฐบาลใช้ระบบราคา “กึ่งลอยตัว”
แต่ยังควบคุมระบบการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวซึ่งมักจะอิงกับราคาอ้างอิง
โดยจะควบคุมราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ
และกระทรวงพาณิชย์ยังคงกำกับดูแลราคาขายปลีก ทั้งนี้
โครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะประกอบด้วย 3 ส่วน คือ 1) ราคา ณ
โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า 2) ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ประกอบด้วย ราคา ณ
โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และภาษีมูลค่าเพิ่ม
และ 3) ราคาขายปลีก ประกอบด้วยราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ ค่าการตลาด
และภาษีมูลค่าเพิ่ม

ราคาขายปลีกก๊าซหุงต้ม = ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า +ภาษีสรรพสามิต
+ภาษีเทศบาล +กองทุนน้ำมัน +ภาษีมูลค่าเพิ่ม

ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น หรือ โรงแยกก๊าซ

+ ค่าการตลาด + ภาษีมูลค่าเพิ่ม

เนื่องจากรัฐบาลมีการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
จึงจำเป็นต้องมีการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
(“กองทุนฯ”) ซึ่งบริหารโดยกระทรวงการคลัง
เป็นเครื่องมือในการรักษาระดับราคาของก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ซึ่งเป็นไปตามประกาศคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ปตท.
จะได้รับชดเชยจากเงินกองทุนฯ ในกรณีที่ราคา ณ
โรงแยกก๊าซสูงขึ้นตามราคาตลาดโลกและมีผลทำให้ผลรวมราคาขายส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวหน้าโรงกลั่นสูงกว่าราคาขายส่งที่รัฐบาลกำหนด
ในทางกลับกัน กรณีที่ราคา ณ
โรงแยกก๊าซต่ำลงตามราคาในตลาดโลกและมีผลทำให้ผลรวมราคาขายส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวหน้าโรงกลั่นต่ำกว่าราคาขายส่งที่รัฐบาลกำหนด
ปตท. จะต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ ซึ่งปัจจุบัน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545
สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้กำหนดให้กองทุนฯ
จ่ายเงินชดเชยเพื่อรักษาระดับราคา โดยกำหนดให้จ่ายชดเชยในอัตรา 5.226 บาทต่อกิโลกรัม
ทั้งนี้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545
มียอดค้างชำระค่าชดเชยก๊าซปิโตรเลียมเหลวต่อ ปตท. จำนวนทั้งสิ้น 7,094 ล้านบาท

เมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544
คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
โดยให้กองทุนน้ำมันเขื้อเพลิงจ่ายดอกเบี้ยให้แก่เจ้าหนี้ในกรณีที่กองทุนไม่สามารถชำระเงินกองทุนค้างชำระขั้นต่ำในแต่ละไตรมาส

รัฐบาลมีนโยบายยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้ ได้ดำเนินการอย่างเป็นขั้นตอน
เพื่อนำไปสู่การใช้ระบบลอยตัวเต็มที่โดยสมบูรณ์เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10
กรกฎาคม 2544 ที่มอบหมายให้ สนพ. กระทรวงการคลัง และกระทรวงพาณิชย์
รับไปดำเนินการร่วมกันเพื่อยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว

2.  การจัดจำหน่ายไปยังตลาดต่างประเทศ (International Marketing)

เป็นการดำเนินการเพื่อขยายตลาดผลิตภัณฑ์ของ ปตท. ในต่างประเทศ
เนื่องจากประเทศไทยอยู่ในสภาวะอุปทานมากกว่าอุปสงค์ ทำให้ ปตท.
มีนโยบายขยายการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป และก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปสู่ตลาด
ต่างประเทศ ได้แก่ประเทศฮ่องกง ฟิลิปปินส์ สาธารณรัฐสังคมนิยมเวียดนาม กัมพูชา มาเลเซีย
และสหภาพเมียนมาร์ ในลักษณะของการขายผ่านบริษัทที่ ปตท. ไปลงทุน หรือร่วมทุนในต่างประเทศ
รวมทั้งลูกค้าที่เป็นบริษัทน้ำมันในท้องถิ่น อย่างไรก็ตามในสภาวะที่เศรษฐกิจโลก
และสถานการณ์ทางเศรษฐกิจและการเมืองของประเทศที่เข้าไปลงทุนมีการเปลี่ยนแปลงตลอดเวลามีผลให้
ปตท.
พิจารณาปรับเปลี่ยนกลยุทธ์และนโยบายการลงทุนในบางประเทศเพื่อให้เหมาะสมกับเสถียรภาพทางเศรษฐกิจและการเมืองของประเทศที่เข้าไปลงทุนอยู่เสมอ

3.2.3 การค้าสากล และการนำเข้าส่งออกน้ำมันดิบ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
วัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
(Oil Trading)

ดำเนินการเกี่ยวกับธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International Oil Trading)
ซึ่งแบ่งออกเป็นธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป
ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน
และการจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ
กิจกรรมในธุรกิจการค้าระหว่างประเทศครอบคลุมการจัดหาและการค้าระหว่างประเทศสำหรับผลิตภัณท์ปิโตรเลียม
และผลิตภัณฑ์อื่น ๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อสนับสนุนการดำเนินธุรกิจของ ปตท.
และบริษัทในเครือให้มีศักยภาพในการแข่งขันและทำกำไรและเพื่อพัฒนาความสามารถในการทำกำไรจากการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและ
ผลิตภัณฑ์อื่นๆ เนื่องจากในอดีตประเทศไทยเป็นประเทศที่นำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปมาโดยตลอด ปตท.
จึงมีความคุ้นเคยกับธุรกรรมประเภทนำเข้า (OUT-IN Trading)
แต่หลังจากการเปิดดำเนินการของ โรงกลั่นน้ำมันระยอง และ สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง
ทำให้รูปแบบธุรกรรมเปลี่ยนไปเป็นแบบส่งออก (IN-OUT Trading) กล่าวคือ
การส่งน้ำมันสำเร็จรูปส่วนเกินจากความต้องการในประเทศออกไปจำหน่ายยังต่างประเทศ
ส่วนธุรกรรมแบบการค้าในต่างประเทศ (OUT-OUT Trading) หรือ Proprietary Trading
นั้น เป็นรูปแบบธุรกรรมหนึ่งที่ดำเนินการโดย ปตท. โดย ปตท.
จะได้กำไรจากส่วนต่างของราคาซื้อกับราคาขายซึ่งเป็นไปตามกลไกตลาด

การดำเนินธุรกิจการค้าน้ำมันสามารถจำแนกออกเป็น 3 ลักษณะได้ดังนี้

  3.2.3.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท

  3.2.3.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

  3.2.3.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

3.2.3.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท (Crude Oil and Condensate)

ดำเนินธุรกิจการจัดหาและการค้าระหว่างประเทศที่เกี่ยวกับน้ำมันดิบและคอนเดนเสท โดยการจัดซื้อ
การขาย การค้าและการขนส่ง
น้ำมันดิบและคอนเดนเสทจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศให้กับโรงกลั่นในปริมาณที่สอดคล้องกับ
สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท วิเคราะห์หาโอกาสทางการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap)
น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเพื่อผลกำไรและความสมดุลในระบบ
รวมทั้งเสนอโอกาสในการใช้ประโยชน์โรงกลั่นจากกำลังการกลั่นที่เหลืออยู่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด
โดยดูแลให้มีการใช้น้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ผลิตได้ในประเทศ และดำเนินการจ้างกลั่น
(Processing)
น้ำมันดิบและคอนเดนเสทกับโรงกลั่นทั้งในและต่างประเทศเพื่อประโยชน์ทางการค้า

  (1) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบ (Crude Oil) จากแหล่งในประเทศ

  จากการที่ประเทศไทยมีปริมาณน้ำมันดิบในประเทศค่อนข้างจำกัด
  และมีสถานะเป็นผู้นำเข้าน้ำมันดิบ น้ำมันดิบในประเทศจึงเป็นทรัพยากรที่ต้องใช้อย่างคุ้มค่าที่สุด
  ในปัจจุบันประเทศไทยมีแหล่งน้ำมันดิบ 7 แหล่ง ได้แก่ สิริกิตติ์ (เพชร) กำแพงแสนและอู่ทอง
  (บีพี) บึงหญ้าและบึงม่วง (นอร์ทเซ็นทรัล) วิเชียรบุรีและศรีเทพ (วิเชียรบุรี) ทานตะวัน
  เบญจมาศ และปัตตานี รวมปริมาณน้ำมันดิบที่ผลิตได้ในประเทศในปี 2545 ประมาณ 84,959
  บาร์เรลต่อวัน โดย ปตท. จะซื้อน้ำมันดิบในประเทศบางส่วนจากผู้ได้รับสัมปทานต่างๆ
  และจำหน่ายน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศทั้งหมดให้กับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศโดยได้กำไรจากส่วนต่างราคา
  (Margin) ซึ่งในปี 2545 ปตท. มีการจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศ 20,614
  บาร์เรลต่อวัน

  (2) การนำเข้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ

  ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบและขนส่งให้โรงกลั่นในประเทศที่ ปตท. ถือหุ้น โดยจัดหาให้ บริษัท
  โรงกลั่น
  น้ำมันระยอง จำกัด (โรงกลั่นระยอง) และ บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด
  (โรงกลั่นสตาร์) ในปริมาณที่ใกล้เคียงกับสัดส่วนที่ ปตท. ถือหุ้น (ร้อยละ 36)
  และจัดหาให้บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (โรงกลั่นไทยออยล์) คิดเป็นสัดส่วนประมาณ ร้อยละ 46
  ของกำลังการกลั่น (Refinery Production Capacity) ของโรงกลั่นไทยออยล์ ทั้งนี้ ปตท.
  อาจสามารถขายได้มากกว่าสัดส่วนการถือหุ้น ขึ้นกับราคาที่ ปตท.ขาย นอกจากนั้น
  ยังจัดหาให้บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (โรงกลั่นบางจาก) ด้วย

  ในปี 2545 ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้แก่โรงกลั่นน้ำมันทั้ง 4 แห่ง ที่ ปตท.
  ถือหุ้นอยู่คิดเป็นปริมาณ
  ทั้งสิ้นเฉลี่ยประมาณร้อยละ 35
  ของปริมาณความต้องการน้ำมันดิบเพื่อการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 4 แห่ง
  อีกทั้ง ปตท. ยังทำหน้าที่เป็น Marketing Arm ให้กับ บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม
  จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.) สำหรับน้ำมันดิบในต่างประเทศที่ ปตท.สผ.เข้าร่วมลงทุน

  สำหรับราคาขายให้โรงกลั่นในประเทศจะเป็นราคาต้นทุนที่ ปตท. จัดหามาบวกกำไร (Margin)
  ซึ่งจะเป็นไปตามกลไกตลาด

การนำเข้าและการทำการค้าน้ำมันดิบระหว่างประเทศของ ปตท.

หน่วย : พันบาร์เรล

  -------------------- --------------------- -------- ------- -------- ------- -------- -------
  ชนิดน้ำมันดิบ            ประเทศ                ปี 2543           ปี 2544           ปี 2545   

                                             ปริมาณ    ร้อยละ   ปริมาณ    ร้อยละ   ปริมาณ    ร้อยละ

  แหล่งตะวันออกไกล                                                                        

  1. ทาปีส              มาเลเซีย               574      0.8     575      0.7     1,215    1.7

  2. ลาบวน             มาเลเซีย               1,201    1.7     0        0       0        0

  2. อื่นๆ               บรูไน,เวียดนาม,จีน,พม่า   2,019    2.9     1,960    2.4     3,401*   4.8

  รวมแหล่งตะวันออกไกล                          3,794    5.4     2,535    3.1     4,616    6.5

  แหล่งตะวันออกกลาง                                                                       

  1. โอมาน             โอมาน                 9,689    13.7    13,717   16.8    10,929   15.4

  2. อีราเนียนไลท์        อิหร่าน                 6,194    8.8     0        0       0        0

  3. เมอร์แบน           สหรัฐอาหรับอิมิเรตส์       18,090   25.6    23,049   28.2    17,851   25.2

  4. อับเปอร์ชากุม        สหรัฐอาหรับอิมิเรตส์       18,896   26.7    17,393   21.2    16,319   23.1

  5. อุมเชบ             สหรัฐอาหรับอิมิเรตส์       525      0.7     484      0.6     1,466    2.1

  6. ดูไบ               สหรัฐอาหรับอิมิเรตส์       974      1.4     1,902    2.3     524      2.7

  7. การ์ต้า มารีน        การ์ต้า                 3,214    4.5     1,571    1.9     0        0

  8. มาซิล่า             เยเมน                 2,103    3.1     1,788    2.2     12,023   17.0

  9. มาลิปไลท์           เยเมน                 603      0.9     0        0       0        0

  10.                  คูเวต                  5,693    8.1     9,403    11.5    0        0
  คูเวตเอกซ์ปอร์ทเบล็นด์                                                                     

  11. อื่นๆ                                    962      1.4     9,958    12.2    7,105    10.0

  รวมแหล่งตะวันออกกลาง                         66,943   94.6    79,265   96.9    66,217   93.5

  รวมทั้งสิ้น                                    70,737   100     81,800   100     70,833   100
  -------------------- --------------------- -------- ------- -------- ------- -------- -------

ที่มา : ปตท.

* รวมปริมาณการทำการค้าน้ำมันดิบระหว่างประเทศ 2,335 พันบาร์เรล

  (3) การจัดหาและการค้าคอนเดนเสท

  ปตท.
  เป็นผู้จัดหาและขนส่งรายเดียวที่จัดหาคอนเดนเสทให้โรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นภายในประเทศ
  โดยมีบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) (บริษัทอะโรเมติกส์)
  ซึ่งเป็นบริษัทร่วมของ ปตท.ที่ประกอบธุรกิจปิโตรเคมีขั้นต้น
  ใช้คอนเดนเสทเป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิต โดย ปตท.
  เป็นผู้รับซื้อคอนเดนเสทจากผู้ได้รับสัมปทานในประเทศ ซึ่งส่วนใหญ่มาจากแหล่ง ยูโนแคล ไพลิน
  และบงกช และขายคอนเดนเสทที่ราคาตลาดโดยอิงกับราคาต้นทุนบวกอัตราส่วนกำไร
  อย่างไรก็ตาม หากปริมาณคอนเดนเสทที่บริษัทอะโรเมติกส์ ต้องการมีปริมาณลดลง
  ปริมาณคอนเดนเสทที่เหลือสามารถส่งออกขายต่างประเทศได้หรือขายให้แก่โรงกลั่น
  น้ำมันในประเทศ โดยปัจจุบัน ปตท. ได้ขายคอนเดนเสทส่วนหนึ่งให้กับโรงกลั่นไทยออยล์

การผลิตคอนเดนเสทของประเทศไทย

หน่วย : บาร์เรลต่อวัน

  --------------- ---------------- ------------- ------------- ------------
  แหล่งผลิต         ชนิดน้ำมันดิบ        ปี 2543        ปี 2544        ปี 2545

  เอราวัณ / บงกช / เอราวัณ / บงกช /  52,302        52,351        52,840
  ไพลิน            ไพลิน                                         
  --------------- ---------------- ------------- ------------- ------------

ที่มา : ปตท.

3.2.3.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์น้ำมันสำเร็จรูป (Oil Refined Product)

ดำเนินการจัดหา ส่งออก และทำการค้าระหว่างประเทศสำหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป
ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และผลิตภัณฑ์อื่นๆ ให้กับกลุ่มธุรกิจ บริษัทในเครือ และลูกค้า ของ ปตท.
ตลอดจนการวิเคราะห์หาโอกาสในการทำการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap)
น้ำมันสำเร็จรูปทุกชนิด และก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้ ปตท.
มีสัญญารับซื้อน้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นในประเทศ 4 โรงที่ ปตท. ถือหุ้นอยู่ ได้แก่
โรงกลั่นไทยออยล์ โรงกลั่นระยอง โรงกลั่นสตาร์ และโรงกลั่นบางจาก
โดยมีข้อผูกมัดเรื่องปริมาณรับซื้อขั้นต่ำเฉพาะในสัญญาที่ทำกับ โรงกลั่นไทยออยล์ โรงกลั่นระยอง
และโรงกลั่นสตาร์ เท่านั้น

ปัจจุบัน ปตท. มีช่องทางการส่งออก 2 ช่องทาง คือ ตลาดภูมิภาคเอเซีย
และตลาดกลางค้าน้ำมันโลก (Open Market) โดยราคาซื้อขายจะเป็นไปตามราคาตลาดโลก
และได้รับกำไรจากส่วนต่างตามกลไกตลาดและการแข่งขัน

ในปี 2545 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปรวมทั้งสิ้น 4,356 ล้านลิตร

3.2.3.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

ดำเนินการจัดหาวัตถุดิบสำหรับโรงงานปิโตรเคมีของบริษัทในกลุ่ม ปตท. และดำเนินการค้า
(Trading) และการตลาดผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีหลัก (Main Petrochemical Products)
และผลิตภัณฑ์พลอยได้ (By-Products) จากโรงงาน
ปิโตรเคมี โดยครอบคลุมตลาดในประเทศและต่างประเทศ ตลอดจนการดำเนินการส่งออก
ก๊าซโซลีนธรรมชาติ (Natural Gasoline) เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมสี ปิโตรเคมี
และอุตสาหกรรมน้ำมัน

ปตท. เป็นผู้ทำการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์หลักของบริษัทอะโรเมติกส์ ได้แก่ เบนซีน โทลูอีน
และพาราไซลีน โดย ปตท. เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดของบริษัทอะโรเมติกส์
และให้บริษัทอะโรเมติกส์เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้แก่ลูกค้า ดังนั้น ปตท.
จึงเปรียบเสมือนคนกลางในการซื้อขาย ซึ่งมีกำไรจากการดำเนินงาน
ขึ้นกับประเภทของผลิตภัณฑ์และผู้ซื้อ โดย ปตท.
จะได้รับค่าธรรมเนียมในการทำการตลาดเฉลี่ยในอัตราประมาณร้อยละ 0.5 ของมูลค่าผลิตภัณฑ์
ปิโตรเคมีที่จำหน่ายทั้งตลาดในประเทศและต่างประเทศ

ในปี 2545 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี รวมทั้งสิ้น 1,361 ล้านลิตร

3.2.4 สายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน ดังต่อไปนี้

3.2.4.1 การบริหารและปฎิบัติการคลัง

3.2.4.2 การจัดหาและจัดส่งปิโตรเลียม

3.2.4.3 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน

3.2.4.4 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ

3.2.4.1 การบริหารและปฏิบัติการคลัง (Terminal Operations)

ดำเนินการบริหาร ควบคุมดูแลการเก็บสำรอง รับจ่าย บรรจุผลิตภัณฑ์น้ำมัน
ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซ
หุงต้ม (LPG) ของคลังทั่วประเทศ โดยปฎิบัติการเก็บสำรองรับจ่าย และบรรจุผลิตภัณฑ์
เพื่อการจ่ายโอนระหว่างคลังและจำหน่ายให้ลูกค้าทั้งทางรถยนต์ รถไฟ และทางเรือ ทั้งนี้ ปตท.
มีสถานีเติมน้ำมันอากาศยานจำนวน 16 แห่ง คลังปิโตรเลียม คลังน้ำมัน และ คลังก๊าซ รวม 22
แห่ง กระจายอยู่ทั่วประเทศเพื่อให้บริการลูกค้าและสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
ปตท.ได้พัฒนาคลังปิโตรเลียมศรีราชาให้เป็นคลังปลอดภาษีเพื่อการกักเก็บและส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
และได้เริ่มพัฒนาคลังปิโตรเลียมศรีราชาให้เป็นคลังสรรพสามิตและคลังสินค้าทัณฑ์บนเพื่อส่งเสริมธุรกิจการ
นำเข้าและส่งออกและเพิ่มมูลค่าของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมโดยให้เช่าคลังเก็บน้ำมันเพื่อการค้าแก่ลูกค้าทั้งในและต่างประเทศ
นอกจากนี้คลังปิโตรเลียมศรีราชายังเป็นแหล่งสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเติมเรือเดินสมุทร
เพื่อ
รองรับการขยายตัวของท่าเรือแหลมฉบัง
และผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการเติมน้ำมันเชื้อเพลิงเรือเดินสมุทรอีกแห่งหนึ่งของภูมิภาคเอเซีย

คลังปิโตรเลียมศรีราชา ประกอบด้วยพื้นที่ 2 ส่วน ได้แก่ คลังน้ำมันศรีราชา และ
คลังก๊าซเขาบ่อยามีปริมาณความจุรวม 890 ล้านลิตร มีท่าเทียบเรือจำนวน 7 ท่า
สามารถรับเรือเดินสมุทรได้ตั้งแต่ขนาด 500-100,000 ตัน

3.2.4.2 การจัดหาและจัดส่งปิโตรเลียม (Supply and Logistic)

ดำเนินการจัดหา และจัดส่งผลิตภัณฑ์น้ำมัน รวมทั้งการขายน้ำมันในตลาดขายส่ง ให้แก่
บริษัทในเครือในกลุ่ม
โรงกลั่นน้ำมันและลูกค้า นอกจากนี้ยังได้ขยายไปสู่ฐานลูกค้าที่อยู่ในทะเล ได้แก่ บริษัท ไทยออยล์
มารีน จำกัด และ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

ปตท. ขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้แก่ตลาดผู้ค้าน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามมาตรา 7
แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (Reseller) เช่น บริษัทคอนอโค
(ประเทศไทย) จำกัด (Conoco) บริษัทคูเวตปิโตรเลียม (ประเทศไทย) จำกัด (Q8) บริษัท
ยูนิคแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) บริษัท เวิลด์แก๊ส (ประเทศไทย) จำกัด บริษัท
อุตสาหกรรมแก๊สสยาม จำกัด เป็นต้น ทั้งนี้การขายให้แก่ผู้ค้ามาตรา 7 จะขายเมื่อ ปตท.
มีอุปทานส่วนเกินที่เหลือจากการขายผ่านช่องทางต่างๆ แล้ว โดยในปี 2545 ปตท.
ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้แก่ผู้ค้ามาตรา 7 คิดเป็น
มูลค่า 13,158 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 10.43
ของรายได้จากการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมทั้งหมด

3.2.4.3 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน (Marketing Analysis and Risk
Management)

ปตท. จัดตั้งหน่วยธุรกิจบริหารความเสี่ยง
รับผิดชอบการวิเคราะห์และบริหารความเสี่ยงของราคาในการซื้อขาย
น้ำมัน ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี และก๊าซธรรมชาติ ผ่านการซื้อขายตราสารอนุพันธ์ในตลาดการค้าอนุพันธ์
เช่น การป้องกันความเสี่ยงด้วยวิธีการทำ Swap Option
รวมถึงการศึกษาแนวทางในการบริหารความเสี่ยงต้นทุนน้ำมันในถัง (Inventory Hedging)
เป็นต้น

นอกจากนี้
หน่วยธุรกิจบริหารความเสี่ยงยังเป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางข้อมูลปิโตรเลียมในตลาดโลกของ
ปตท. โดยวิเคราะห์ ศึกษา ติดตามความเคลื่อนไหวราคาปิโตรเลียมตลอดจน อุปสงค์-อุปทาน
แหล่งจัดหาและแหล่งจัดจำหน่ายน้ำมันดิบ น้ำมันสำเร็จรูป ผลิตภัณฑ์พิเศษ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี เป็นต้น

3.2.4.4 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ (International Marine
Transportation)

ปตท. จัดตั้งหน่วยจัดหาการขนส่งต่างประเทศ เป็นหน่วยเสริมธุรกิจการค้าสากล
และการนำเข้าส่งออกน้ำมัน โดยการจัดหาเรือขนส่งให้หน่วยงานภายใน และบริษัทร่วมทุน
เพื่อเป็นการเพิ่มศักยภาพในการแข่งขันและดำเนินธุรกิจแบบครบวงจร

3.2.5 โครงสร้างรายได้ของธุรกิจน้ำมัน

 ภาพรวมของธุรกิจน้ำมันของ ปตท. ในรอบปี 2545 มียอดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ทั้งในประเทศและต่างประเทศ รวมมูลค่าทั้งสิ้น 268,578 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.44 เมื่อเทียบกับยอดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในปี 2544 ซึ่งมีมูลค่า 259,633 ล้านบาท โดยรายได้ที่เพิ่มขึ้นมาจากการค้าน้ำมันดิบเป็นหลัก ดังรายละเอียดตามตารางต่อไปนี้

ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของธุรกิจการจัดจำหน่ายและการค้าสากลแยกตามผลิตภัณฑ์ของธุรกิจน้ำมัน^(/1)

+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| ผลิตภัณฑ์       | ปี     |        | ปี 2544 |        | ปี 2545 |       |
|              | 2543  |        | (ปรับป  |        |        |       |
|              | (     |        | รุงใหม่) |        |        |       |
|              | ปรับปร |        |        |        |        |       |
|              | ุงใหม่) |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
|              | มูลค   | ปร     | ม      | ปร     | ม      | ปริมา  |
|              | ่าการจ | ิมาณการ | ูลค่าการ | ิมาณการ | ูลค่าการ | ณการจ |
|              | ำหน่าย | จำหน่าย | จำหน่าย | จำหน่าย | จำหน่าย | ำหน่าย |
|              |       |        |        |        |        |       |
|              | (ล้า   | (ล     | (ล     | (ล     | (ล     | (ล้า   |
|              | นบาท) | ้านลิตร) | ้านบาท) | ้านลิตร) | ้านบาท) | นลิตร) |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| มูลค          | 1     | 2,276  | 17,246 | 2,468  | 18,051 | 2,724 |
| ่าการจัดจำหน่าย | 6,446 |        |        |        |        |       |
|              |       |        |        |        |        |       |
| -            |       |        |        |        |        |       |
| ก๊าซ          |       |        |        |        |        |       |
| ปิโตรเลียมเหลว |       |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| - น้ำมันเบนซิน  | 2     | 1,853  | 23,332 | 1,796  | 24,352 | 1,899 |
|              | 4,634 |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| - น้ำมันก๊าด    | 122   | 9      | 101    | 7      | 93     | 7     |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| -            | 1     | 1,725  | 13,585 | 1,456  | 11,173 | 1,327 |
| น้ำมันเช       | 6,293 |        |        |        |        |       |
| ื้อเพลิงเครื่องบิน |       |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| - น้ำมันดีเซล   | 5     | 4,847  | 52,082 | 4,487  | 54,539 | 4,892 |
|              | 5,401 |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| - น้ำมันเตา    | 2     | 3,623  | 13,654 | 2,079  | 15,037 | 2,159 |
|              | 5,022 |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| - อื่นๆ ^(/2)  | 2,239 | 153    | 2,657  | 173    | 2,928  | 213   |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| รวมมูลค       | 14    | 14,486 | 1      | 12,466 | 1      | 1     |
| ่าการจัดจำหน่าย | 0,157 |        | 22,657 |        | 26,173 | 3,221 |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| ม            |       |        |        |        |        |       |
| ูลค่าการค้าสากล |       |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| - น้ำมันดิบ     | 6     | 9,376  | 72,893 | 10,814 | 79,712 | 1     |
| ^(/3)        | 9,469 |        |        |        |        | 2,031 |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| - คอนเดนเสท  | 1     | 2,053  | 16,257 | 2,297  | 16,107 | 2,390 |
|              | 4,767 |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| -            | 5     | 5,873  | 32,873 | 4,516  | 31,561 | 4,356 |
| น้ำมันสำเร็จรูป  | 0,468 |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| -            | 1     | 1,205  | 14,974 | 1,396  | 15,025 | 1,361 |
| ผ            | 3,559 |        |        |        |        |       |
| ลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี |       |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| รวมม         | 14    | 18,507 | 1      | 19,023 | 1      | 2     |
| ูลค่าการค้าสากล | 8,263 |        | 36,997 |        | 42,405 | 0,138 |
| ^(/4)        |       |        |        |        |        |       |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+
| รวมทั้งหมด     | 28    | 32,993 | 2      | 31,489 | 2      | 3     |
|              | 8,420 |        | 59,654 |        | 68,578 | 3,359 |
+--------------+-------+--------+--------+--------+--------+-------+

  ที่มา: ปตท.

^(/1) รวมมูลค่าการจำหน่ายของ PTT Philippines, Inc. PTT Cambodia Co.,Ltd.
และ PTT International Trading Pte.,Ltd.

^(/2) อื่นๆ หมายถึง การจำหน่ายผลิตภัณฑ์ยางมะตอย คอนเดนเสท ก๊าซโซลีนธรรมชาติ
สารเติมแต่ง และสินค้าใช้เพื่อการส่งเสริมการขาย ฯลฯ

^(/3) น้ำมันดิบรวมทั้งการค้าสากล แนฟทา และก๊าซโซลีนธรรมชาติ

^(/4) ไม่รวมการขายระหว่างกลุ่มธุรกิจและการจ้างกลั่นกับโรงกลั่นไทยออยล์

ตารางแสดงมูลค่าการจัดจำหน่ายและการค้าสากลผลิตภัณฑ์น้ำมันแยกตามลักษณะตลาดและประเภทลูกค้า^(/1)

หน่วย : ล้านบาท

+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
|                                | มูลค่าก      |           |           |
|                                | ารจัดจำหน่าย |           |           |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
|                                | ปี 2543     | ปี 2544    | ปี 2545    |
|                                |            |           |           |
|                                | (          | (ป        |           |
|                                | ปรับปรุงใหม่) | รับปรุงใหม่) |           |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
| การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil | 63,983     | 60,303    | 61,810    |
| Marketing)                     |            |           |           |
|                                |            |           |           |
| - ตลาดค้าปลีก                    |            |           |           |
|                                |            |           |           |
| - ตลาดพาณิชย์                    |            |           |           |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
| - ตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยราชการ    | 26,290     | 12,737    | 12,519    |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
| - ตลาดอุตสาหกรรม                | 7,389      | 9,913     | 12,696    |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
| - ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง ^(/2) | 18,312     | 16,092    | 14,753    |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
| -   ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว        | 11,286     | 10,530    | 9,227     |
|                                |            |           |           |
| -   ตลาดผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น        | 252        | 375       | 590       |
|                                |            |           |           |
| - ตลาดต่างประเทศ                | 256        | 1,686     | 1,420     |
|                                |            |           |           |
| - ตลาดผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7           | 12,389     | 11,021    | 13,158    |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
| รวมการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม   | 140,157    | 122,657   | 126,173   |
| ^(/3)                          |            |           |           |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
| การค้าสากลผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil   | 84,236     | 89,150    | 95,819    |
| Trading)                       |            |           |           |
|                                | 50,468     | 32,873    | 31,561    |
| - การค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท      |            |           |           |
|                                | 13,559     | 14,974    | 15,025    |
| - การค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป       |            |           |           |
|                                |            |           |           |
| - การค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี           |            |           |           |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
| รวมการค้าสากลผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม     | 148,519    | 136,997   | 142,405   |
| ^(/3)                          |            |           |           |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+
| รวมทั้งหมด                       | 288,420    | 259,654   | 268,578   |
+--------------------------------+------------+-----------+-----------+

  ที่มา : ปตท.

^(/1) รวมมูลค่าการจำหน่ายของ PTT Philippines, Inc PTT Cambodia Co.,Ltd. และ
PTT International Trading Pte.,Ltd.

^(/2) รวมมูลค่าที่ใช้ในการบริหารความเสี่ยงสำหรับน้ำมัน JET A-1

^(/3) ไม่รวมการขายระหว่างกลุ่มธุรกิจและการจ้างกลั่นกับโรงกลั่นไทยออยล์

จะเห็นได้ว่าจากรายได้ในปี 2545 ของการจัดจำหน่ายและการค้าสากลของธุรกิจน้ำมันรวม
268,578 ล้านบาท ประมาณร้อยละ 53.02 มาจากการค้าสากล
และการนำเข้าส่งออกน้ำมันรวมทั้งการบริหารความเสี่ยง ในขณะที่ส่วนที่เหลือร้อยละ 46.98
มาจากการจัดจำหน่ายภายในประเทศ ซึ่งประกอบด้วย การค้าในตลาดค้าปลีก ตลาดพาณิชย์
ตลาดต่างประเทศ และตลาดผู้ค้าน้ำมัน ในอัตราร้อยละ 23.01 18.54 0.53 และ 4.90
ตามลำดับ

3.2.6 การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจน้ำมัน

นอกเหนือจากสายงานภายใน ปตท. ที่ทำหน้าที่สนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักแล้ว ปตท.
ยังมีการลงทุนในบริษัทร่วมทุนที่ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับน้ำมันทั้งในและต่างประเทศอีกจำนวน 22 บริษัท
โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อส่งเสริมให้ ปตท.
สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจร และสามารถให้บริการลูกค้าได้ดีที่สุด

สายงานการบริหารธุรกิจในเครือมีหน้าที่ดูแลบริษัทร่วมทุนที่อยู่ในกลุ่มธุรกิจน้ำมันให้บริหารงานอย่างมี
ประสิทธิภาพ เอื้อประโยชน์ต่อธุรกิจในกลุ่มน้ำมันและธุรกิจอื่นๆ ของ ปตท.
โดยจะมุ่งเน้นการปรับโครงสร้างทางธุรกิจและบริหารการลงทุนเชิงพาณิชย์ ได้แก่ 2 บริษัท ดังนี้

1)  บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (บริษัทท่อส่งปิโตรเลียมไทย)

บริษัทท่อส่งปิโตรเลียมไทย ดำเนินธุรกิจขนส่งน้ำมันผ่านทางท่อที่บริษัทลงทุนก่อสร้าง ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2545 ปตท. ถือหุ้นในบริษัทท่อส่งปิโตรเลียมไทย ในสัดส่วนร้อยละ 30.6
ของทุนจดทะเบียน 2,877.5 ล้านบาท โดยมีผู้ถือหุ้นรายใหญ่อื่น คือ บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย)
จำกัด (มหาชน) ร้อยละ 20.78 บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด ร้อยละ 15.0 และบริษัท
คาลเทกซ์เทรดดิ้งแอนด์ทรานสปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ร้อยละ 10.0 และผู้ถือหุ้นอื่นๆ รวม ร้อยละ
23.6

บริษัทท่อส่งปิโตรเลียมไทย ก่อตั้งเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2534
โดยบริษัทลงทุนก่อสร้างท่อขนส่งน้ำมันระยะทางรวม 255 กิโลเมตรจาก ศรีราชา
เข้าสู่อำเภอลำลูกกา จังหวัดปทุมธานี เพื่อจัดส่งน้ำมันอากาศยานเข้าสู่ท่าอากาศยานกรุงเทพ
(ดอนเมือง) และส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่นๆ เก็บที่คลังน้ำมันสระบุรี ท่อส่งน้ำมันของ
บริษัทท่อส่งปิโตรเลียมไทย มีความสามารถส่งน้ำมันได้ 26,000 ล้านลิตร ต่อปี ปัจจุบัน
บริษัทท่อส่งปิโตรเลียมไทยขนส่งน้ำมันผ่านท่อในปริมาณประมาณร้อยละ 30
ของความสามารถในการขนส่ง

บริษัทท่อส่งปิโตรเลียมไทย
ยังคงมีภาระในการจัดหาเงินทุนสำหรับดำเนินการโครงการก่อสร้างท่อส่งน้ำมันไปยังสนามบินสุวรรณภูมิ
และต่อท่อส่งน้ำมันมาบตาพุด-ศรีราชา ให้แล้วเสร็จ

2)  บริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด (มหาชน) (บริษัทไทยลู้บเบส)

บริษัทไทยลู้บเบส ดำเนินธุรกิจผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานและยางมะตอย
โดยมีประเภทของผลิตภัณฑ์และกำลังการผลิต ดังนี้

-   น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานชนิดพาราฟินิค มีกำลังการผลิต 300 ล้านลิตรต่อปี

-   ยางมะตอย มีกำลังการผลิต 350 ล้านลิตรต่อปี

-   ผลิตภัณฑ์พลอยได้ มีกำลังการผลิต 600 ล้านลิตรต่อปี

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท. ถือหุ้นในบริษัทไทยลู้บเบส ในสัดส่วนร้อยละ 30
ของทุนจดทะเบียนเรียกชำระแล้ว 5,000 ล้านบาท โดยมีผู้ถือหุ้นรายใหญ่อื่นๆ คือ บริษัท ไทยออยล์
จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 38 บริษัท เอ็มโอซีโฮลดิ้ง (ประเทศไทย) จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 22 บริษัท บีพี
ออยล์ (ประเทศไทย) จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 5 บริษัท น้ำมันปิโตรเลียมไทย จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 3
และบริษัท สยามลูบริแค้นท์ อินดัสทรี จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 2

ปตท. ได้อาศัยโรงงานผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานของบริษัทไทยลู้บเบส
เป็นฐานในการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานป้อนเป็นวัตถุดิบหลักแก่ บริษัท ไทยลู้บเบล็นดิ้ง จำกัด
ในการผสมน้ำมันหล่อลื่นตรา พีทีที (ptt) อย่างไรก็ตาม ปัจจุบัน
บริษัทไทยลู้บเบสได้หยุดดำเนินกิจการลงชั่วคราว เนื่องจากข้อพิพาทด้านภาระภาษีกับกรมสรรพสามิต
ซึ่งมีผลให้การเจรจาแผนปรับโครงสร้างหนี้กับเจ้าหนี้ต้องชะลอออกไปอีกระยะหนึ่ง

ปัจจุบัน บริษัทอยู่ระหว่างจัดทำแผนธุรกิจและยื่นคำร้องขอฟื้นฟูกิจการต่อศาลล้มละลายกลาง
เพื่อให้การตกลงปรับโครงสร้างหนี้กับเจ้าหนี้ทุกรายกระทำได้ในคราวเดียวกัน
ทั้งนี้คาดว่าบริษัทจะเริ่มดำเนินการผลิตอีกครั้งหนึ่งในปี 2546

3.3 ธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่น

ปตท.ได้ลงทุนในธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่นผ่านบริษัทในเครือ
ซึ่งปตท.มีการทำธุรกิจในลักษณะปกติทั่วไป (Arm's Length Basis) โดยบริษัทที่
ปตท.เข้าร่วมลงทุน มีดังนี้

+----------------------------------+-----------------------------------+
| ธุรกิจปิโตรเคมี                      | ธุรกิจการกลั่น                        |
+----------------------------------+-----------------------------------+
| 1. บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด          | 1. บริษัท ไทยออยล์ จำกัด              |
|                                  |                                   |
| 2. บริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย)    | 2. บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด      |
| จำกัด (มหาชน)                     |                                   |
|                                  | 3. บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด |
| 3. บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด       |                                   |
| (มหาชน)                          | 4. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด       |
|                                  | (มหาชน)                           |
| 4. บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด         |                                   |
|                                  |                                   |
| 5. บริษัท ปุ๋ยแห่งชาติ จำกัด (มหาชน)    |                                   |
+----------------------------------+-----------------------------------+

3.3.1 ธุรกิจปิโตรเคมี 

ปตท. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจปิโตรเคมีและธุรกิจปุ๋ยผ่านบริษัทในเครือจำนวน 5 บริษัท ได้แก่ บริษัท
ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (“บริษัทไทยโอเลฟินส์”) บริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด
(มหาชน) (“บริษัทอะโรเมติกส์”) บริษัท ปิโตร-
เคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) (“บริษัทปิโตรเคมีแห่งชาติ”) บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด
(“บริษัทไทยพารา
ไซลีน”) และ บริษัท ปุ๋ยแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) (“บริษัทปุ๋ยแห่งชาติ”)
โดยจัดกลุ่มตามประเภทผลิตภัณฑ์ได้ดังนี้

3.3.1.1 บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด 

บริษัทไทยโอเลฟินส์ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายก๊าซเอทิลีนและก๊าซโพรพิลีน
ซึ่งรวมเรียกว่า
“สารโอเลฟินส์” ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท. ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 63.03
โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่นคือ บริษัท
บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด (มหาชน) บริษัท ปูนซิเมนต์ไทย จำกัด (มหาชน) และบริษัท
อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทย
จำกัด (มหาชน) ซึ่งถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 9.97ร้อยละ 9.66 และร้อยละ 4.97ตามลำดับ

โรงงานโอเลฟินส์ของบริษัท ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
ได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนมิถุนายน 2538 โดยใช้แนฟทาเป็นวัตถุดิบหลัก
(Naphtha Based) ปัจจุบันมีกำลังการผลิต ประกอบด้วยผลิตภัณฑ์หลักคือเอทิลีน 385,000 ตันต่อปี
โพรพิลีน 190,000 ตันต่อปี และผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่นๆ ได้แก่ไพโรไลซิส
ก๊าซโซลีน 200,000 ตันต่อปี มิกซ์ซี 4 100,000 ตันต่อปี รวมทั้งแครกเกอร์ บอททอม (Cracker
Bottom) และเทลก๊าซ (Tailgas)

บริษัทไทยโอเลฟินส์ ได้ดำเนินโครงการส่วนขยายกำลังการผลิตเอทิลีน
ซึ่งจะทำให้มีกำลังการผลิตเอทิลีนเพิ่มขึ้นอีก 300,000 ตันต่อปี
โครงการจะดำเนินการก่อสร้างแล้วเสร็จในปี 2548

  (1) การจัดหาวัตถุดิบ

  โรงงานโอเลฟินส์ของบริษัทถูกออกแบบให้มีความยืดหยุ่นในการเลือกใช้วัตถุดิบได้หลากหลาย
  ซึ่งถือเป็นการช่วยลดผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากความผันผวนของราคาน้ำมันดิบที่จะส่งผลโดยตรงต่อต้นทุนวัตถุดิบ
  ซึ่งปัจจุบันวัตถุดิบหลักที่ใช้ในการผลิตคือ แนฟทาชนิดเบา ร่วมกับวัตถุดิบอื่น ทั้งนี้
  วัตถุดิบส่วนใหญ่จะจัดหาจากแหล่งในประเทศ

  (2) การจัดจำหน่าย

  บริษัทไทยโอเลฟินส์ได้ทำสัญญาขายผลิตภัณฑ์ โดยเป็นสัญญาระยะยาว 15 ปี
  โดยตรงกับลูกค้ากลุ่มโรงงานผลิตปิโตรเคมีขั้นต่อเนื่อง ซึ่งส่วนใหญ่เป็นผู้ถือหุ้นของบริษัท
  โดยมีการขายผลิตภัณฑ์คิดเป็นประมาณร้อยละ 90 ของกำลังการผลิตติดตั้ง (Nameplate
  Capacity)

  (3) การบริหาร

  คณะกรรมการบริษัทไทยโอเลฟินส์ ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 13 คน ปตท.
  เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 6 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้ ปตท.
  ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัทไทยโอเลฟินส์
  ซึ่งรวมตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่

  (4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของบริษัทไทยโอเลฟินส์ ในช่วงปี 2543- 2545 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------------------- ------------ ------------ ------------
  งบเดี่ยว                             ปี 2543       ปี 2544       ปี 2545

  รายได้รวม                           16,147       13,727       13,418

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)                (14,488)     (13,525)     (13,428)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน       (1,772)      (311)        142

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                   (113)        (109)        132

  สินทรัพย์รวม                          26,638       23,662       26,658

  หนี้สินรวม                            16,413       13,629       14,880

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                        10,225       10,034       11,778
  ---------------------------------- ------------ ------------ ------------

  (5) การปรับโครงสร้างหนี้

  คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2545
  ได้มีมติเห็นชอบเงื่อนไขการปรับโครงสร้างหนี้เงินกู้เดิมและการกู้เงินเพิ่มเพื่อขยายกำลังการผลิตของบริษัทไทยโอเลฟินส์ซึ่งส่งผลให้การให้การสนับสนุน
  ของ ปตท.ในบริษัทไทยโอเลฟินส์เปลี่ยนแปลงไปตามเงื่อนไขเงินกู้ใหม่ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้

  - ปตท.จะให้วงเงินสินเชื่อทางการค้าแก่บริษัทไทยโอเลฟินส์จำนวน 100 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
  และยกเลิก
  เงื่อนไขการให้การสนับสนุนทางการเงินเดิม

  -
  ปตท.ต้องออกหนังสือถึงเจ้าหนี้เงินกู้ใหม่แสดงเจตจำนงให้การสนับสนุนโครงการของบริษัทไทยโอเลฟินส์

  - ปตท.จะรับเอทิลีนจากส่วนขยายกำลังผลิตที่จะต้องส่งออก ปริมาณ 200,000-240,000
  ตันต่อปีจากบริษัทไทยโอเลฟินส์

ปตท. จะลงทุนเพิ่มในบริษัทไทยโอเลฟินส์สำหรับส่วนขยายกำลังผลิต จำนวน 3,220 ล้านบาท
(เทียบเท่า 70 ล้านเหรียญสหรัฐฯ) ซึ่งจะทำให้ ปตท. มีสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัทไทยโอเลฟินส์
เป็นร้อยละ 63.03 ทั้งนี้ บริษัทไทยโอเลฟินส์ ได้ลงนามในสัญญากู้เงินใหม่เมื่อวันที่ 25 มกราคม
2545 และในวันดังกล่าว ปตท.ได้ลงนามในสัญญา Shareholder’s Commercial Support
Arrangement กับเจ้าหนี้เงินกู้ และบริษัท ไทยโอเลฟินส์ และ
ลงนามในสัญญาซื้อขายเอทิลีนกับบริษัทไทยโอเลฟินส์เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2545

3.3.1.2 บริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)

บริษัทอะโรเมติกส์ เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีสายอะโรเมติกส์ขั้นต้น ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2545 ปตท. ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 46.33

โรงงานอะโรเมติกส์ของบริษัทตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
ได้เริ่มดำเนินการผลิต
เชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2540 มีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์หลัก คือ พาราไซลีน 322,000
ตันต่อปี เบนซีน 200,000 ตันต่อปี โทลูอีน 52,000 ตันต่อปี ออร์โธไซลีน 29,000 ตันต่อปี
และมิกซ์ไซลีนส์ 15,000 ตันต่อปี นอกจากนี้ ยังมีผลิตภัณฑ์พลอยได้ที่เป็นสารปิโตรเลียม คือ
แนฟทาชนิดเบา แรฟฟิเนท ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ก๊าซไฮโดรเจน
คอนเดนเสทเรสิดิว และสารอะโรเมติกส์หนัก

บริษัทฯ ได้ดำเนินโครงการขยายกำลังการผลิตระยะที่ 1 (Debottlenecking Project Stage
I ) แล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2545 ที่ผ่านมา ทำให้กำลังการผลิตสารอะโรเมติกส์ของบริษัทฯ
เพิ่มขึ้นโดยมีกำลังการผลิต พาราไซลีนเป็น 394,000 ตันต่อปี เบนซีน 333,000 ตันต่อปี
และโทลูอีน 140,000 ตันต่อปี และบริษัทฯ มีแผนเพิ่มกำลังการผลิตสาร
อะโรเมติกส์โดยดำเนินโครงการขยายกำลังการผลิตระยะที 2
ซึ่งจะทำให้มีกำลังการผลิตพาราไซลีนและเบนซีน เพิ่มขึ้นอีก คาดว่าจะแล้วเสร็จกลางปี 2547

  (1) การจัดหาวัตถุดิบ

  วัตถุดิบหลักของบริษัทอะโรเมติกส์ คือคอนเดนเสท แนฟทา และไพโรไลซิส ก๊าซโซลีน ซึ่งปัจจุบัน
  ปตท. มีสัญญาซื้อขายคอนเดนเสทระยะยาวกับบริษัทอะโรเมติกส์ โดย ปตท.
  เป็นผู้จัดหาคอนเดนเสทจำนวน 28,000 บาร์เรลต่อวัน ให้แก่บริษัทอะโรเมติกส์
  โดยอิงกับตะกร้าราคาน้ำมันดิบ (Basket of Crude Oil Prices) โดยสัญญานี้มีอายุสัญญา
  15 ปี นับตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2541 ทั้งนี้ การระงับหรือยกเลิกสัญญาจะกระทำได้
  ต่อเมื่อคู่สัญญาฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งแจ้งเป็นลายลักษณ์อักษรไม่น้อยกว่า 30 วัน

  (2) การจัดจำหน่าย

  การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัทอะโรเมติกส์นั้น ส่วนใหญ่ ปตท. จะเป็นผู้ทำการจัดจำหน่ายให้
  ภายใต้สัญญาระยะยาว โดย ปตท. จะเป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดของบริษัทอะโรเมติกส์
  และให้บริษัทอะโรเมติกส์เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้กับลูกค้า
  การทำสัญญาซื้อผลิตภัณฑ์จากบริษัทอะโรเมติกส์ เป็นสัญญา "Take-or-Pay” ที่ ปตท.
  รับประกันการซื้อผลิตภัณฑ์ขั้นต่ำตามสัญญา โดย ปตท. จะได้รับค่าดำเนินการ
  ในการทำตลาดให้กับบริษัทอะโรเมติกส์ นอกจากนี้ ปตท. ได้ทำสัญญาซื้อผลิตภัณฑ์ประเภท
  “Take-and-Pay” ซึ่งมิได้กำหนดให้ ปตท. มีหน้าที่ในการรับประกันการซื้อผลิตภัณฑ์ขั้นต่ำ

  (3) การบริหาร

  คณะกรรมการบริษัทอะโรเมติกส์ ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 14 คน ปตท.
  เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 7 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้ ปตท.
  ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ
  บริษัทอะโรเมติกส์ ซึ่งรวมตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่

  (4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของบริษัทอะโรเมติกส์ ในช่วงปี 2543-2545 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| งบเดี่ยว                    | ปี 2543      | ปี 2544      | ปี 2545      |
|                           |             |             |             |
|                           |             | (ปรับปรุงใหม่) |             |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| รายได้รวม                  | 18,995      | 21,882      | 22,015      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)       | (21,728)    | (24,416)    | (22,517)    |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน)              | (2,027)     | (288)       | 294         |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน           |             |             |             |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ          | (4,760)     | (2,822)     | (207)       |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| สินทรัพย์รวม                 | 31,633      | 29,253      | 33,829      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| หนี้สินรวม                   | 27,493      | 26,726      | 29,264      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น               | 4,140       | 2,527       | 4,565       |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+

  (5) การปรับโครงสร้างหนี้

  ในเดือนตุลาคม 2544 บริษัทอะโรเมติกส์ ได้ Refinance เงินกู้ K-Exim บางส่วน
  จำนวนเงิน 68.75 ล้านเหรียญสหรัฐฯ และในปี 2545 บริษัทฯ ได้ดำเนินการ Refinance
  เงินกู้ K-Exim ส่วนที่เหลือ จำนวนเงิน 17.05 ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยธนาคารกรุงไทย
  ซึ่งดำเนินการแล้วเสร็จเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2546 โดยที่อัตราดอกเบี้ยใหม่เฉลี่ยประมาณ
  6.5% ต่อปี ลดลงจากเดิม 5.3% ต่อปี ทำให้บริษัทฯ
  สามารถประหยัดดอกเบี้ยได้ตลอดอายุหนี้ที่เหลือ 4 ปี เป็นเงินประมาณ 80 ล้านบาท

3.3.1.3 บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน)

บริษัทปิโตรเคมีแห่งชาติ เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายก๊าซเอทิลีนและก๊าซโพรพิลีน (สารโอเลฟินส์) ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2545 ปตท. ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 37.94

โรงงานของบริษัทปิโตรเคมีแห่งชาติ ซึ่งเป็นโรงงานที่ใช้ก๊าซเป็นวัตถุดิบหลัก (Gas Based)
ตั้งอยู่ในเขตนิคม
อุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง ได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2533
ปัจจุบันมีกำลังการผลิต ประกอบด้วยผลิตภัณฑ์หลักคือเอทิลีน 401,000 ตันต่อปี โพรพิลีน 127,000
ตันต่อปี และผลิตภัณฑ์พลอยได้คือ มิกซ์ซี 4 ไฮโดรเจน และก๊าซไนโตรเจน ทั้งนี้
บริษัทปิโตรเคมีแห่งชาติได้เพิ่มกำลังการผลิตเอทิลีนอีกจำนวน 36,000 ตันต่อปี
(Debottlenecking Cracker Phase I) แล้วเสร็จ เมื่อกุมภาพันธ์ 2545
และมีแผนที่จะเพิ่มกำลังการผลิตเอทิลีนอีก 24,000 ตันต่อปี (Debottlenecking Cracker
Phase II) และโครงการผลิตเม็ดพลาสติก (High Density Polyethylene)
ที่มีกำลังการผลิต 250,000 ตันต่อปี โดยคาดว่าจะแล้วเสร็จกลางปี 2547

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

  วัตถุดิบหลักที่ใช้ในการผลิตโอเลฟินส์คือก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน และก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดย
  ปตท. เป็นผู้จัดหาวัตถุดิบดังกล่าวทั้งหมดซึ่งได้มาจากโรงแยกก๊าซของ ปตท.
  ภายใต้สัญญาซื้อขายวัตถุดิบระยะยาว 12 ปี นับตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2542
  ต่ออายุได้ครั้งละไม่เกิน 5 ปี โดยจะต้องแจ้งล่วงหน้าเป็นลายลักษณ์อักษรไม่น้อยกว่า 1 ปี
  โดยราคาผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซจะกำหนดด้วยการอ้างอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในตลาดโลก

  (2) การจัดจำหน่าย

  บริษัทปิโตรเคมีแห่งชาติได้ทำสัญญาซื้อขายผลิตภัณฑ์ระยะยาวโดยตรงกับลูกค้ากลุ่มโรงงานผลิตปิโตรเคมีขั้นต่อเนื่อง
  ซึ่งส่วนใหญ่เป็นผู้ถือหุ้นของบริษัท

(3) การบริหาร

  คณะกรรมการบริษัทปิโตรเคมีแห่งชาติ ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 13 คน ปตท.
  เป็นผู้แต่งตั้ง จำนวน 5 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้ ปตท.
  ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของปิโตรเคมีแห่งชาติ
  ซึ่งรวมตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่

  (4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของบริษัทปิโตรเคมีแห่งชาติ ในช่วงปี 2543-2545 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+---------------------------+--------------+-------------+-------------+
| งบรวม                     | ปี 2543       | ปี 2544      | ปี 2545      |
+---------------------------+--------------+-------------+-------------+
| รายได้รวม                  | 14,587       | 13,732      | 12,798      |
+---------------------------+--------------+-------------+-------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)       | (12,103)     | (12,459)    | (11,490)    |
+---------------------------+--------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน)              | (37)         | -           | -           |
| จากการด้อยค่าของสินทรัพย์      |              |             |             |
+---------------------------+--------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน)              | (286)        | 50          | 67          |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน           |              |             |             |
+---------------------------+--------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ          | 2,161        | 1,323       | 1,375       |
+---------------------------+--------------+-------------+-------------+
| สินทรัพย์รวม                 | 22,403       | 25,680      | 26,406      |
+---------------------------+--------------+-------------+-------------+
| หนี้สินรวม                   | 8,636        | 7,102       | 7,328       |
+---------------------------+--------------+-------------+-------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น               | 13,767       | 18,578      | 19,078      |
+---------------------------+--------------+-------------+-------------+

3.3.1.4 บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด

บริษัทไทยพาราไซลีนดำเนินธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายสารพาราไซลีน ณ วันที่ 31 ธันวาคม
2545 ปตท. ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 23.48 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่นคือ บริษัท เอ็ม โอ ซี โฮลดิ้ง
(ไทยแลนด์) จำกัด และบริษัท ไทยออยล์ ซึ่งถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 45.57 และร้อยละ 19.69
ตามลำดับ

ปัจจุบัน โรงงานของบริษัทไทยพาราไซลีน ได้ดำเนินการก่อสร้างโรงงานแล้วเสร็จ
และได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์แล้วในวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2545
โดยมีกำลังการผลิตพาราไซลีน 290,000 ตันต่อปี

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

  วัตถุดิบหลักที่ใช้ในการผลิตพาราไซลีน ได้แก่ มิกซ์ไซลีน โดย บริษัท ไทยออยล์ และ บริษัท เอ็ม
  โอ ซีโฮลดิ้ง (ไทยแลนด์) เป็นผู้จัดหาวัตถุดิบดังกล่าว
  ด้วยราคาอ้างอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในตลาดโลก

  (2) การจัดจำหน่าย

  บริษัทไทยพาราไซลีน
  ได้ทำสัญญาซื้อขายผลิตภัณฑ์โดยตรงกับลูกค้ากลุ่มโรงงานผลิตปิโตรเคมีขั้นต่อเนื่องบางส่วน
  และทำการส่งออกในส่วนที่เหลือ ส่วนผลิตภัณฑ์พลอยได้ บริษัท ไทยพาราไซลีนขายให้แก่บริษัท
  ไทยออยล์ ทั้งหมด

(3) การบริหาร

  คณะกรรมการบริษัทไทยพาไซลีน ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 10 คน ปตท. เป็นผู้แต่งตั้ง
  จำนวน 3 คน

  (4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัทไทยพาราไซลีน ในช่วงปี 2545 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+----------------------------------------------+----------------------+
| งบรวม                                        | ปี 2545               |
+----------------------------------------------+----------------------+
| รายได้รวม                                     | 5,121                |
+----------------------------------------------+----------------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)                          | 6,062                |
+----------------------------------------------+----------------------+
| กำไร (ขาดทุน) จากการด้อยค่าของสินทรัพย์            | (941)                |
+----------------------------------------------+----------------------+
| กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน                 | 40                   |
+----------------------------------------------+----------------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                             | (901)                |
+----------------------------------------------+----------------------+
| สินทรัพย์รวม                                    | 8,825                |
+----------------------------------------------+----------------------+
| หนี้สินรวม                                      | 5,352                |
+----------------------------------------------+----------------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น                                  | 3,473                |
+----------------------------------------------+----------------------+

3.3.1.5 บริษัท ปุ๋ยแห่งชาติ จำกัด (มหาชน)

บริษัทปุ๋ยแห่งชาติ เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายปุ๋ยเคมี ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 ปตท.
ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 20.44

โรงงานปุ๋ยเคมีของบริษัท ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
ได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2541 ปัจจุบันมีกำลังการผลิตปุ๋ยเคมี/ปุ๋ยผสม 3,200
ตันต่อวัน กรดซัลฟูริก 1,400 ตันต่อวัน และกรดฟอสฟอริก 1,350 ตันต่อวัน

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

  การจัดหาวัตถุดิบส่วนใหญ่ของบริษัทปุ๋ยแห่งชาติเป็นการนำเข้าจากต่างประเทศที่ราคาตลาด
  ซึ่งวัตถุดิบหลักประกอบด้วย ธาตุไนโตรเจน ธาตุฟอสฟอรัส และธาตุโปแตสเซียมคลอไรด์ ทั้งนี้
  การสั่งซื้อวัตถุดิบที่มีปริมาณความต้องการค่อนข้างมาก
  บริษัทปุ๋ยแห่งชาติจะติดต่อโดยตรงกับผู้ผลิตและตัวแทนผู้ผลิต

  (2) การจัดจำหน่าย

  บริษัทปุ๋ยแห่งชาติจำหน่ายปุ๋ยเคมีผ่านตัวแทนจำหน่าย (Dealer) ที่มีอยู่ทุกจังหวัดทั่วประเทศ
  ซึ่งปัจจุบัน บริษัทปุ๋ยแห่งชาติได้แต่งตั้งตัวแทนจำหน่ายแล้วกว่า 232 ราย
  และยังทำการขายตรงให้แก่กลุ่มผู้มีกำลังซื้อสูง เช่น สหกรณ์การเกษตร
  องค์กรทางการเกษตรทั้งภาครัฐบาลและภาคเอกชน เป็นต้น นอกจากนี้
  บริษัทปุ๋ยแห่งชาติยังได้ส่งออกผลิตภัณฑ์ไปยังต่างประเทศ

  (3) การบริหาร

  คณะกรรมการบริษัทปุ๋ยแห่งชาติ ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 15 คน ปตท. เป็นผู้แต่งตั้ง
  จำนวน 2 คน รวมประธานกรรมการ

  (4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของบริษัทปุ๋ยแห่งชาติ ในช่วงปี 2543 -2544 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

+----------------------------------+-----------------+----------------+
| งบรวม                            | ปี 2543          | ปี 2544         |
+----------------------------------+-----------------+----------------+
| รายได้รวม                         | 4,289           | 3,362          |
+----------------------------------+-----------------+----------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)              | (5,919)         | (5,204)        |
+----------------------------------+-----------------+----------------+
| กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน     | (53)            | (21)           |
+----------------------------------+-----------------+----------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                 | (1,683)         | (1,863)        |
+----------------------------------+-----------------+----------------+
| สินทรัพย์รวม                        | 15,451          | 13,994         |
+----------------------------------+-----------------+----------------+
| หนี้สินรวม                          | 12,414          | 13,069         |
+----------------------------------+-----------------+----------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น                      | 3,037           | 925            |
+----------------------------------+-----------------+----------------+

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545 บริษัทปุ๋ยแห่งชาติได้ชำระคืนเงินกู้คงค้างทั้งสิ้นให้แก่ ปตท.
  เป็นจำนวน 97.5 ล้านบาท โดยคิดอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ขั้นต่ำที่ธนาคารคิดกับลูกค้าชั้นดี
  (Minimum Lending Rate: MLR) ของธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน)

  บริษัทปุ๋ยแห่งชาติ แจ้งต่อตลาดหลักทรัพย์ฯ ขอเลื่อนการส่งงบการเงินงวดสิ้นสุด วันที่ 31
  ธันวาคม 2545 ปัจจุบัน บริษัทฯ อยู่ระหว่างการปรับโครงสร้างหนี้และจัดหาผู้ร่วมทุนใหม่

3.3.2 ธุรกิจการกลั่น

ปตท.ได้เข้าร่วมลงทุนในธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันผ่านบริษัทในเครือรวมทั้งสิ้น 4 บริษัทได้แก่บริษัท
ไทยออยล์ จำกัด ("โรงกลั่นไทยออยล์") บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด ("โรงกลั่นระยอง")
บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ("โรงกลั่นสตาร์") และบริษัท บางจากปิโตรเลียม
จำกัด (มหาชน) ("โรงกลั่นบางจาก")

ปตท.ดำเนินธุรกิจขายน้ำมันดิบที่ ปตท.จัดหามาจากแหล่งน้ำมันในประเทศและต่างประเทศให้กับ 4
บริษัทข้างต้น
โดยน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศทั้งหมดจะขายให้กับโรงกลั่นไทยออยล์และโรงกลั่นบางจาก

นอกจากการขายน้ำมันดิบให้กับโรงกลั่นแล้ว ปตท.ยังรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากทั้ง 4
บริษัทเพื่อจำหน่ายต่อให้แก่ลูกค้าโดยกลุ่มธุรกิจน้ำมัน โดยทั่วไปแล้ว ปริมาณผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่
ปตท.รับซื้อจะอ้างอิงจากสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท.ในบริษัทนั้นๆ

ในช่วงระยะเวลาสามปีที่ผ่านมา โรงกลั่นน้ำมันของแต่ละบริษัทในเครือ
ปตท.มีกำลังการกลั่นและอัตราการใช้กำลังการกลั่น ที่เกิดจากการนำน้ำมันดิบและวัตถุดิบเข้ากลั่น
ดังนี้

หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

+------------+---------+-------+------+-------+------+------+------+
| โรงกลั่น     | กำล     | ปี     |      | ปี     |      | ปี    |      |
|            | ังการกลั่น | 2543  |      | 2544  |      | 2545 |      |
+------------+---------+-------+------+-------+------+------+------+
|            |         | ปริมาณ | อัตร  | ปริมาณ | อัตร  | ป    | อัตร  |
|            |         |       | าการ |       | าการ | ริมาณ | าการ |
|            |         | น้ำ    |      | น้ำ    |      |      |      |
|            |         | มันดิบ/ | ใช   | มันดิบ/ | ใช   | น้ำม  | ใช   |
|            |         |       | ้กำลัง |       | ้กำลัง | ันดิบ/ | ้กำลัง |
|            |         | วัตถุดิบ |      | วัตถุดิบ |      |      |      |
|            |         |       | กา   |       | กา   | ว    | กา   |
|            |         | ท     | รกลั่น | ท     | รกลั่น | ัตถุดิบ | รกลั่น |
|            |         | ี่ใช้กลั่น |      | ี่ใช้กลั่น |      |      |      |
|            |         |       | (ร้อ  |       | (ร้อ  | ที่ใ   | (ร้อ  |
|            |         |       | ยละ) |       | ยละ) | ช้กลั่น | ยละ) |
+------------+---------+-------+------+-------+------+------+------+
| โรง        | 220     | 171   | 77.6 | 195   | 88.7 | 208  | 94.5 |
| กลั่นไทยออยล์ |         |       |      |       |      |      |      |
+------------+---------+-------+------+-------+------+------+------+
| โรงกลั่น     | 145     | 145   | 1    | 140   | 96.2 | 144  | 99.2 |
| ระยอง^(/1) |         |       | 00.3 |       |      |      |      |
+------------+---------+-------+------+-------+------+------+------+
| โรงกลั่นสตาร์ | 150     | 144   | 96.1 | 140   | 93.0 | 144  | 95.9 |
+------------+---------+-------+------+-------+------+------+------+
| โร         | 120     | 88    | 73.0 | 75    | 62.9 | 74   | 61.3 |
| งกลั่นบางจาก |         |       |      |       |      |      |      |
+------------+---------+-------+------+-------+------+------+------+

ที่มา : กรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์

^(/1) ในปี 2544 โรงกลั่นระยองหยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ตั้งแต่วันที่ 5
กุมภาพันธ์ถึงวันที่ 3 มีนาคม เป็นเวลา 27 วัน

โดยทั้ง 4 โรงกลั่นมีการผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปออกมาดังนี้

หน่วย : ล้านบาร์เรล

  ----------------------------- --------------- --------------- ---------------
  ผลิตภัณฑ์                        ปี 2543          ปี 2544          ปี 2545

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)         10              12              11

  น้ำมันเบนซิน                     36              37              35

  น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน/น้ำมันก๊าด   23              22              26

  น้ำมันดีเซล                      76              77              80

  น้ำมันเตา                       35              33              30

  ยางมะตอย                      2               3               3

  อื่นๆ                           19              17              22

  รวม                           200             201             208
  ----------------------------- --------------- --------------- ---------------

ที่มา : กรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์

^(/1) LPG 1 ตัน เท่ากับ 11.64 บาร์เรล ( หรือ 1 บาร์เรล เท่ากับ 0.0859 ตัน)

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ผลิตได้จากในแต่ละโรงกลั่นได้มีการจัดจำหน่ายทั้งในประเทศและส่งออกไปจำหน่ายยังตลาดต่างประเทศ
ดังนี้

หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

[TABLE]

ที่มา : ปตท.

^(/1)
ปริมาณการจำหน่ายของโรงกลั่นไทยออยล์ไม่รวมผลิตภัณฑ์ที่นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอื่นๆ

^(/2) โรงกลั่นบางจากมีการจัดหา/แลกเปลี่ยนผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นอื่นในประเทศ
ในส่วนที่ผลิตได้ไม่เพียงพอมาจำหน่ายใน ตลาดของตนเอง

3.3.2.1 บริษัท ไทยออยล์ จำกัด

โรงกลั่นไทยออยล์ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปแก่ลูกค้าในประเทศเป็นหลัก
ส่วนที่เหลือจะทำการส่งออก นอกจากนี้ โรงกลั่นไทยออยล์ยังได้ขยายการลงทุนในธุรกิจปิโตรเคมี
ธุรกิจไฟฟ้าและธุรกิจขนส่งน้ำมันสำเร็จรูปเพื่อเพิ่มรายได้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.99
ส่วนที่เหลือถือโดยสถาบันการเงินผู้ให้กู้และสำนักงานทรัพย์สินส่วนพระมหากษัตริย์ในสัดส่วนร้อยละ
49.99 และร้อยละ 0.02 ตามลำดับ

โรงกลั่นไทยออยล์ตั้งอยู่ที่อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกันยายน 2507 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 220,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 22.0 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ
โรงกลั่นไทยออยล์จัดว่าเป็นโรงกลั่นหลักซึ่ง
ปตท.จะใช้เป็นฐานการผลิตเชิงพาณิชย์เพื่อสนับสนุนการตลาดของธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

(1) การผลิต

โรงกลั่นไทยออยล์จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพทางด้านการผลิตสูง
มีความคล่องตัวในการปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตและการเลือกใช้น้ำมันดิบ
สามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่หลากหลายคือมีหน่วย Hydrocracking (HCU), Thermal Cracking
(TCU) และ Fluid Catalytic Cracking (FCC)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซลและน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น
การผลิตของโรงกลั่นไทยออยล์จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาทั้งจากภายนอกและภายในประเทศ
โดยแหล่งภายนอกประเทศจะเป็นการนำเข้าทั้งจากแหล่งตะวันออกกลางและตะวันออกไกล
สำหรับแหล่งภายในประเทศจัดหาจากแหล่งสิริกิติ์ จังหวัดกำแพงเพชร โดยทำการขนส่งทางรถไฟ

ในการจัดหาน้ำมันดิบ ปตท.จะเป็นผู้จัดหาให้แก่โรงกลั่นไทยออยล์
ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป ในสัดส่วนร้อยละ 49.99
ของกำลังการกลั่น และในบางกรณี โรงกลั่นไทยออยล์จะรับกลั่นน้ำมันดิบที่ ปตท.เป็นเจ้าของ
ซึ่งมีการคิดค่าธรรมเนียมการกลั่นตามอัตราที่อ้างอิงกับราคาตลาด

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 4.8
มิกซ์ไซลีนร้อยละ 3.7 น้ำมันเบนซินร้อยละ 21.3 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 17.9
น้ำมันดีเซลร้อยละ 41.4 น้ำมันเตาร้อยละ 9.2 และอื่นๆร้อยละ 1.7

(2) การจัดจำหน่าย

โรงกลั่นไทยออยล์มีสัญญาจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์กับบริษัทคู่ค้าต่างๆโดย

-   จัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปให้แก่
    ปตท.ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป (Product Offtake and
    Crude Oil Supply Agreement) ในสัดส่วนร้อยละ 49.99 ของกำลังการกลั่น ทั้งนี้
    ปตท.ยังสามารถรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปส่วนที่เกินจากร้อยละ 49.99 ได้ในราคาตลาด

-   จัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปให้แก่บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด
    ตามหนังสือแสดงเจตจำนงรับซื้อผลิตภัณฑ์ ในปริมาณ 3,600 ล้านลิตร ในช่วงระยะเวลา 4 ปี
    นับจากวันที่ 1 พฤษภาคม 2544

-   จัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปให้แก่บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด
    ตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Sales and Purchase Agreement) ในปริมาณ 1,965
    ล้านลิตร ในช่วงระยะเวลา 4 ปี นับจากวันที่ 1 เมษายน 2544

-   จัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์มิกซ์ไซลีนให้แก่บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัดตามสัญญาจัดหามิกซ์ไซลีน
    เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตพาราไซลีน ในปริมาณที่บริษัท ไทยพาราไซลีน กำหนด
    ซึ่งจะต้องไม่น้อยกว่าปีละ 250,000 ตัน แต่ไม่เกินปีละ 300,000 ตัน

ในปี 2545 โรงกลั่นไทยออยล์มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 83
และส่งออกประมาณร้อยละ 17 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ไทยออยล์ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท.
6 คน (รวมประธานคณะกรรมการบริษัท ซึ่ง ปตท.เป็นผู้มีอำนาจแต่งตั้ง)
และจากสถาบันการเงินผู้ให้กู้ 6 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ไทยออยล์ จำกัด ในช่วงปี 2543 - 2545 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------ ----------- ----------- ----------- -----------
  งบรวม                    ปี 2543                  ปี 2544      ปี 2545

                           ต.ค. 42 -   ต.ค. 43 -               
                           ก.ย. 43     ธ.ค. 43                 

  รายได้รวม                 45,418      23,040      78,979      103,791

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)      (49,620)    (24,954)    (83,738)    (103,892)
                                                               ^(/1)

  กำไร (ขาดทุน)             3,758       -           834         (397)
  จากการด้อยค่าของสินทรัพย์                                         

  กำไร (ขาดทุน)             314         (1,906)     (814)       1,005
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                              

  รายการพิเศษ               14,547      -           5,099       -

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ         14,418      (3,820)     359         507

                                                               

  สินทรัพย์รวม                110,141     102,551     102,089     100,969

  หนี้สินรวม                  81,481      78,262      74,011      72,303

  ส่วนของผู้ถือหุ้น              28,660      24,289      28,078      28,666
  ------------------------ ----------- ----------- ----------- -----------

^(/1) รวมรายการเครดิตภาษีจำนวน 56 ล้านบาท

ที่มา : บริษัท ไทยออยล์ จำกัด

(5) วงเงินหมุนเวียนสำหรับการจัดหาน้ำมันดิบ

หลังจากการปรับโครงสร้างหนี้เมื่อเดือนเมษายน 2543
ไทยออยล์ก็มีผลดำเนินงานกำไรอย่างต่อเนื่องเป็นเวลา 3 ปี
ทำให้ได้รับความไว้วางใจจากผู้ค้าน้ำมันดิบต่างชาติและสถาบันการเงินในประเทศ ในการนี้
นอกเหนือจากวงเงินเครดิตของ ปตท.สำหรับการซื้อน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ แก่โรงกลั่นไทยออยล์
จำนวนเงินไม่เกิน 100 ล้านเหรียญสหรัฐฯ แล้ว ผู้ค้าน้ำมันดิบรายอื่นๆ
ยังให้วงเงินในการจัดหาน้ำมันดิบแก่ไทยออยล์โดยไม่ต้องเปิด L/C (Letter of Credit)
รวมอีกประมาณ 330 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
นอกจากนี้ไทยออยล์ยังสามารถเจรจากู้เงินวงเงินหมุนเวียนกับสถาบันการเงินในประเทศเพื่อใช้สนับสนุนการดำเนินการกลั่นน้ำมัน
เป็นจำนวนรวม 65 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
ปัจจัยเหล่านี้ล้วนสนับสนุนให้ไทยออยล์สามารถเพิ่มระดับการกลั่นน้ำมันได้เต็มที่
โดยใช้เงินทุนหมุนเวียนของตนเอง ทำให้เกิดประโยชน์ทางเศรษฐศาสตร์สูงสุด (Optimization)

(6) การขยายตลาดน้ำมันในประเทศ

ในปี 2545 ไทยออยล์สามารถเพิ่มระดับการกลั่นจาก 195 พันบาร์เรลต่อวัน เป็น 208
พันบาร์เรลต่อวัน โดยสามารถขยายตลาดในประเทศได้ ทำให้ยอดขายในประเทศเพิ่มขึ้นร้อยละ
9.0 จาก 156 พันบาร์เรลต่อวัน ในปี 2544 เป็น 170 พันบาร์เรลต่อวัน ในปี 2545

(7) การเพิ่มผลกำไรของโรงกลั่น

ในปี 2545 โรงกลั่นไทยออยล์ได้ใช้มาตรการเสริมในการเพิ่มรายได้
ซึ่งสามารถทำผลประโยชน์ได้ถึงประมาณ 0.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลหรือปีละประมาณ 20
ล้านเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งได้มาจาก 1)
การวางแผนการกลั่นและการจัดหาน้ำมันดิบของคณะกรรมการวางแผนการผลิต
รวมทั้งการจ้างเรือขนน้ำมันดิบร่วมกับโรงกลั่นอื่นๆ ในประเทศ 2) การเพิ่มปริมาณการกลั่นโดยนำ
Long Residue จากโรงกลั่นในประเทศมากลั่นต่อและขายเป็นน้ำมันเตา
นอกจากนี้ไทยออยล์ยังให้บริการทุ่นรับน้ำมันดิบ SBM (Single Buoy Mooring)
แก่โรงกลั่นใกล้เคียง และกำลังดำเนินการวางท่อเพื่อรับไฮโดรเจนส่วนเกินจากโรงกลั่นใกล้เคียง
ซึ่งจะช่วยประหยัดต้นทุนได้อีกส่วนหนึ่ง

3.3.2.2 บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด

โรงกลั่นระยองดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายในประเทศและส่งออก ณ 31 ธันวาคม 2545
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 36 ส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 64 ถือโดยบริษัท เชลล์ อินเตอร์เนชั่นแนล
โฮลดิ้งส์ ลิมิเต็ด ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชลล์

โรงกลั่นระยองตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2539 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 145,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 14.5 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

(1) การผลิต

โรงกลั่นระยองจัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Hydrocracking (HCU) และ Thermal Cracking (TCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซลได้เพิ่มขึ้น
การผลิตของโรงกลั่นระยองจะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากภายนอกประเทศ โดยจัดหาผ่าน
ปตท.และบริษัทในกลุ่มของเชลล์

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 6.4
โพรไพลีนร้อยละ 1.4 แนฟธาร้อยละ 5.4 น้ำมันเบนซินร้อยละ 15.5
น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 8.9 น้ำมันดีเซลร้อยละ 37.8 น้ำมันเตาร้อยละ 15.8
และอื่นๆร้อยละ 8.8

(2) การจัดจำหน่าย

โรงกลั่นระยองดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Product
Offtake Agreement)
โดยผู้ถือหุ้นมีภาระผูกพันที่จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นระยองไม่น้อยกว่าร้อยละ
70 ของผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ ตามสัดส่วนการถือหุ้น ตามราคาตลาดในประเทศ

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว
โรงกลั่นระยองยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้แก่โพรไพลีน
แนฟธาชนิดเบาและรีฟอร์เมท ให้แก่บริษัท เอชเอ็มซี จำกัด บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด และบริษัท
อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) ตามลำดับ

ในปี 2545 โรงกลั่นระยองมีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 88
และส่งออกประมาณร้อยละ 12 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันแล้ว
โรงกลั่นระยองยังมีรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในส่วนที่เหลือใช้ในโรงกลั่นให้แก่ บริษัท
มาบตาพุด แทงค์ เทอร์มินัล จำกัด และ บริษัท ไบเออร์ จำกัด ตามลำดับ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 8 คน
เป็นตัวแทนจาก ปตท. 3 คน และจากบริษัทในเครือของเชลล์ 5 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด ในช่วงปี 2543 - 2545 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| งบเดี่ยว                | ปี 2543       | ปี 2544       | ปี 2545       |
|                       |              |              |              |
|                       |              |              | (ยัง          |
|                       |              |              | ไม่ได้ตรวจสอบ) |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| รายได้รวม              | 87,736       | 82,372       | 87,454       |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)   | (87,964)     | (85,905)     | (87,184)     |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| กำไร (ขาดทุน)          | (8,320)      | (1,395)      | 1,449        |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน       |              |              |              |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ      | (8,548)      | (4,927)      | 1,719        |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
|                       |              |              |              |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| สินทรัพย์รวม             | 57,493       | 55,787       | 55,754       |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| หนี้สินรวม               | 72,145       | 65,459       | 60,766       |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น           | (14,652)     | (9,672)      | (5,012)      |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+

ที่มา : บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด

(5) การปรับโครงสร้างหนี้

โรงกลั่นระยองได้ทำการปรับโครงสร้างหนี้ไปแล้วครั้งหนึ่งในปี 2540
ซึ่งหลักการของการปรับโครงสร้างหนี้ครั้งนั้น เน้นที่การเลื่อนระยะเวลาชำระคืนต้นเงินกู้เป็นหลัก
แต่เนื่องจากในระยะ 4 - 5 ปีที่ผ่านมา
ภาวะธุรกิจการกลั่นทั้งในประเทศและภูมิภาคยังอยู่ในสถานการณ์ที่ไม่ดีนัก ค่าการกลั่นยังคงตกต่ำ
ทำให้โรงกลั่นระยองไม่สามารถชำระคืนต้นเงินกู้ที่มีอยู่ 1,335 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตามกำหนดได้
จึงได้เจรจาปรับโครงสร้างหนี้ใหม่อีกครั้งหนึ่ง

ปัจจุบัน อยู่ในระหว่างการเจรจาในรายละเอียด
ซึ่งคาดว่าจะสามารถดำเนินการแล้วเสร็จในกลางปี 2546

3.3.2.3 บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

โรงกลั่นสตาร์ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายในประเทศและส่งออก ณ 31 ธันวาคม 2545
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 36 ส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 64 ถือโดยบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์
ทรานสปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชฟรอน-เท็กซาโก

โรงกลั่นสตาร์ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2539 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 150,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 15.0 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

(1) การผลิต

โรงกลั่นสตาร์จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Residue Fluid Catalytic Cracking (RFCCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น
การผลิตของโรงกลั่นสตาร์จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากภายนอกประเทศ โดย ปตท.และบริษัท เชฟรอน
สหรัฐอเมริกา (Chevron USA) ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชฟรอน-เท็กซาโก
เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ (Feedstock Supply Agreement)
โดยแบ่งปริมาณการจัดหาตามสัดส่วนการถือหุ้น
ซึ่งสัญญาจัดหาน้ำมันดิบจะไม่สามารถยกเลิกได้ตราบเท่าที่เงินกู้หลังการปรับโครงสร้างหนี้
ยังไม่ได้รับการชำระคืนครบถ้วน

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 6.5
โพรไพลีนร้อยละ 1.4 แนฟธาร้อยละ 5.4 น้ำมันเบนซินร้อยละ 15.6
น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 9.0 น้ำมันดีเซลร้อยละ 37.5 น้ำมันเตาร้อยละ 15.7
และอื่นๆร้อยละ 8.9

(2) การจัดจำหน่าย

โรงกลั่นสตาร์ดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Product
Offtake Agreement)
โดยผู้ถือหุ้นมีภาระผูกพันที่จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นสตาร์เฉลี่ยไม่น้อยกว่า88,200
บาร์เรลต่อวัน ตามสัดส่วนการถือหุ้น ตามราคาตลาดในประเทศ

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว
โรงกลั่นสตาร์ยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้แก่โพรไพลีน
แนฟธาชนิดเบาและรีฟอร์เมท ให้แก่บริษัท เอชเอ็มซี จำกัด บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด และบริษัท
อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) ตามลำดับ

ในปี 2545 โรงกลั่นสตาร์มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 79
และส่งออกประมาณร้อยละ 21 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันแล้ว
โรงกลั่นสตาร์ยังมีรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในส่วนที่เหลือใช้ในโรงกลั่นให้แก่ บริษัท
มาบตาพุด แทงค์ เทอร์มินัล จำกัด และ บริษัท ไบเออร์ จำกัด ตามลำดับ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 8 คน
เป็นตัวแทนจาก ปตท. 3 คน และจากบริษัทในเครือของเชฟรอน-เท็กซาโก 5 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ในช่วงปี 2543 - 2545 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| งบเดี่ยว                | ปี 2543       | ปี 2544       | ปี 2545       |
|                       |              |              |              |
|                       |              |              | (ยัง          |
|                       |              |              | ไม่ได้ตรวจสอบ) |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| รายได้รวม              | 67,191       | 63,592       | 65,257       |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)   | (66,901)     | (66,231)     | (64,732)     |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| กำไร (ขาดทุน)          | (5,610)      | (860)        | 861          |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน       |              |              |              |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ      | (5,320)      | (3,499)      | 1,386        |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
|                       |              |              |              |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| สินทรัพย์รวม             | 48,137       | 45,071       | 46,488       |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| หนี้สินรวม               | 46,419       | 38,899       | 37,840       |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น           | 1,718        | 6,172        | 8,648        |
+-----------------------+--------------+--------------+--------------+

ที่มา : บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

(5) การปรับโครงสร้างหนี้

โรงกลั่นสตาร์ได้ปรับโครงสร้างหนี้แล้วเสร็จเมื่อเดือนพฤษภาคม 2545 เป็นจำนวนทั้งสิ้น 549.4
ล้านเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งหลักการของการปรับโครงสร้างหนี้
คือปรับแผนการชำระคืนเงินต้นตามผลประกอบการของบริษัท โดย
ขยายระยะเวลาการชำระคืนเงินต้นไปสิ้นสุดในปี 2009
ทำให้มั่นใจได้ว่าโรงกลั่นสตาร์จะมีความมั่นคงทางการเงินในระยะยาว อนึ่ง
ในการปรับโครงสร้างหนี้นี้ ปตท.ไม่มีภาระผูกพันเพิ่มเติมอย่างใด

3.3.2.4 บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

โรงกลั่นบางจากเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการกลั่นน้ำมันและจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูป รวมทั้งสินค้าอุปโภคบริโภค ณ 31
ธันวาคม 2545 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 24.29 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่คือกระทรวงการคลัง
ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 47.87 ส่วนที่เหลือเป็นประชาชนรายย่อยในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ถือหุ้นรวมกันในสัดส่วนร้อยละ 27.84

โรงกลั่นบางจากตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในนามบริษัท
บางจากปิโตรเลียม จำกัด ตั้งแต่เดือนเมษายน 2528 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 120,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 12.0 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

(1) การผลิต

โรงกลั่นบางจาก แม้ว่าจะเป็นโรงกลั่นที่มีกระบวนการผลิตแบบ Hydroskimming
ซึ่งมีสัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้เป็นน้ำมันเตาค่อนข้างสูง
แต่โรงกลั่นบางจากก็ได้มีการพัฒนาหน่วยกลั่นมาโดยตลอด
อีกทั้งยังหาทางเพิ่มผลกำไรโดยการร่วมมือกับโรงกลั่นอื่นในการสร้างมูลค่าเพิ่มและลดค่าใช้จ่ายเช่นการส่งน้ำมันเตาไปกลั่นที่โรงกลั่นอื่นและการร่วมขนส่งน้ำมันดิบ
นอกจากนี้
โรงกลั่นบางจากได้มุ่งเน้นในเรื่องของระบบความปลอดภัยและระบบป้องกันมลภาวะต่อสิ่งแวดล้อมเป็นอย่างมาก
เนื่องจากเป็นโรงกลั่นที่ตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร
การผลิตของโรงกลั่นบางจากจะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายในและภายนอกประเทศเช่นเดียวกับโรงกลั่นไทยออยล์

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 2.9
รีฟอร์เมทร้อยละ 3.4 น้ำมันเบนซินร้อยละ 11.6 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 12.2
น้ำมันดีเซลร้อยละ 32.9 น้ำมันเตาร้อยละ 24.0 Long Residue ร้อยละ 10.7 และอื่นๆ
ร้อยละ 2.4

(2) การจัดจำหน่าย

ปตท.มีสัญญาซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปกับโรงกลั่นบางจาก โดยที่
ปตท.จะรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปทั้งหมดที่โรงกลั่นบางจากผลิตได้ สัญญานี้มีอายุ 15 ปี
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2531 และจะสิ้นสุดลงในวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2546
คู่สัญญาฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งมีสิทธิที่จะบอกเลิกสัญญาได้ โดยต้องแจ้งเป็นลายลักษณ์อักษรล่วงหน้าอย่างน้อย
365 วันก่อนวันเลิกสัญญา อย่างไรก็ตาม ในช่วงเวลาที่ผ่านมา
ปตท.ไม่ได้รับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปทั้งหมดจากโรงกลั่นบางจากและโรงกลั่นบางจากก็ไม่เคยขายผลิตภัณฑ์ทั้งหมดให้
ปตท. เนื่องจากมีช่องทางการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปของตนเอง ดังนี้

1) การจำหน่ายผ่านสถานีบริการและการจำหน่ายโดยตรงให้ผู้ใช้

-   การจำหน่ายผ่านสถานีบริการ

-   การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง

-   การจำหน่ายให้กิจการอุตสาหกรรม

  2) การจำหน่ายให้แก่ ปตท. : เป็นการจำหน่ายในรูปขายส่ง ซึ่ง
  ปตท.จะนำไปจำหน่ายต่อผ่านระบบเครือข่ายของ ปตท.อีกทอดหนึ่ง

  3) การจำหน่ายให้ผู้ค้าน้ำมันรายอื่น :
  เป็นการจำหน่ายให้กับบริษัทผู้ค้าน้ำมันขนาดใหญ่และปานกลางที่มีคลังน้ำมันเป็นของตนเอง
  เพื่อนำไปจำหน่ายต่อแก่ผู้บริโภคอีกทอดหนึ่ง

  4) การจำหน่ายต่างประเทศ : ในปี 2545
  โรงกลั่นบางจากมีการส่งออกผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปคิดเป็นประมาณร้อยละ 0.2
  ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 9 คน
เป็นตัวแทนจาก ปตท. 2 คน กระทรวงการคลัง 1 คน ตัวแทนบางจาก (กรรมการผู้จัดการใหญ่)
1 คน กรรมการจากภายนอกอื่น 2 คนและกรรมการอิสระ 3 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ในช่วงปี 2543 - 2545
เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------ --------------- --------------- ---------------
  งบเดี่ยว                   ปี 2543          ปี 2544          ปี 2545

  รายได้รวม                 52,330          48,596          51,936

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)      (53,499)        (51,546)        (51,391) ^(/1)

  กำไร (ขาดทุน)             (413)           (37)            (11)
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                          

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ         (1,582)         (2,987)         534

                                                           

  สินทรัพย์รวม                29,028          26,393          28,901

  หนี้สินรวม                  23,256          23,962          24,315

  ส่วนของผู้ถือหุ้น              5,772           2,431           4,586
  ------------------------ --------------- --------------- ---------------

^(/1) รวมรายการเครดิตภาษี 10 ล้านบาท

ที่มา : บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

(5) แนวทางการแก้ไขปัญหาธุรกิจของบางจาก

ในปี 2545 โรงกลั่นบางจากประสบกับปัญหาการชำระคืนหนี้เงินกู้ระยะสั้น
จึงได้มีการปรับปรุงผลการดำเนินงานหลายอย่างเพื่อสร้างรายได้และลดค่าใช้จ่ายลงเช่นการร่วมดำเนินการกลั่นน้ำมันกับโรงกลั่นไทยออยล์
การร่วมขนส่งน้ำมันดิบกับโรงกลั่นอื่น การบริหารสินทรัพย์ให้เกิดประโยชน์สูงสุด เป็นต้น
แต่ก็ยังไม่สามารถแก้ไขปัญหาได้ทั้งหมด จึงต้องขอ
วงเงินกู้จำนวน 3,000 ล้านบาทจากธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน)
เพื่อนำไปชำระคืนหนี้ที่ถึงกำหนดชำระ

มติคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาธุรกิจของบางจาก

ตามที่ ฯพณฯ รองนายกรัฐมนตรี (นายพรหมินทร์ เลิศสุริย์เดช)
ประธานคณะกรรมการกำกับนโยบายด้านรัฐวิสาหกิจได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาธุรกิจของบางจาก
เพื่อพิจารณาความเป็นไปได้ของแผนธุรกิจของบางจากและพิจารณาทางเลือกในการปรับโครงสร้างทางการเงิน
รวมทั้งแนวทางการให้ความสนับสนุนจากภาครัฐ โดยมีนายชัยอนันต์ สมุทวณิช
เป็นประธานคณะอนุกรรมการฯ
และได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อศึกษาและสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาธุรกิจบางจาก

คณะทำงานได้พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาธุรกิจบางจาก
โดยยึดหลักการเพื่อลดความสูญเสียของภาครัฐและ อยู่บนพื้นฐานของความเป็นไปได้ ได้ข้อสรุปดังนี้

1. การปรับโครงสร้างทางการเงิน มีขั้นตอนดังต่อไปนี้

- จัดหาวงเงินกู้สำหรับการชำระหนี้ที่ครบกำหนดในครึ่งปีแรก 2546

- ปรับโครงสร้างทางการเงินและรีไฟแนนซ์หนี้ทั้งหมด

- ทำ Reprivatization หรือหาผู้ร่วมทุนใหม่

2. การปรับโครงสร้างธุรกิจ มีขั้นตอนดังต่อไปนี้

- เพิ่มรายได้ในการดำเนินธุรกิจและตัดธุรกิจที่ขาดทุน

- การสนับสนุนด้านนโยบายจากภาครัฐ

- การ integrate อุตสาหกรรมปิโตรเลียมทั้งระบบ

ที่ประชุมมีมติเห็นชอบตามข้อเสนอของคณะทำงาน
โดยมีความเห็นเพิ่มเติมว่าการปรับโครงสร้างทางการเงินและธุรกิจจะต้องทำไปพร้อมกันและต้องมีการตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูลตัวเลข
โดยบางจากจะต้องมีแผนการดำเนินการที่ชัดเจน
ก่อนที่จะให้ภาครัฐให้ความช่วยเหลือและเห็นชอบให้นำเสนอ กนร. เพื่อพิจารณาต่อไป

3.4 ภาวะอุตสาหกรรม

ในช่วงปี 2540 ถึงสิ้นเดือนพฤศจิกายน 2545 ปริมาณการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์
มีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 1.78 ต่อปี
โดยที่ปริมาณการใช้น้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในช่วงเวลาดังกล่าวได้มีการปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องจาก
681,333 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี 2540 เป็น 587,324
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน ณ สิ้นเดือนพฤศจิกายน 2545 หรือคิดเป็นอัตราลดลงเฉลี่ยร้อยละ
2.93 ต่อปี ซึ่งมีสาเหตุมาจากภาวะวิกฤตทางเศรษฐกิจ
รวมถึงนโยบายการส่งเสริมและสนับสนุนของภาครัฐในการนำก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงสะอาดและก่อให้เกิดปัญหามลภาวะน้อยกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นมาใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตกระแสไฟฟ้า

หากพิจารณาสัดส่วนการใช้น้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปต่อปริมาณการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์รวม
จะพบว่าสัดส่วนดังกล่าวลดลงอย่างต่อเนื่องเช่นกันจากร้อยละ 58.0 ในปี 2540 เหลือร้อยละ
45.7 ณ สิ้นเดือนพฤศจิกายน 2545 ในขณะที่ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติช่วงปี 2540 ถึง ณ
สิ้นเดือนพฤศจิกายน 2545 เพิ่มขึ้นมาโดยตลอดจาก 281,003 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน
ในปี 2540 เป็น 470,115 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน ณ สิ้นเดือนพฤศจิกายน 2545
หรือคิดเป็นอัตราเพิ่มขึ้นเฉลี่ยถึงร้อยละ 10.84 ต่อปี
เป็นผลมาจากการใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าและในภาคอุตสาหกรรม
และการเพิ่มขึ้นของโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิต
หากพิจารณาอัตราส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติต่อปริมาณการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์รวม
จะพบว่าสัดส่วนดังกล่าวเพิ่มขึ้นจากร้อยละ 23.9 ในปี 2540 เป็นร้อยละ 36.6 ณ
สิ้นเดือนพฤศจิกายน 2545

รายละเอียดของการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ของประเทศในช่วงปี 2540 ถึง ณ สิ้นเดือนพฤศจิกายน
2545 มีดังนี้

หน่วย : เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน

[TABLE]

  ที่มา : สนพ. โดยใช้ข้อมูลตาม Web Site ของ สนพ. (www.eppo.go.th) เมื่อวันที่ 20
  กุมภาพันธ์ 2546

3.4.1 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

3.4.1.1 โครงสร้างอุตสาหกรรมในปัจจุบัน

การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีผู้ดำเนินการรายใหญ่ 4 ราย ได้แก่ ยูโนแคล ปตท.
สผ. มิตซุย และโททาล โดยปัจจุบันปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของก๊าซธรรมชาติและน้ำมันดิบของทั้ง 4
ราย คิดเป็นร้อยละ 59 ของปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วทั้งหมดของประเทศ ในปี 2545
สัดส่วนปริมาณการผลิตปิโตรเลียมของผู้ประกอบการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของ 4 รายข้างต้น
เป็นดังนี้

  --------------------- ------ ---------------------------------- ------ ------------------------
                               สัดส่วนการผลิต                               
                               (ร้อยละของปริมาณการผลิตของทั้งประเทศ)          

  ผู้ประกอบการ                   ก๊าซธรรมชาติ                                น้ำมันดิบและคอนเดนเสท

  ยูโนแคล                33.2                                      19.8   

  ปตท.สผ.               21.8                                      10.8   

  มิตซุย                  10.9                                      6.5    

  โททาล                 10.3                                      4.8    

  รวม                   76.2                                      41.9   
  --------------------- ------ ---------------------------------- ------ ------------------------

ที่มา : กรมทรัพยากรธรณี กระทรวงอุตสาหกรรม และ ปตท.

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2544 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย (ซึ่งรวมถึงร้อยละ 50
ของปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของโครงการเจดีเอ) มีจำนวนประมาณ 32.46
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ประกอบด้วยปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว (Proved Reserve) ประมาณ 13.34
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ปริมาณสำรองที่อาจจะมีเพิ่ม (Probable Reserve) ประมาณ 9.09
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และปริมาณสำรองที่คาดว่าจะมี (Possible Reserve) ประมาณ 10.03
ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ซึ่งหากคำนวณอัตราส่วนปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยต่ออัตราการผลิต ปี 2544 ที่
0.693 ล้านลูกบาศก์ฟุตแล้วประเทศไทยจะมีก๊าซธรรมชาติใช้ได้อีกประมาณ 47 ปี และประมาณ 19
ปี เมื่อคำนวณจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติทั้งหมดของประเทศไทย
และปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติพิสูจน์แล้วตามลำดับ
สำหรับปริมาณสำรองน้ำมันดิบและคอนเดนเสททั้งหมดมีปริมาณรวมประมาณ 1,493.75 ล้านบาร์เรล
ประกอบด้วยปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว (Proved Reserve) ประมาณ 583.35 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่อาจจะมีเพิ่ม (Probable Reserve) และปริมาณสำรองที่คาดว่าจะมี
(Possible Reserve) ประมาณ 910.40 ล้านบาร์เรล

ปริมาณการจำหน่ายปิโตรเลียมของประเทศไทยสำหรับช่วงปี 2541-2545 เป็นดังนี้

+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| ปี             | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ           | คอนเดนเสท      |
|               | (ล้านลูกบาศก์ฟุต)   |                  |                |
|               |                 | (ล้านบาร์เรล)      | (ล้านบาร์เรล)    |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2541          | 591,070         | 10,184           | 16,317         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2542          | 649,983         | 11,516           | 17,989         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2543          | 671,703         | 20,523           | 19,373         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2544          | 660,870         | 22,600           | 18,756         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2545 ^(/1)    | 685,932         | 27,272           | 18,705         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+

  ที่มา : รายงานประจำปี 2544 ของกรมทรัพยากรธรณี

  ^(/1) ข้อมูลจากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน (โดยใช้ข้อมูลตาม Web Site “
  www.dmf.go.th” )

ในปี 2545 ปริมาณจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 จากปี 2544 เป็น 685,932
ล้านลูกบาศก์ฟุต ในขณะที่ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดิบก็เพิ่มขึ้นเช่นเดียวกัน
สัดส่วนปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติของผู้ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับปี 2545
เป็นดังนี้

  ---------------------------- ------------------ ------- ------------------ -------
                               ปริมาณการผลิต                ปริมาณการจำหน่าย     

                               ล้านลูกบาศก์ฟุต^(/1)   ร้อยละ   ล้านลูกบาศก์ฟุต^(/1)   ร้อยละ

  ยูโนแคล                       404,612            55.7    377,174            55.0

  ปตท.สผ.                      206,630            28.5    201,306            29.4

  เชฟรอน                       73,148             10.1    70,771             10.3

  เอสโซ่                        21,367             2.9     21,310             3.1

  ไทยเชลล์                      20,592             2.8     15,371             2.2

  รวม                          726,349            100.0   685,932            100.0
  ---------------------------- ------------------ ------- ------------------ -------

  ที่มา : กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน (โดยใช้ข้อมูลตาม Web Site “
  www.dmf.go.th” )

  ^(/1) ปริมาณล้านลูกบาศก์ฟุต ที่ค่าความร้อนจริง (Actual Heating Value)

ในส่วนของการลงทุนและการดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline)
รวมถึงการจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาตินั้น ปัจจุบัน ปตท.
เป็นผู้รับซื้อและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
เจ้าของและผู้บริหารและพัฒนาโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพียงรายเดียวในประเทศ

สำหรับระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline) นั้น ปัจจุบัน
การลงทุนและการดำเนินการ
ส่วนใหญ่กระทำโดย ปตท. นอกเหนือจาก ปตท. แล้ว มีเพียงบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ Tractebel S.A. และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
ให้บริการระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติแก่ลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล

การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน
กรมทรัพยากรธรณีกระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานที่กำกับดูแลในส่วนของกิจการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติ
ในขณะที่ กพช.
เป็นหน่วยงานที่กำกับดูแลเกี่ยวกับอัตราค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติรวมทั้งอัตราค่าผ่านท่อ

3.4.1.2 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน และแนวโน้มในอนาคต

ปัจจุบัน การจัดหาก๊าซธรรมชาติจะมีทั้งจากแหล่งบนบกและในทะเล ภายในประเทศและต่างประเทศ
โดยในปี 2545 สัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศ
คิดเป็นประมาณร้อยละ 75 : 25 ทั้งนี้
ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้ทั้งหมดจะถูกใช้ภายในประเทศ
โดยมีสัดส่วนการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มผู้ผลิต ไฟฟ้าร้อยละ 78.2
ลูกค้าภาคอุตสาหกรรมและขนส่งร้อยละ 8 และส่งเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติร้อยละ 13.8

ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องทุกปี
แม้แต่ในช่วงที่มีวิกฤติทางเศรษฐกิจ โดยปัจจัยหลักที่ทำให้ความต้องการเพิ่มสูงขึ้น คือ
ปริมาณการใช้กระแสไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น
และจากนโยบายของภาครัฐที่ส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนน้ำมันเตา
ทำให้สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นมาตลอด
โดยปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (รวม กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก) ในปี 2545 คิดเป็นประมาณร้อยละ 71 ของปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมด

ปริมาณการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามประเภทของเชื้อเพลิงระหว่างปี 2540-2545

  (หน่วย : พันเมกะวัตต์/ชั่วโมง)

+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+
|                | ปี 2541   | ปี 2542   | ปี 2543   | ปี 2544  | ปี       |
|                |          |          |          |         | 25      |
|                |          |          |          |         | 45^(/1) |
|                |          |          |          |         |         |
|                |          |          |          |         | (11     |
|                |          |          |          |         | เดือน)   |
+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+
| 1. พลังน้ำ       | 5,105    | 3,446    | 5,919    | 6,208   | 6,756   |
+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+
| 2. ก๊าซธรรมชาติ  | 46,238   | 47,111   | 53,855   | 62,748  | 64,049  |
+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+
| 3. น้ำมันเตา     | 17,534   | 15,429   | 9,612    | 2,420   | 1,854   |
+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+
| 4. น้ำมันดีเซล    | 989      | 457      | 108      | 248     | 149     |
+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+
| 5. ถ่านหิน       | 16,475   | 15,419   | 15,852   | 17,722  | 15,209  |
+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+
| 6.             | 4,819    | 10,610   | 13,142   | 14,526  | 14,085  |
| ก              |          |          |          |         |         |
| ระแสไฟฟ้าที่นำเข้า |          |          |          |         |         |
| และซื้อจาก       |          |          |          |         |         |
| ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก |          |          |          |         |         |
+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+
| รวม            | 91,160   | 92,472   | 98,488   | 103,872 | 102,102 |
+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+
| อัตราการเติบโต   | (2.4)    | 1.4      | 6.5      | 5.5     | 6.6     |
| (ร้อยละ)        |          |          |          |         |         |
+----------------+----------+----------+----------+---------+---------+

  ที่มา : สนพ. โดยใช้ข้อมูลตาม Web Site ของ สนพ. (www.eppo.go.th) เมื่อวันที่ 20
  กุมภาพันธ์ 2546

สำหรับการประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตกระแสไฟฟ้าในอนาคตนั้น
ในระยะสั้น คาดว่าความต้องการดังกล่าวจะยังคงมีการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง
เนื่องจากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นตามความต้องการใช้พลังงานไฟฟ้าที่สูงขึ้นตามการพยากรณ์ของคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
ทั้งนี้ ตั้งแต่ปี 2548 เป็นต้นไป
เมื่อมีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงจะมีผลให้ความต้องการ
ใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าชะลอตัวลง อย่างไรก็ตาม
เมื่อพิจารณารวมความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาค

อุตสาหกรรมและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
ก็คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะยังคงรักษาระดับไว้ได้ และหากการ
ก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินของผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระดังกล่าวล่าช้าออกไป
ก็คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะมีเพิ่มขึ้น
สำหรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในระยะยาว
คาดว่าผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรายใหม่จะเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติจะสามารถแข่งขันได้และเป็นที่ยอมรับด้านสิ่งแวดล้อมเมื่อเปรียบเทียบกับ
เชื้อเพลิงชนิดอื่น
รวมทั้งคาดว่าโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะเข้ามาทดแทนในส่วนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าพลัง
ความร้อนที่จะปลดระวางในอนาคตจะยังคงใช้ก๊าซธรรมชาติต่อไป
โดยประมาณการการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามประเภทเชื้อเพลิง
และการใช้พลังงานในประเทศไทยและประมาณการ เป็นดังนี้

+-----------------------------------------------------------------------+
| []                                                                    |
+-----------------------------------------------------------------------+
|   []                                                                  |
+-----------------------------------------------------------------------+

นอกจากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่คาดว่าจะยังคงขยายตัวต่อไปแล้ว
ภาครัฐยังมีนโยบายที่จะผลักดันการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่งมากขึ้น
เนื่องจากมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่า
เชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ และช่วยลดผลกระทบต่อผู้บริโภคจากการที่น้ำมันเชื้อเพลิงมีราคาสูง
ประกอบกับความต้องการผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่มีแนวโน้มสูงขึ้น
ไม่ว่าจะเป็นความต้องการใช้ก๊าซหุงต้มภายในประเทศหรือความต้องการอีเทนเพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
ล้วนเป็นปัจจัยหลักที่เสริมสร้างให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต

3.4.1.3 การปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ

การปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว มุ่งให้มีการแข่งขันอย่างเสรี
ก่อให้เกิดความเป็นธรรมและเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาพลังงานให้กับผู้บริโภค
โดยการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติออกจากกัน
และให้มีการเปิดให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access :
TPA) สำหรับระบบท่อในอนาคตและในระบบท่อเดิมของ ปตท.
หากมีความสามารถในการขนส่งเหลือ
เพื่อให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสามารถซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตได้โดยตรง อย่างไรก็ตาม ปตท.
จะยังคงมีสิทธิในการซื้อหรือขายก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาที่มีอยู่ในปัจจุบันและสัญญาที่อยู่ระหว่างการเจรจาต่อรองจนกว่าจะหมดอายุสัญญา
ทั้งนี้
ผู้ค้าก๊าซธรรมชาติรายใหม่จะสามารถขายตรงให้กับลูกค้าโดยผ่านกลไกของการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม
โดยต้องพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่เพื่อรองรับความต้องการในการใช้ก๊าซธรรมชาติที่ไม่อยู่ภายใต้การคุ้มครองเท่านั้น
การให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม
จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระที่จะจัดตั้งขึ้นในอนาคต

3.4.2 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจน้ำมัน

3.4.2.1 อุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน

ในอดีตประเทศไทยต้องนำเข้าผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากต่างประเทศ
เนื่องจากมีปริมาณความต้องการใช้มากกว่ากำลังการผลิตภายในประเทศ ต่อมาเมื่อบริษัท
โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (“โรงกลั่นน้ำมันระยอง”) และบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง
จำกัด (“โรงกลั่นสตาร์”) เริ่มเปิดดำเนินการในปี 2539
ทำให้อุตสาหกรรมน้ำมันสำเร็จรูปภายในประเทศมีอุปทานมากกว่าอุปสงค์
โดยในปัจจุบันประเทศไทยมีโรงกลั่นน้ำมันรวมทั้งสิ้น 7 แห่ง มีกำลังการผลิตรวมกันทั้งสิ้นประมาณ
1,012,000 บาร์เรลต่อวัน ในปี 2545 โรงกลั่นน้ำมันมีการผลิตจริงรวมกันทั้งสิ้นประมาณ
735,803
บาร์เรลต่อวัน ในขณะที่ความต้องการใช้น้ำมันในประเทศ
(ไม่รวมส่วนที่ใช้ในภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี) รวมประมาณ 619,000 บาร์เรลต่อวัน
ทำให้ประเทศไทยมีอุปทานส่วนเกินต้องส่งออกไปจำหน่ายในตลาดต่างประเทศประมาณ
117,834 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งคาดว่าสภาวะที่ประเทศไทยมีอุปทานส่วนเกินจะยังคงมีต่อเนื่อง

ในปี 2545 ประเทศไทยผลิตน้ำมันสำเร็จรูปประมาณ 42,698 ล้านลิตร
สามารถแยกเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมัน
สำเร็จรูปชนิดต่างๆ ได้ตามตารางดังนี้

หน่วย : ล้านลิตร

  --------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์          ปี 2543           ปี 2544           ปี 2545

  น้ำมันเบนซิน             8,025            8,316            8,251

  น้ำมันดีเซล              16,070           16,632           17,375

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน    4,328            4,142            4,664

  น้ำมันเตา               6,975            6,392            5,964

  น้ำมันก๊าด               488              583              550

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว       5,169            5,893            5,894

  รวม                   41,055           41,958           42,698
  --------------------- ---------------- ---------------- ----------------

ที่มา : ปี 2543 กรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์

ปี 2544 และ ปี 2545 สำนักการค้าและการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง กรมธุรกิจพลังงาน
กระทรวงพลังงาน

การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศไทยสามารถดำเนินการได้ทั้งทางรถบรรทุก รถไฟ และเรือขนส่ง ทั้งนี้
ขึ้นอยู่กับที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมัน
การขนส่งน้ำมันดิบจากต่างประเทศจะใช้เรือขนส่งตามท่าเทียบเรือต่างๆ
ตลอดแนวชายฝั่งทะเลของประเทศ
ขณะที่การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศส่วนใหญ่จะขนส่งโดยทางรถไฟ
โดยที่น้ำมันดิบจะถูกขนส่งไปยังโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 7
แห่งซึ่งตั้งอยู่ใกล้ชายฝั่งทะเลเพื่อกลั่นเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจะถูกขนส่งโดยทาง รถบรรทุก รถไฟ เรือขนส่ง และท่อส่งน้ำมัน
ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางท่อส่งน้ำมันยังมีปริมาณการใช้ไม่มากนักเมื่อเปรียบเทียบกับการขนส่งโดยรถบรรทุกและรถไฟ
เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันไม่ได้มีการเชื่อมต่อกับโรงกลั่นน้ำมันทุกแห่ง
โรงกลั่นน้ำมันส่วนใหญ่ตั้งอยู่ที่ภาคกลางและภาคตะวันออกของประเทศซึ่งเป็นพื้นที่ที่มีความต้องการใช้น้ำมันสูงกว่าภาคอื่นๆ
ของประเทศ

3.4.2.2 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายน้ำมัน

จากการเปิดเสรีอุตสาหกรรมน้ำมันเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2534
ส่งผลให้ธุรกิจการจัดจำหน่ายน้ำมันมีการแข่งขันที่เพิ่มสูงขึ้น
เนื่องจากมีผู้ค้าน้ำมันอิสระรายใหม่เข้ามาในตลาดจำนวนมาก
การขยายตัวเพิ่มขึ้นของจำนวนสถานีบริการ
น้ำมัน ประกอบกับสภาวะที่ประเทศไทยมีอุปทานมากกว่าอุปสงค์
ส่งผลให้กำไรขั้นต้นจากการตลาดเปลี่ยนแปลงตามสภาวะการแข่งขัน

โครงสร้างราคาน้ำมัน

โครงสร้างราคาน้ำมันจะประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น และราคาขายปลีก
ในส่วนของราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น จะประกอบด้วย ราคา ณ โรงกลั่น ภาษีสรรพสามิต
ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และภาษีมูลค่าเพิ่ม
และในส่วนของราคาขายปลีก จะประกอบด้วย ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น
ค่าการตลาด และภาษีมูลค่าเพิ่ม^(/1)

เดิมโครงสร้างราคาน้ำมันเป็นไปตามกลไกตลาด ต่อมาเกิดปัญหาราคาน้ำมันแพง
คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานจึงมีมติ
ให้มีการชดเชยราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลแก่ผู้ผลิตและนำเข้าน้ำมัน เพื่อให้ราคาขายปลีก ณ
กรุงเทพมหานคร ตั้งแต่วันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2546 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2546
สำหรับน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ราคาไม่เกินลิตรละ 16.99 บาท น้ำมันเบนซินออคเทน 91
ราคาไม่เกินลิตรละ 15.99 บาท และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ราคาไม่เกินลิตรละ 14.79 บาท

ตัวอย่างโครงสร้างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานคร ณ วันที่ 11 มีนาคม 2546

(หน่วย : บาท/ลิตร)

+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
|                        | เบ        | คิดเป      | ดีเซ     | คิดเป็น    |
|                        | นซินออกเทน | ็นร้อยละของ | ลหมุนเร็ว | ร้อยละของ |
|                        | 95        |           |         |          |
|                        |           | ร         |         | รา       |
|                        |           | าคาขายปลีก |         | คาขายปลีก |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ราคา ณ โรงกลั่น ^(/1)    | 12.0994   | 71.21     | 11.4469 | 77.40    |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ภาษีสรรพสามิต ^(/2)      | 3.6850    | 21.69     | 2.3050  | 15.58    |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ภาษีเทศบาล ^(/2)        | 0.3685    | 2.17      | 0.2305  | 1.56     |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ^(/2) | -1.8644   | -10.97    | -1.2500 | -8.45    |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| กองทุนเ                 | 0.0400    | 0.24      | 0.0400  | 0.27     |
| พื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน |           |           |         |          |
| ^(/2)                  |           |           |         |          |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)       | 1.0030    | 5.90      | 0.8941  | 6.05     |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น     | 15.3315   | 90.24     | 13.6665 | 92.40    |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ค่าการตลาด              | 1.5500    | 9.12      | 1.0500  | 7.10     |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)       | 0.1085    | 0.64      | 0.0735  | 0.50     |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+
| ราคาขายปลีก             | 16.9900   | 100       | 14.7900 | 100      |
+------------------------+-----------+-----------+---------+----------+

^(/1) โรงกลั่นกำหนดจากราคาตลาดโลก

^(/2) รัฐบาลกำหนด

จากการที่ประเทศไทยเป็นประเทศผู้นำเข้าน้ำมัน กว่าร้อยละ 90
ของการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงต้องนำเข้าจากต่างประเทศในรูปของน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปบางส่วน
ประกอบกับการค้าน้ำมันเป็นไปอย่างเสรี ดังนั้น การกำหนดราคาน้ำมัน ณ
โรงกลั่นจึงขึ้นอยู่กับการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดโลก
(ซึ่งโรงกลั่นในประเทศไทยยึดตลาดสิงคโปร์เป็นเกณฑ์เช่นเดียวกับประเทศอื่นๆ ในภูมิภาคนี้)
และการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา (หรือค่าเงินบาท)
ซึ่งเป็นต้นทุนในการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง

จากการศึกษาของ สนพ. ระบุว่า หากราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเปลี่ยนแปลง 1
เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ต้นทุนราคาน้ำมันในประเทศไทยจะเปลี่ยนแปลง 25-29 สตางค์ต่อลิตร (ณ
อัตราแลกเปลี่ยน 40-46 บาทต่อเหรียญสหรัฐ)

การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้า^(/)[4]

(1) ช่วงก่อนยกเลิกควบคุมราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐบาลเป็นผู้กำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
    โดยรัฐบาลกำหนด
    หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น และอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแต่ละชนิด
    ในช่วงดังกล่าวประเทศไทยมีกำลังการกลั่นต่ำกว่าความต้องการในประเทศและต้องพึ่งพาการนำเข้า
    การกำหนดราคาน้ำมัน

  ที่ผลิตในประเทศจึงใช้หลักการของความเสมอภาคกับการนำเข้า (Import Parity Basis)
  เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมระหว่างผู้ผลิตและผู้นำเข้า
  โดยหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจะอ้างอิงตามการเปลี่ยนแปลงของราคา
  ผลิตภัณฑ์น้ำมันในสิงคโปร์ ซึ่งเป็นตลาดน้ำมันสำเร็จรูปขนาดใหญ่ในภูมิภาคนี้
  ในช่วงดังกล่าวราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยจะเป็นราคา C.I.F. กรุงเทพฯ
  คือราคาสิงคโปร์บวกด้วยค่าขนส่งและค่าใช้จ่ายต่างๆ จนกระทั่งถึงท่าเรือประเทศไทย
  การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นจะอิงกับราคาประกาศของโรงกลั่นในสิงคโปร์
  และสำหรับการกำหนดราคานำเข้าจะอิงตามราคาตลาดจรสิงคโปร์เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนการนำเข้าจริง
  โดยการประกาศราคาจะเปลี่ยนแปลงสัปดาห์ละ 1 ครั้ง

(2) ช่วงหลังการยกเลิกควบคุมราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
    โรงกลั่นน้ำมันมีสัญญาซื้อขายกับผู้ค้าน้ำมันกำหนดราคาเป็น C.I.F. กรุงเทพฯ
    สำหรับผู้ค้าน้ำมันที่นำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปจะเป็นไปตามต้นทุนตามจริง
    เนื่องจากโรงกลั่นต้องแข่งขันกับต้นทุนนำเข้า ดังนั้น
    โรงกลั่นจึงใช้หลักการเสมอภาคกับการนำเข้า หากโรงกลั่นกำหนดราคาสูงกว่าการนำเข้า
    ผู้ค้าน้ำมันจะนำเข้าแทนการสั่งซื้อจากโรงกลั่นในประเทศ
    แต่หากการกำหนดราคาต่ำกว่าราคานำเข้า จะทำให้โรงกลั่นได้รับผลตอบแทนต่ำ
    ย่อมไม่จูงใจให้เกิดการลงทุนของธุรกิจการกลั่นในประเทศไทย
    แต่หลังจากกำลังการกลั่นของประเทศไทยมีเกินความต้องการทำให้ต้องส่งออก
    การส่งออกในปัจจุบันตามภาวะปกติจะไม่ได้ราคาที่ดีเท่าที่ควรจากปัญหากำลังการกลั่นในภูมิภาคที่สูงกว่าความต้องการ
    ดังนั้น โรงกลั่นจึงพยายามที่จำหน่ายน้ำมันในประเทศก่อนส่งออก โดยให้ส่วนลดราคา ณ
    โรงกลั่นในบางช่วง
    ทำให้การกำหนดราคาของไทยได้ลดลงมาอยู่ระหว่างราคาส่งออกและราคานำเข้า

การกำหนดราคาของโรงกลั่นจะกำหนดให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับต้นทุนการนำเข้ามากที่สุด
เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันซื้อน้ำมันจากโรงกลั่น
และเนื่องจากการซื้อขายน้ำมันในภูมิภาคนี้เป็นจำนวนมากจะกระทำกันในตลาดสิงคโปร์
ราคาน้ำมันที่เคลื่อนไหวในตลาดสิงคโปร์จึงเป็นตัวแทนของราคาน้ำมันของทุกประเทศในภูมิภาคนี้
โรงกลั่นจึงใช้เกณฑ์การกำหนดราคาโดยอิงตามราคาตลาดจรสิงคโปร์
และมีการเปลี่ยนแปลงทุกวันเช่นเดียวกับราคาตลาดจรสิงคโปร์

การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดน้ำมันต่าง ๆ[5]¹

ตลาดซื้อขายน้ำมันระหว่างประเทศ ตลาดที่สำคัญมีอยู่เพียงไม่กี่แห่ง
โดยจะเป็นตัวแทนการซื้อขายหรือตกลงราคาน้ำมันของภูมิภาคนั้นๆ ได้แก่ ตลาดในสหรัฐอเมริกา
ตลาดยุโรป ตลาดตะวันออกกลาง และตลาดสิงคโปร์ สำหรับตลาด
อื่นๆ จะกำหนดราคาโดยพิจารณาและคำนึงถึงตลาดเหล่านี้
โดยโรงกลั่นและผู้ค้าน้ำมันของประเทศในภูมิภาคนั้นๆ
จะคำนึงถึงสภาพความต้องการและปริมาณการผลิตในภูมิภาคอื่นๆ ประกอบด้วย

ราคาน้ำมันสำเร็จรูปที่ซื้อขายในตลาดโดยทั่วไปจะเปลี่ยนแปลงสอดคล้องกับต้นทุน คือ ราคาน้ำมันดิบ
ดังนั้น ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในทุกตลาด จึงปรับตัวเคลื่อนไหวไปในทิศทางและระดับเดียวกัน
นอกจากนั้นแล้ว อุปสงค์และอุปทานในภูมิภาคนั้นๆ ยังมีอิทธิพลต่อราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาด
จึงทำให้การเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมันสำเร็จรูปในบางตลาดอาจปรับตัวแตกต่างจากตลาดอื่น
แต่เป็นเพียงช่วงสั้นๆ
เพราะระดับราคาที่แตกต่างกันจะทำให้เกิดภาวะของการไหลเข้า/ออกของน้ำมันจากตลาดอื่น
จนระดับราคาของตลาดนั้นปรับตัวสู่ภาวะสมดุลกับตลาดอื่น ดังนั้น ในการกำหนดราคาของผู้ค้า
น้ำมันไทย ไม่ว่าจะใช้ฐานราคาน้ำมันสำเร็จรูปของตลาดใด
การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันสำเร็จรูปของไทยจะเป็นเช่นเดียวกัน
เพราะการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันสำเร็จรูปในทุกตลาดจะเปลี่ยนแปลงสอดคล้องในระดับเดียวกัน

ในภูมิภาคเอเชียตะวันออกไกล ตลาดสิงคโปร์เป็นศูนย์กลางซื้อขายน้ำมันในภูมิภาคนี้ที่สำคัญที่สุด
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ มิได้เกิดจากการประกาศราคาของรัฐบาลสิงคโปร์
แต่เป็นราคาที่เกิดจากการตกลงซื้อขายของ
ผู้ซื้อและผู้ขายทั้งภายในและภายนอกประเทศสิงคโปร์
ราคาที่ตกลงจะสะท้อนจากปริมาณน้ำมันที่มีในภูมิภาค (Supply) และความต้องการน้ำมันของภูมิภาค
(Demand) นี้ที่มีเข้ามาในตลาด ดังนั้น ปริมาณการผลิตส่วนเกินและความต้องการ
น้ำมัน (การส่งออกและการนำเข้า) ของประเทศต่างๆ ในภูมิภาคนี้
ซึ่งรวมทั้งประเทศไทยจะมีผลต่อการเปลี่ยนแปลงของราคาในตลาดจรสิงคโปร์
การเก็บรวบรวมราคาซื้อขายในตลาดน้ำมันทุกตลาดจะมีบริษัทข้อมูล เช่น Platt’s, Petroleum
Argus, Reuters ทำการรวบรวมราคาซื้อขายในแต่ละวัน
ซึ่งข้อมูลที่ตลาดน้ำมันใช้อ้างอิงในการต่อรองหรือตกลงราคาซื้อขายกันในธุรกิจน้ำมันระหว่างประเทศ
จะเป็นของบริษัท Platt’s เช่น MOP (Mean of Platt’s) หมายถึง
ราคากลางที่ได้จากราคาซื้อขายต่ำสุดและสูงสุดที่ Platt’s สรุปในวันนั้นๆ

ปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปที่ซื้อขายผ่านตลาดสิงคโปร์ จะอยู่ในระดับสูงเช่นเดียวกับตลาดใหญ่ในพื้นที่อื่น
(ยุโรป อเมริกา ตะวันออกกลาง) ทำให้ยากต่อการปั่นราคาโดยผู้ซื้อหรือผู้ขาย
และราคาจะสะท้อนความสามารถในการจัดหาและความต้องการในภูมิภาคเอเชียอย่างแท้จริง
โดยเหตุผลดังกล่าว ทำให้ประเทศผู้ส่งออกน้ำมัน เช่น ไทย เกาหลีใต้ ญี่ปุ่น
ซึ่งปัจจุบันมีกำลังการกลั่นส่วนเกิน แม้จะเริ่มมีการกำหนดราคาส่งออกเอง
ซึ่งจะขึ้นอยู่กับอุปสงค์/อุปทานของประเทศตนเองส่วนหนึ่ง
แต่โดยทั่วไปราคาตลาดจรสิงคโปร์ยังมีอิทธิพลสูงมากต่อราคาในประเทศต่างๆ ดังกล่าว

ราคาจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของโรงกลั่น และผู้ค้าส่งน้ำมันภายในประเทศในปัจจุบัน[6]¹

ภายหลังการยกเลิกการควบคุมราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ในช่วงแรกการกำหนดราคาน้ำมันสำเร็จรูปของโรงกลั่น
ได้ใช้หลักการของความเสมอภาคกับการนำเข้า (Import parity)
ประกอบด้วยราคาน้ำมันในตลาดจรสิงคโปร์ (F.O.B.) เฉลี่ย
3 วัน บวกด้วยค่าขนส่งและค่าใช้จ่ายต่างๆ เป็นราคา C.I.F.
และจะมีค่าใช้จ่ายในการปรับคุณภาพด้วยส่วนหนึ่ง ซึ่งในแต่ละโรงกลั่นจะใช้หลักเกณฑ์เดียวกัน
เพียงแต่มีความแตกต่างกันในรายละเอียด เช่น ค่าขนส่ง ค่าปรับคุณภาพ โดยระดับราคา ณ
โรงกลั่นของทุกโรงอยู่ในระดับเดียวกัน มีความแตกต่างกันในระดับ 4–10 สตางค์/ลิตร
แต่หลังจากประเทศไทยมีกำลังการกลั่นที่เพิ่มขึ้นและภาวะเศรษฐกิจตกต่ำ
ทำให้ปริมาณการผลิตน้ำมันมากเกินความต้องการของประเทศ ทำให้ต้องส่งออก
การกำหนดราคาของโรงกลั่น นอกจากจะอิงตามภาวะตลาดภายนอก คือ ราคาตลาดจรสิงคโปร์แล้ว
ยังคำนึงถึงสภาพอุปสงค์/อุปทานของตลาดภายในประเทศด้วย
ในบางช่วงที่น้ำมันในประเทศเหลือมากจะมีการให้ส่วนลด ทำให้ราคา ณ
โรงกลั่นของไทยถูกกว่าราคาปกติมากในบางช่วง

นอกจากนี้ จากสภาพการแข่งขันในตลาดน้ำมันของไทยที่อยู่ในระดับสูง ทำให้ในตลาดค้าส่งของไทย
มีการเปลี่ยนแปลงราคาทุกวันและบางวันอาจหลายครั้ง
ซึ่งเป็นไปตามต้นทุนและสภาพตลาดน้ำมันในช่วงนั้นๆ จากการศึกษาของ สนพ. พบว่า
ราคาขายส่งน้ำมันภายในประเทศมีการเปลี่ยนแปลงที่สอดคล้องกับตลาดสิงคโปร์
เพราะปริมาณน้ำมันในตลาดของไทย จะปรับตัวตามสภาพตลาดน้ำมันภายนอก
และในทางกลับกันตลาดน้ำมันของไทยจะส่งผลกับตลาดในภูมิภาคนี้เช่นกัน
เมื่อน้ำมันในตลาดเอเชียขาด (ซึ่งมีผลให้ราคาสิงคโปร์ปรับตัวขึ้น) น้ำมันไทยจะไหลออก
ปริมาณน้ำมันในประเทศลดลง ราคาขายในประเทศปรับตัวขึ้น ในทางกลับกัน
การที่ปริมาณน้ำมันในตลาดนอกประเทศอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาตลาด
สิงคโปร์ที่สะท้อนราคาซื้อขายในภูมิภาคเอเชียจะลดลง ความสามารถส่งออกน้ำมันของไทยจะลดลง
ราคาขายส่งในประเทศจะมีการให้ส่วนลดเพื่อระบายน้ำมันออกสู่ตลาดภายใน

ภาวะการแข่งขันของตลาดน้ำมันในประเทศไทย^(/)[7]

ปัจจุบันตลาดน้ำมันของไทยมีการแข่งขันสูงทั้งระดับค้าส่งและค้าปลีก โดยในตลาดค้าส่ง
กำลังการกลั่นภายในประเทศที่มีมากกว่าความต้องการ
ทำให้การกำหนดราคาของโรงกลั่นและผู้ค้าส่งต้องมีการให้ส่วนลดแก่ผู้ค้าน้ำมันในภาวะที่น้ำมันล้นตลาด
นอกจากนี้ การที่โรงกลั่นต้องแข่งขันกับการนำเข้าจากต่างประเทศ
ภาวะกำลังการกลั่นล้นตลาดของภูมิภาค
ก็มีผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของภูมิภาคเอเซียอยู่ในภาวะอ่อนตัวเมื่อเทียบกับราคาน้ำมันดิบ
ซึ่งประเทศไทยก็ได้รับผลกระทบดังกล่าวด้วย

ในตลาดค้าปลีก การแข่งขันอยู่ในระดับสูงเช่นเดียวกัน จากการเพิ่มขึ้นของจำนวนผู้ค้าน้ำมัน
จากเดิมช่วงก่อนการยกเลิกควบคุมราคามีเพียงผู้ค้ารายใหญ่ 4 ราย ได้เพิ่มขึ้นเป็น 27
รายในปัจจุบัน จำนวนสถานีบริการน้ำมันได้เพิ่มขึ้ตจาก
ระดับ 3,400 แห่ง เป็นกว่า 17,000 แห่งในปัจจุบัน
ทำให้การแข่งขันในตลาดค้าปลีกของไทยอยู่ในระดับที่สูงมาก ติดอันดับ 1 ใน 5 ของโลก
ผู้ค้าไม่สามารถกำหนดราคาขายปลีกในระดับที่แตกต่างกันได้มาก จากการศึกษาของ สนพ. พบว่า
การกำหนดราคาขายปลีกในระดับที่แตกต่างกัน 50 สตางค์ต่อลิตร
จะส่งผลให้ปริมาณการจำหน่ายของผู้ค้าน้ำมันลดลงครึ่งหนึ่ง ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันนับตั้งแต่ปี
2539 เป็นต้นมา ได้ปรับลดลงและอยู่ในระดับทรงตัว ซึ่งเป็นผลจากการแข่งขันที่อยู่ในระดับสูง

รัฐบาลมีบทบาทในการกำกับดูแลการกำหนดราคาน้ำมันและสภาวะการแข่งขัน
โดยจะอาศัยกลไกทางด้านกฎหมายที่มีอยู่แล้ว เช่น พ.ร.ก.
แก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันฯ พ.ศ. 2516 และ พ.ร.บ.
ว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 เป็นต้น
ทั้งนี้รัฐบาลยังมีมาตรการที่มีผลกระทบต่อราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ ได้แก่
มาตรการทางด้านภาษีสรรพสามิตโดยรัฐบาลจะได้ประกาศปรับเปลี่ยนอัตราภาษีสรรพสามิตสำหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันตามความเหมาะสม
มาตรการการปรับเปลี่ยนเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
หรือเงินได้รับชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้
เพื่อลดความผันผวนของราคาน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อประชาชนได้

สำหรับอัตราภาษีสรรพสามิต ณ วันที่ 19 สิงหาคม 2544
เป็นไปตามประกาศอัตราภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลังฉบับที่ 57 สรุปได้ดังนี้

  ------------------------ -------------------- --------------------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์             ตามมูลค่าร้อยละ         ตามปริมาณ (บาท/ลิตร)

  1. น้ำมันเบนซินชนิดไร้สารตะกั่ว -                    3.685

  2. น้ำมันก๊าด               -                    3.055

  3. น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว        -                    2.305

  4. น้ำมันดีเซลหมุนช้า         -                    2.405

  5. น้ำมันเตา               5.0                  0.000

  6. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว       -                    2.170
  (บาท/ก.ก.)                                    
  ------------------------ -------------------- --------------------------

  ที่มา : สนพ.

สำหรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบัน
รัฐบาลกำหนดให้ผู้จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันส่งเงินเข้ากองทุน
น้ำมันตามอัตราที่กำหนดซึ่งขึ้นอยู่กับชนิดน้ำมัน
ยกเว้นก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะได้รับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมัน ทั้งนี้
เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดย ณ วันที่ 11 มีนาคม 2546
เงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน สรุปได้ดังนี้

  ----------------------- -------------------------- ---------------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์            เงืนส่งเข้ากองทุนน้ำมัน          อัตราชดเชย (บาท/ลิตร)
                          (บาท/ลิตร)                  

  1. น้ำมันเบนซิน 95         0.5000                     2.3644

  2. น้ำมันเบนซิน 91         0.3000                     2.6006

  3. น้ำมันแก๊สโซฮอล์         0.2700                     2.1325

  4. น้ำมันก๊าด              0.1000                     -

  5. น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว       0.5000                     1.7500

  6. น้ำมันดีเซลหมุนช้า        0.5000                     1.7619

  7. น้ำมันเตา              0.0600                     -

  8. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว      -                          5.2614
  (บาท/กก.)                                          
  ----------------------- -------------------------- ---------------------

  ที่มา : สนพ.

3.  อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว

รัฐบาลมีนโยบายยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้
ได้ดำเนินการอย่างเป็นขั้นตอนโดยการยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีกแล้ว
และจะให้มีการใช้ระบบลอยตัวเต็มที่โดยสมบูรณ์ในขั้นตอนต่อไป มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10
กรกฎาคม 2544 มอบหมายให้ สนพ. กระทรวงพลังงาน กระทรวงการคลัง และกระทรวงพาณิชย์
รับไปดำเนินการร่วมกันเพื่อยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว

อย่างไรก็ตาม ในระหว่างนี้รัฐบาลยังควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยควบคุมราคา ณ
โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า และราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น
แต่เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
จึงมีการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตั้งแต่วันที่
10 กุมภาพันธ์ 2546 โดยกำหนดให้เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน –16 เหรียญสหรัฐ/ตัน
โดยมีราคาประกันต่ำสุดที่ 185 เหรียญสหรัฐ/ตัน และมีราคาเพดานสูงสุดที่ 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน
ทั้งนี้ให้มีการพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาทุก 3 เดือน

ทั้งนี้ โครงสร้างราคาจะประกอบด้วย 3 ส่วนคือ

(1) ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า

(2) ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ซึ่งประกอบด้วย

- ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และภาษีมูลค่าเพิ่ม

(3) ราคาขายปลีก ซึ่งประกอบด้วย

- ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ค่าการตลาด และภาษีมูลค่าเพิ่ม

ดังมีรายละเอียด ดังตัวอย่างต่อไปนี้ (โครงสร้างราคา ณ วันที่ 11 มีนาคม 2546)

  หน่วย : บาท/กิโลกรัม

+-----------------------------+-----------------+---------------------+
|                             | ราคาก๊าซหุงต้ม     | คิดเป                |
|                             |                 | ็นร้อยละของราคาขายปลีก |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ราคา ณ                      | 13.4622         | 90.90               |
| โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า      |                 |                     |
| ^(/1)                       |                 |                     |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ภาษีสรรพสามิต ^(/2)           | 2.1700          | 14.65               |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ภาษีเทศบาล ^(/2)             | 0.2170          | 1.47                |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ^(/2)      | (5.2614)        | (35.53)             |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)            | 0.7411          | 5.00                |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม      | 11.3289         | 76.50               |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ค่าการตลาด ^(/2)             | 3.2533          | 21.97               |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)            | 0.2277          | 1.54                |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+
| ราคาขายปลีก                  | 14.8100         | 100                 |
+-----------------------------+-----------------+---------------------+

ที่มา : สนพ.

^(/1) รัฐบาลกำหนดโดยอ้างอิงราคาตลาดโลก

^(/2) รัฐบาลกำหนด

3.4.3 ภาวะอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 

3.4.3.1 โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีสามารถแบ่งได้เป็น 3 ขั้น ดังนี้

(1) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น : เป็นการนำก๊าซปิโตรเลียม อันได้แก่
    ก๊าซอีเทนและก๊าซโพรเพน หรือผลิตภัณฑ์ในรูปของน้ำมัน อันได้แก่ แนฟทา
    มาแปรสภาพเป็นสารโอเลฟินส์ (ก๊าซเอทิลีนและก๊าซโพรพิลีน) และ
    คอนเดนเสทมาแปรสภาพเป็นสารอะโรเมติกส์ (เบนซีน โทลูอีน และไซลีน)
    โดยผ่านกระบวนการกลั่น แยก ทำให้แตกตัว และแปรรูป

(2) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นกลาง :
    เป็นการนำผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้นจากผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นต้นไปผ่านกระบวนการต่างๆ
    จนได้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นกลาง เช่น สไตรีนโมโนเมอร์ ไวนิลคลอไรด์โมโนเมอร์
    เอทิลีน
    ไกลคอล และกรดเทเรฟทาลิกบริสุทธิ์ เป็นต้น

(3) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลาย :
    เป็นการนำผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้นจากผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นกลางไปผ่านกระบวนการต่างๆ
    จนได้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นปลาย เช่น เม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ หรือวัตถุสังเคราะห์ต่างๆ
    ซึ่งจะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบพื้นฐานในการผลิตของอุตสาหกรรมต่อเนื่องอื่นๆ เช่น อุตสาหกรรม
    บรรจุภัณฑ์ อุตสาหกรรมเครื่องใช้ไฟฟ้า อุตสาหกรรมชิ้นส่วนรถยนต์ และอุตสาหกรรมสิ่งทอ
    เป็นต้น

    2.  []สถานการณ์ปิโตรเคมีของประเทศไทย

  ราคาของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในปี 2544 ลดลงอย่างต่อเนี่องทั่วโลกรวมทั้งในประเทศไทย
  จนเข้าสู่จุดต่ำสุด ของวงจรในช่วงปลายปีถึงต้นปี 2545 หลังจากนั้นราคาก็ได้ปรับตัวสูงขึ้นเรื่อย
  เนื่องจากสภาวะเศรษฐกิจที่ปรับตัวดีขึ้น โดยเฉพาะในสหรัฐอเมริกาที่เป็นผู้นำในตลาด
  ส่งผลให้ความต้องการมีเพิ่มมากขึ้นทั่วโลก โดยยังคงมีจีนเป็นตลาดที่ใหญ่ที่สุด
  ความต้องการของโอเลฟินส์และอะโรเมติกส์ที่เพิ่มขึ้นมีผลมาจากความต้องการใช้ในการผลิตผลิตภัณฑ์ต่อเนื่องและขั้นปลายเพิ่มขึ้น
  ประกอบกับราคาน้ำมันดิบที่เพิ่มสูงขึ้น แต่ทั่วโลกก็ยังคงมีปริมาณการผลิตมากกว่าความต้องการ
  โดยคาดว่าจะปรับตัวเข้าสู่ภาวะสมดุลย์ในช่วงปี 2547 ถึง 2548
  ซึ่งจะทำให้ราคาปิโตรเคมีเพิ่มสูงขึ้นเรื่อยจนขึ้นจุดสูงสุดในปลายปี 2547 ถึงต้นปี 2548

  ความต้องการปิโตรเคมีของประเทศไทยโดยรวมในปี 2545 เพิ่มขึ้นเล็กน้อยจากปี 2544
  เนื่องจากยังไม่มีโรงงานปิโตรเคมีขั้นต่อเนื่องหรือขั้นปลายเกิดขึ้นมาใหม่
  รวมทั้งยังมีการขยายกำลังการผลิตของปิโตรเคมีขั้นต้นคือ บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด
  (มหาชน) ได้ขยายกำลังการผลิตเอทิลีนเพิ่มขึ้นจาก 401,000 ตันต่อปีเป็น 437,000 ตันต่อปี
  และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) เพิ่มกำลังการผลิตอะโรเมติกส์
  โดยพาราไซลีนเพิ่มขึ้นจาก 322,000 ตันต่อปีเป็น 394,000 ตันต่อปี และเบนซีนเพิ่มขึ้นจาก
  200,000 ตันต่อปีเป็น 333,000 ตันต่อปี ซึ่งจะทำให้ประเทศไทยมีกำลังการผลิตเอทิลีนรวม
  1.9 ล้านตัน เกินความต้องการใช้ 130,000 ตัน และกำลังการผลิตพาราไซลีนรวม 1.0
  ล้านตัน เกินความต้องการใช้ไปประมาณ 350,000 ตัน

  ปริมาณผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีของประเทศไทยยังคงอยู่ในสภาวะทีมีกำลังการผลิตมากกว่าความต้องการ
  แต่ยังส่งออกได้ มีอัตราการผลิตโดยเฉลี่ยของปิโตรเคมีขั้นต้นอยู่ที่ประมาณ 90-100%
  และปิโตรเคมีขั้นปลายที่ประมาณ 80-95% โดยมีการส่งออกเอทิลีนประมาณ 10%
  ของปริมาณการผลิต อะโรเมติกส์ประมาณ 30-40% ของปริมาณการผลิต และโพลิเมอร์ (PE,
  PP, PVC, PS) ประมาณ 40-60% ของปริมาณการผลิต การส่งออกส่วนใหญ่จะไปยังจีน ฮ่องกง
  เวียดนาม และกลุ่มอาเซียน(ASEAN)

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต กา  |             |             |            |             |
| รนำเข้า การ |             |             |            |             |
| บริโภค และก |             |             |            |             |
| ารส่งออกเอท |             |             |            |             |
| ิลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2538       | 432.00      | 170.00      | 602.00     | 0.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2539       | 633.00      | 145.00      | 775.00     | 3.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2540       | 978.00      | 47.00       | 1,018.00   | 7.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2541       | 1,104.00    | 60.00       | 1,155.00   | 9.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 1,478.00    | 6.00        | 1,281.00   | 203.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 1,832.00    | 0.00        | 1,444.00   | 388.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 1,798.00    | 0.00        | 1,646.00   | 152.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 1,892.00    | 11.00       | 1,771.00   | 131.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต การ |             |             |            |             |
| นำเข้า การส |             |             |            |             |
| ่งออก และกา |             |             |            |             |
| รบริโภคโพรพ |             |             |            |             |
| ิลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2538       | 178.00      | 185.00      | 363.00     | 0.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2539       | 293.00      | 117.00      | 404.00     | 6.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2540       | 586.00      | 59.00       | 638.00     | 7.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2541       | 692.00      | 165.00      | 855.00     | 2.00        |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 881.00      | 76.00       | 913.00     | 44.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 1,083.00    | 34.00       | 1,048.00   | 69.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 1,035.00    | 13.00       | 1,018.00   | 30.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 1,134.00    | 53.00       | 1,163.00   | 24.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| กา         |             |             |            |             |
| รผลิต การนำ |             |             |            |             |
| เข้า การส่งอ |             |             |            |             |
| อก และการบ |             |             |            |             |
| ริโภคพาราไซ |             |             |            |             |
| ลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2541       | 337.00      | 35.00       | 258.00     | 114.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 372.00      | 117.00      | 482.00     | 67.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 639.00      | 85.00       | 512.00     | 212.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 696.00      | 70.00       | 538.00     | 228.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 906.00      | 40.00       | 669.00     | 277.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต กา  |             |             |            |             |
| รนำเข้า การ |             |             |            |             |
| ส่งออก และก |             |             |            |             |
| ารบริโภคเบน |             |             |            |             |
| ซีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2541       | 329.00      | 48.00       | 326.00     | 51.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 394.00      | 22.00       | 276.00     | 140.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 463.00      | 46.00       | 294.00     | 215.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 509.00      | 2.00        | 321.00     | 190.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 502.00      | 15.00       | 302.00     | 214.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

3.5.1 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

ในการดำเนินการโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1-3 ที่ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง หน่วยที่ 4
ที่อำเภอ ขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช และ หน่วยที่ 5 ที่ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง
(รายงาน EIA ผ่านการพิจารณาเห็นชอบแล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างการออกแบบด้านวิศวกรรม)
บมจ.ปตท.
ได้ตระหนักถึงผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและชีวิตความเป็นอยู่ของประชาชนที่อาศัยอยู่ในบริเวณใกล้เคียง
ดังนั้น ปตท. จึงได้ติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่องและเคร่งครัด
โดยในช่วงก่อนการก่อสร้างจะจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental
Impact Assessment)
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เพื่อเสนอต่อ สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ในปัจจุบัน
โดยในรายงานดังกล่าวจะระบุมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
และมาตรการติดตามตรวจสอบผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ซึ่งจนถึงปัจจุบัน ปตท.
ยังคงติดตามตรวจสอบ บันทึกผล
และจัดทำรายงานผลการตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมเพื่อเสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
รวมถึงหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมโรงงานอุตสาหกรรม เป็นต้น อย่างสม่ำเสมอ
โดยจากการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมของโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้ง 4 โรง
ตั้งแต่เปิดดำเนินการเป็นต้นมา ปรากฏว่าคุณภาพอากาศ คุณภาพเสียง คุณภาพน้ำ
และกากของเสียจากกระบวนการผลิต
ล้วนอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานที่กำหนดในประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี
และสิ่งแวดล้อม และประกาศกระทรวงอุตสาหกรรม นอกจากนี้ ในปี 2545
โรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง และ โรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมยังได้รับรางวัล EIA AWARDS
โดยได้รับการคัดเลือกให้เป็นสถานประกอบการที่มีการจัดการและรักษาสภาพแวดล้อมตามมาตรการในรายงานผลการตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมดีเด่น
ซึ่งจัดโดยสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม โดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมยังได้รับรางวัล
EIA AWARDS เป็นเวลา 4 ปีติดต่อกันในช่วงปี 2542-2545

นอกจากการปฏิบัติตามกฎหมายข้างต้นแล้ว ปตท. ยังได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม หรือระบบ
ISO 14000 และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก. 18000 มาใช้ โดยปัจจุบัน
โรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้ง 4 โรง ได้รับการรับรองระบบ ISO 14001 และระบบ มอก. 18001
จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (“สรอ.”)

3.5.2 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ถึงแม้ว่าการดำเนินการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ได้เกิดขึ้นก่อนที่โครงการประเภทระบบขนส่งปิโตรเลียมทางท่อ
จะถูกกำหนดให้อยู่ในข่ายที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
(Environmental Impact Assessment) ตามประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี
และสิ่งแวดล้อม พ.ศ. 2539 มากกว่า 10 ปี อย่างไรก็ตาม ปตท.
ได้ตระหนักถึงความสำคัญของสภาพแวดล้อมทั้งก่อนการก่อสร้าง ระหว่างการก่อสร้าง
และภายหลังการก่อสร้างมาโดยตลอด โดยทำการศึกษาวิจัยถึงผลกระทบต่อสัตว์ป่าและสภาพป่าไม้
ตรวจวัดสิ่งแวดล้อมระหว่างการก่อสร้าง
และดำเนินการปรับสภาพพื้นที่ให้เข้าสู่สภาพเดิมเมื่อการฝังกลบท่อแล้วเสร็จ
ซึ่งทุกโครงการนับแต่การก่อสร้างท่อส่งก๊าซสายประธานเส้นแรกซึ่งเริ่มรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย
และโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติอื่น ๆ ก็มีแนวทางปฏิบัติเช่นเดียวกัน

สำหรับท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากสหภาพเมียนมาร์มายังชายแดนไทย-ที่บ้านอีต่อง
และต่อมายังโรงไฟฟ้าราชบุรีจังหวัดราชบุรี ซึ่งเริ่มก่อสร้างในปี 2540 นั้น ปตท.
ได้จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
เพื่อเสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ
พ.ศ.2535 เช่นเดียวกับการดำเนินการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งจากการติดตามตรวจสอบผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา
ล้วนปรากฏว่าผลที่ได้อยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานที่กำหนดโดยคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ
ซึ่งในปี 2545 โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งยาดานายังได้รับรางวัล EIA AWARDS
โดยได้รับการคัดเลือกให้เป็น
สถานประกอบการที่มีการจัดการและรักษาสภาพแวดล้อมตามกำหนดในรายงานผลการตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมดีเด่น
ซึ่งจัดโดยสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม เช่นเดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของ ปตท.

เพื่อให้การดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อม อาชีวอนามัย และความปลอดภัยเป็นไปตามมาตรฐานสากล
สายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทุกหน่วย จึงได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม
หรือระบบ ISO 14001 มาใช้ และปัจจุบันได้รับการรับรองระบบ ISO 14001
และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก. 18001
จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (“สรอ.”) แล้วในปี 2545 ที่ผ่านมา

3.5.3 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการท่าเทียบเรือเพื่อขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม

ในการก่อสร้างท่าเทียบเรือของ ปตท. เพื่อขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
ต้องมีการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact
Assessment) ซึ่งระบุมาตรการป้องกัน และแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
ตลอดจนดำเนินการติดตามตรวจสอบผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง
เช่นเดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งจากการตรวจสอบดังกล่าว
ปรากฎผลอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานที่กำหนดทั้งสิ้น

[1] ^(/ 1) ปตท. ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมผ่านบริษัท ปตท.
สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (“ปตท. สผ.”) ซึ่ง ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545
ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 62.84

[2] ^(/ 1) แปลงสัมปทานยูโนแคล 2 ประกอบด้วย แหล่งกะพง ปลาทอง ปลาแดง สตูล
และบรรพต ส่วนแปลงสัมปทานยูโนแคล 3 ประกอบด้วย แหล่งฟูนาน จักรวาล โกมิน สุราษฎร์
ปลาหมึก ตราด และปะการัง

[3] ^(/ 2) ปัจจุบัน ยังไม่ได้ดำเนินการผลิต โดยในเดือนตุลาคม 2542
มีการลงนามในสัญญาขายก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแปลงเอ 18 ในแหล่ง เจดีเอ ระหว่าง ปตท.
และ Petroliam Nasional Berhad (“Petronas”) ในฐานะผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติ
กับผู้ขายก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ องค์กรร่วมไทย-มาเลเซีย (MTJA)
และผู้ขายก๊าซธรรมชาติรายที่เหลือ โดยในสัญญาได้ระบุให้เริ่มรับก๊าซธรรมชาติในช่วงไตรมาสที่ 3
ปี 2545 อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทย-มาเลเซีย ของบริษัท
ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด ยังไม่ได้เริ่มดำเนินการก่อสร้าง
ความล่าช้าของโครงการส่วนหนึ่งมีสาเหตุมาจากการรอผลการอนุมัติรายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อม
และ คำสั่งของ รัฐบาลให้ทบทวนโครงการ และในที่สุด ได้มีการกำหนดให้ย้ายแนวท่อก๊าซฯขึ้นฝั่ง
ซึ่ง ปตท. และ เปโตรนาส ได้ยกอ้างความล่าช้าดังกล่าวเป็นเหตุสุดวิสัยตามสัญญา ทั้งนี้ ปตท.
และ เปโตรนาส จะเจรจาหาข้อยุติกับผู้ขายก๊าซฯในเรื่องภาระ Take-or-Pay
เนื่องจากความล่าช้า ข้างต้นต่อไป

[4] ^(/1) จากรายงานของ สนพ. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2544
เรื่องการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย

[5] ^(/1) จากรายงานของ สนพ. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2544
เรื่องการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย

[6] ^(/ 1) จากรายงานของ สนพ.งเมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2544
เรื่องการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย

[7] ¹