-----------------------------------------------------------------------
  4. การประกอบธุรกิจของแต่ละธุรกิจ

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

4.1 กลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้นและก๊าซธรรมชาติ

ณ ปัจจุบัน ปตท. และบริษัทในกลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้นและก๊าซธรรมชาติ
เป็นผู้ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจรเพียงรายเดียวในประเทศ
โดยครอบคลุมตั้งแต่การสำรวจและผลิต การจัดหาก๊าซธรรมชาติ การขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
การแยกก๊าซธรรมชาติ และการจัดจำหน่าย
รวมถึงการขยายการลงทุนในธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับก๊าซธรรมชาติทั้งในและต่างประเทศ
และการพัฒนาธุรกิจใหม่ และยังเป็นผู้ดำเนินการจัดหา ขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินธุรกิจแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ที่สุดในประเทศไทย

แผนภาพแสดงการประกอบธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้นและก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท.

กลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นต้นและก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ประกอบด้วย

4.1.1 ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ปตท. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมผ่านบริษัทย่อย ได้แก่ ปตท.สผ.
ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ปตท.
ถือหุ้นใน ปตท.สผ. สัดส่วนร้อยละ 65.29 ของทุนที่ออกและชำระแล้วของ ปตท.สผ.
ซึ่งส่งผลให้กลุ่ม ปตท. ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร

ในการประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานของประเทศนั้นๆ เช่น ในการลงทุนต่างประเทศ
อาจเป็นรูปแบบ Production Sharing Agreement/Contract หรือ Services Agreement
โดยปัจจุบัน ปตท.สผ.
ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอยู่ในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์เวียดนาม กัมพูชา
อินโดนีเซีย โอมาน อัลจีเรีย ออสเตรเลีย นิวซีแลนด์ แคนาดา โมซัมบิก และเคนยา
ส่วนการลงทุนภายในประเทศไทย ปตท.สผ. จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.
2514 ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่างๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม และสิทธิพิเศษอื่นๆ เป็นต้น

4.1.1.1 การลงทุน

ปตท.สผ. มีการลงทุนในโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจำนวนทั้งหมด 44 โครงการ
เป็นโครงการลงทุนในประเทศไทย จำนวน 16 โครงการ ลงทุนในพื้นที่พัฒนาร่วม 1 โครงการ
พื้นที่คาบเกี่ยว 1 โครงการ และลงทุนในต่างประเทศ 26โครงการ สัดส่วนการร่วมทุนของ
ปตท.สผ. และบริษัทย่อยในแต่ละโครงการ เป็นดังนี้ (ข้อมูล ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555)

+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| โ |                             | ลักษ       | ระยะดำเนิน | สัดส่วนก     |
| ค |                             | ณะการลงทุน |           | ารร่วมทุน(%) |
| ร |                             |           | โครงการ   |            |
| ง |                             | ของ       |           |            |
| ก |                             | ปตท.สผ.   |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 1 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ใ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| ไ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 1. โครงการบงกช              | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 44.4445    |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 2. โครงการเอส 1             | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 3. โครงการพีทีทีอีพี 1           | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 4. โครงการบี 6/27            | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 60         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 5. โครงการอาทิตย์             | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 80         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 6. โครงการแอล 22/43         | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 7. โครงการแอล 53/43 และแอล  | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
|   | 54/43                       |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 8. โครงการ แอล 21,28 และ    | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 70         |
|   | 29/48                       |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 9. โครงการอี 5               | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 10. โครงการคอนแทร็ค 3        | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 5          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 11. โครงการคอนแทร็ค 4        | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 45         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 12. โครงการจี 4/43           | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 21.375     |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 13. โครงการสินภูฮ่อม           | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 14. โครงการบี 8/32 & 9A^(/1) | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 25         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 15. โครงการเอ 4, 5 และ 6/48 | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 16. โครงการจี 4/48           | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 5          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 2 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| ใ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสหภาพพม่า              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 17. โครงการพม่าซอติก้า^(/2)    | ผู้ดำเนินการ | พัฒนา      | 80         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 18. โครงการพม่า^(/2)         |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   แปลง M3                 | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   แปลง M11                | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 45         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 19. โครงการยาดานา (M5, M6)  | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 25.50      |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 20. โครงการเยตากุน           | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 19.31784   |
|   | (M12,M13,M14)               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 21. โครงการ PSC-G และ EP-2  | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 90         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอินโดนีเซีย              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 22.โครงการอินโดนีเซีย เซไม ทู   | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 28.33      |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 23.โครงการอินโดนีเซีย เซาท์     | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 34         |
|   | มานด้าร์                      |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 24.โครงการอินโดนีเซีย มาลุนด้า   | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 25.โครงการอินโดนีเซีย ซาดัง     | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 26.โครงการอินโดนีเซีย เซาท์     | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 20         |
|   | ซาการี                       |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศเวียดนาม               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 27. โครงการเวียดนาม 9-2      | ผู้ร่ว       | ผลิต       | 25         |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 28. โครงการเวียดนาม 16-1     | ผู้ร่ว       | ผลิต       | 28.5       |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 29. โครงการเวียดนามบี และ     | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 8.5        |
|   | 48/95                       |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 30.โครงการเวียดนาม 52/97     | ผู้ร่วมทุน    | พัฒนา      | 7          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| โ |                             | ลักษ       | ระยะดำเนิน | สัดส่วนก     |
| ค |                             | ณะการลงทุน |           | ารร่วมทุน(%) |
| ร |                             |           | โครงการ   |            |
| ง |                             | ของ       |           |            |
| ก |                             | ปตท.สผ.   |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศกัมพูชา                 |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 31. โครงการกัมพูชาบี           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 33.333334  |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | พื้นที่คาบเกี่ยว                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 32. โครงการจี 9/43           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | พื้นที่พัฒนาร่วม                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 33. โครงการพื้นที่พัฒนาร่วม       | ผู้ร่ว       | ผลิต       | 50         |
|   | ไทย-มาเลเซีย บี17             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศนิวซีแลนด์               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 34.โครงการนิวซีแลนด์ เกรทเซาธ์  | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 18         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 3 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| ก |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | รัฐสุลต่านโอมาน                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 35. โครงการโอมาน 44         | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศแคนาดา                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 36. โครงการแคนาดา ออยล์ แซนด์ | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 40         |
|   | เคเคดี                       |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศแอลจีเรีย               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 37. โครงการแอลจีเรีย 433 เอ   | ผู้ร่ว       | พัฒนา      | 35         |
|   | และ 416 บี                   | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 38. โครงการ แอลจีเรีย ฮาสสิ    | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 24.5       |
|   | เบอร์ ราเคซ                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศออสเตรเลีย             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 39. โครงการออสเตรเลีย ดับเบิ้ลยู | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
|   | เอ-423-พี                    |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 40. โครงการพีทีทีอีพี            | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
|   | ออสตราเลเซีย                 |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   โครงการ พีทีทีอีพี           | ผู้ดำเนินการ | ผลิต/สำรวจ | 100        |
|   |     ออสตราเลเชีย (แปลง       |           |           |            |
|   |     เอซี/แอล 7, เอซี/แอล 8,   |           |           |            |
|   |     เอซี/พี 33, เอซี/พี 34      |           |           |            |
|   |     เอซี/พี 40 และเอซี/พี 54)   |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   โครงการ พีทีทีอีพี           | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 89.6875    |
|   |     ออสตราเลเชีย             |           |           |            |
|   |     (แปลงเอซี/แอล 1, เอซี/แอล |           |           |            |
|   |     2 และ เอซี/แอล 3)        |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   โครงการ พีทีทีอีพี           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
|   |     ออสตราเลเชีย (แปลง เอซี   |           |           |            |
|   |     /อาร์แอล 7)              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   โครงการ พีทีทีอีพี           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
|   |     ออสตราเลเชีย (แปลง       |           |           |            |
|   |     เอซี/อาร์แอล 4            |           |           |            |
|   |     (Tenacious))            |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   โครงการ พีทีทีอีพี           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 90         |
|   |     ออสตราเลเชีย (แปลง เอซี/พี |           |           |            |
|   |     24)                     |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   โครงการ พีทีทีอีพี           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 50         |
|   |     ออสตราเลเชีย (แปลง       |           |           |            |
|   |     เอซี/อาร์แอล 5            |           |           |            |
|   |     (Tenacious), แปลง       |           |           |            |
|   |     เอซี/อาร์แอล 6            |           |           |            |
|   |     (Audacious), เอซี/พี 4,   |           |           |            |
|   |     เอซี/อาร์แอล 4 (ไม่รวม     |           |           |            |
|   |     Tenacious), เอซี/อาร์แอล  |           |           |            |
|   |     5 (ไม่รวม Tenacious),    |           |           |            |
|   |     เอซี/อาร์แอล 6 (ไม่รวม     |           |           |            |
|   |     Audacious) และเอซี/พี 17  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+

+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| โ |                             | ลักษ       | ระยะดำเนิน | สัดส่วนก     |
| ค |                             | ณะการลงทุน |           | ารร่วมทุน(%) |
| ร |                             |           | โครงการ   |            |
| ง |                             | ของ       |           |            |
| ก |                             | ปตท.สผ.   |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   โครงการ พีทีทีอีพี           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 35         |
|   |     ออสตราเลเชีย (แปลง เอซี/พี |           |           |            |
|   |     32)                     |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | -   โครงการ พีทีทีอีพี           | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 20         |
|   |     ออสตราเลเชีย (แปลง       |           |           |            |
|   |     ดับเบิ้ลยู เอ 396 พี และ     |           |           |            |
|   |     ดับเบิ้ลยู เอ 397 พี         |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสาธารณรัฐโมซัมบิก        |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 41. โครงการโมซัมบิก โรวูม่า     | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 8.5        |
|   | ออฟชอร์ แอเรีย วัน             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 42.โครงการโมซัมบิก โรวูม่า      | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 10         |
|   | ออนชอร์ แอเรีย                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศเคนยา                 |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 43. โครงการเคนยา L10A       | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 25         |
|   |                             |           |           |            |
|   | โครงการเคนยา L10B           |           |           | 15         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 44. โครงการเคนยา L5, L7,    | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 10         |
|   | L11, L11B, L12              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+

^(/1) PTTEPO ถือหุ้นในบริษัท ออเร้นจ์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และบริษัท บี 8/32 พาร์ทเนอร์
จำกัด ซึ่งเป็นผู้ถือสัมปทานในโครงการ

^(/2) มีการจัดกลุ่มโครงการใหม่โดยโครงการพม่าซอติก้าประกอบด้วยแปลงสัมปทาน เอ็ม 9
และเอ็ม 11 (เฉพาะพื้นที่ด้านตะวันออกเฉียงเหนือของเอ็ม 11) ส่วนโครงการพม่า เอ็ม 3 เอ็ม
7 และ เอ็ม 11 ไม่รวมพื้นที่ด้านตะวันออกเฉียงเหนือของเอ็ม 11, เมื่อ 1 กุมภาพันธ์ 2555
ได้ทำการยุติและคืนสัมปทานเอ็ม 7 ให้กับพม่าแล้ว

นอกจากนี้ ปตท.สผ. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจอื่นๆ ดังนี้

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 25.5 ใน Moattama Gas Transportation Company (MGTC)
    เพื่อดำเนินโครงการท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติยาดานา

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 19.31784 ใน Taninthayi Pipeline Company LLC (TPC)
    เพื่อดำเนินโครงการท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติเยตากุน

-   ร่วมลงทุนกับ ปตท. โดยถือหุ้นเท่ากันร้อยละ 50 ในบริษัท เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ จำกัด
    (Energy Complex Company Limited)
    เพื่อก่อสร้างอาคารสำนักงานสำหรับผู้ประกอบธุรกิจด้านพลังงาน

-   ร่วมลงทุนกับบริษัทในกลุ่ม ปตท. ประกอบด้วย ปตท. ปตท.สผ. บริษัท ปตท.
    โกลบอลเคมิคอล จำกัด (มหาชน) และ บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)
    ในสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 20 เท่ากันทุกบริษัท ยกเว้นบริษัท ปตท.
    โกลบอลเคมิคอล จำกัด (มหาชน) ที่มีสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 40 เพื่อจัดตั้งบริษัท พีทีที
    ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด เพื่อสร้างศักยภาพ และเพิ่มขีดความสามารถทางด้าน ICT
    สนับสนุนให้เกิดความเชื่อมโยงในกลุ่มธุรกิจให้มีประสิทธิภาพมากขึ้นและตอบสนองทิศทางและกลยุทธ์ของบริษัทในกลุ่ม
    ปตท.

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 13.11 ในบริษัท Erawan 2 FSO Bahamas Ltd.
    เพื่อดำเนินธุรกิจให้เช่าเรือ FSO

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 15.67 ในบริษัท เอ็นเอสที ซัพพลาย เบส จำกัด
    เพื่อดำเนินฐานสนับสนุนการปฏิบัติการปิโตรเลียม ท่าเรือ และ คลังสินค้า

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 50 ในบริษัท Shoreair Pty Limited
    เพื่อดำเนินฐานปฏิบัติการทางเดินอากาศ ในโครงการ พีทีทีอีพี ออสตราเลเชีย

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 50 ในบริษัท Troughton Island Pty Ltd
    เพื่อดำเนินฐานปฏิบัติการทางเดินอากาศสำรอง ในโครงการ พีทีทีอีพี ออสตราเลเชีย

4.1.1.2 ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว หมายถึง
ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่สามารถผลิตได้จากแหล่งกักเก็บที่ค้นพบแล้ว
โดยประเมินได้อย่างมั่นใจพอสมควรจากข้อมูลทางธรณีวิทยาและวิศวกรรม ซึ่ง ปตท.สผ.
จะมีการตรวจสอบและประเมินทุกรอบปีโดยนักธรณีวิทยาและวิศวกรแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมของ
ปตท.สผ. เพื่อให้ได้ตัวเลขที่ได้มาตรฐาน
โดยปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วในรายงานนี้จะรวมถึงปริมาณสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ
ปตท.สผ. และส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม

ปตท.สผ. จะไม่ถือว่าปริมาณสำรองที่สำรวจพบทั้งหมดเป็นปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
จนกว่าจะมีการทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหรือคอนเดนเสทกับลูกค้า และ ปตท.สผ.
อาจปรับปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วเพิ่มขึ้นเมื่อ ปตท.สผ.
คาดว่าปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้นสามารถนำมาใช้ได้อย่างแน่นอน
ภายใต้การดำเนินงานและสภาวะเศรษฐกิจที่เป็นอยู่
ซึ่งนโยบายการประเมินปริมาณสำรองดังกล่าวสอดคล้องกับแนวทางของ U.S. Society of
Petroleum Engineers ในด้านการประเมินปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้น
แต่การประเมินปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ.
จะเข้มงวดกว่าเนื่องจากจะปรับปริมาณสำรองส่วนเพิ่มต่อเมื่อมีการทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมแล้วเท่านั้น
ทั้งนี้ ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม
ปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

+------------------------+--------------+-------------+--------------+
| ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว      | ปี 2553       | ปี 2554      | ปี 2555       |
+------------------------+--------------+-------------+--------------+
| ในประเทศ               | 612          | 541         | 501          |
|                        |              |             |              |
| ต่างประเทศ              | 431          | 428         | 400          |
+------------------------+--------------+-------------+--------------+
| รวม                    | 1,043        | 969         | 901          |
+------------------------+--------------+-------------+--------------+

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
คิดเป็นปริมาณน้ามันดิบและคอนเดนเสท 263 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 4,182
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 901 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบ

4.1.1.3 ผลการดำเนินงาน

(1) การผลิต

ในปี 2555 อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยคิดเป็น 313,293
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2554 ประมาณ 11,926
บาร์เรลเทียบเท่าน้ามันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 3.96
ทั้งนี้ปริมาณการผลิตเฉลี่ยรวมทุกโครงการในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

  ------------------------ --------------- --------------- ---------------
  ปริมาณการผลิต              ปี 2553          ปี 2554          ปี 2555

  รวมทุกโครงการ             304,023         301,367         313,293
  ------------------------ --------------- --------------- ---------------

(2)   การจัดจำหน่าย

ผลิตภัณฑ์ที่ ปตท.สผ. และบริษัทย่อยทำการผลิตเพื่อจำหน่ายมี 5 ชนิด คือ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซปิโตรเลียมเหลว คอนเดนเสทและบิทูเมน โดย ปตท. เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์เกือบทั้งหมดของ
ปตท.สผ. และบริษัทย่อย (คิดเป็นร้อยละ 84 ของผลิตภัณฑ์ของ ปตท.สผ. สำหรับปี 2555)
สำหรับการซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ปตท. ได้ทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาวกับ ปตท.สผ.
อายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี มีการกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำเป็นรายปี
ส่วนการซื้อขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจะอิงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีคุณสมบัติใกล้เคียงกับน้ำมันดิบที่ผลิตได้
เพื่อให้สามารถสะท้อนมูลค่าของผลิตภัณฑ์ได้ใกล้เคียงกับราคาตลาด โดย ปตท.
ทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทกับ ปตท.สผ. เช่นเดียวกัน

ในปี 2555 ปตท.สผ. และบริษัทย่อยมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์รวมทั้ง 5 ชนิด ประมาณ 275,923 
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้น 10,876 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เมื่อเปรียบเทียบกับปริมาณขายในปี 2554 ที่ 265,047  บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
โดยปริมาณขายที่เพิ่มขึ้นส่วนใหญ่มาจากการขายน้ำมันดิบและบิทูเมนของโครงการเอส 1
โครงการเวียดนาม 16-1 และโครงการแคนาดา ออยล์ แซนด์ เคเคดี  ทั้งนี้
ปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์แต่ละชนิดของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อยในปี 2553 – ปี 2555
เป็นดังนี้

+-------------------------------+------------+------------+------------+
| ผลิตภัณฑ์                        | ปี 2553     | ปี 2554     | ปี 2555     |
+-------------------------------+------------+------------+------------+
| น้ำมันดิบ (พันบาร์เรลต่อวัน)         | 39.58      | 38.79      | 52.41      |
+-------------------------------+------------+------------+------------+
| ก๊าซธรรมชาติ (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)  | 1,155.95   | 1,142.71   | 1,128.88   |
+-------------------------------+------------+------------+------------+
| ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (เมตริกตันต่อวัน) | 199.15     | 236.42     | 254.06     |
+-------------------------------+------------+------------+------------+
| คอนเดนเสท (พันบาร์เรลต่อวัน)      | 36.61      | 35.39      | 33.67      |
+-------------------------------+------------+------------+------------+
| บิทูเมน (พันบาร์เรลต่อวัน)          | -          | 3.88       | 6.52       |
+-------------------------------+------------+------------+------------+
| รวมทุกผลิตภัณฑ์                   | 264,575    | 265,047    | 275,923    |
|                               |            |            |            |
| (บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน)     |            |            |            |
+-------------------------------+------------+------------+------------+
| ราคาขายผลิตภัณฑ์โดยเฉลี่ย          | 44.83      | 55.49      | 64.86      |
|                               |            |            |            |
| (เห                           |            |            |            |
| รียญสหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) |            |            |            |
+-------------------------------+------------+------------+------------+

(3) การบริหาร

ปตท. บริหารการลงทุนใน ปตท.สผ. โดยร่วมเป็นคณะกรรมการ ปตท.สผ.
เพื่อใช้อำนาจหน้าที่ในการกำหนดนโยบายและกำกับดูแลการดำเนินกิจการของ ปตท.สผ.
ภายใต้หลักการกำกับดูแลกิจการที่ดี คณะกรรมการ ปตท.สผ. ณ วันที่ 1 ธันวาคม 2555
ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 15 คน ประกอบด้วยผู้บริหารของ ปตท.จำนวน 3 คน นอกจากนี้
ประธานเจ้าหน้าที่บริหารของ ปตท.สผ. ยังได้รับเลือกจากผู้บริหารของปตท. ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ ปตท.สผ. ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

** งบการเงินปี 2553 - 2555 ที่นำเสนอในสกุลเงินบาท
มาจากการแปลงค่างบการเงินที่จัดทำขึ้นโดยมีสกุลเงินดอลลาร์สหรัฐอเมริกาเป็นสกุลเงินที่ใช้ในการดำเนินงาน

(5) ผลด้านปฏิบัติการ

ในปี 2555 ปตท.สผ.ได้ติดตามภาวะเศรษฐกิจและราคานํ้ามันอย่างใกล้ชิด
และทบทวนแผนการดำเนินงาน ตลอดจนแผนการลงทุน ให้สอดคล้องกับแผนยุทธศาสตร์
รวมทั้งการเพิ่มประสิทธิภาพและการพัฒนาศักยภาพเพื่อการเติบโตอย่างยั่งยืน
ซึ่งสามารถสรุปผลการดำเนินงานได้ดังนี้

ด้านการสำรวจ

ปตท.สผ.
ได้ดำเนินกิจกรรมการสำรวจในโครงการต่างๆทั้งในประเทศไทยและโครงการต่างประเทศอย่างต่อเนื่อง
เพื่อประเมินศักยภาพและเพิ่มปริมาณสำรองปิโตรเลียมของโครงการ โดยในปี 2555 ปตท.สผ.
มีการดำเนินกิจกรรมสำรวจในโครงการต่างๆ อาทิ

โครงการพีทีทีอีพี ออสตราเลเชีย
เสร็จสิ้นการสำรวจคลื่นไหวสะเทือนสามมิติและการเจาะหลุมประเมินผล Maple-2 ในแหล่ง
Cash-Maple ซึ่งตั้งอยู่ในทะเลติมอร์ ประเทศออสเตรเลียในเดือนกรกฎาคมปี 2555
โดยพบก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากหลุม Cash-2 ที่ขุดไปเมื่อปลายปี 2554
โดยมีอัตราการไหลของก๊าซธรรมชาติประมาณ 30 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสท 696
บาร์เรลต่อวัน ขณะนี้อยู่ระหว่างการศึกษาวิเคราะห์ศักยภาพเชิงพาณิชย์ของแหล่ง

โครงการพม่าเอ็ม 3 และ เอ็ม11 ซึ่งตั้งอยู่ในอ่าวเมาะตะมะ ทางตอนใต้ของเมืองย่างกุ้ง
สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ ขณะนี้อยู่ในช่วงขยายระยะเวลาสำรวจ 7 ปี
เพื่อดำเนินการประเมินศักยภาพเชิงพาณิชย์โดยมีการเตรียมการเจาะหลุมประเมินผล
และในส่วนของแปลงนํ้าลึกเอ็ม 11 ขณะนี้อยู่ในระหว่างการเตรียมการเจาะหลุมสำรวจ

โครงการอินโดนีเซีย เซไม ทู
ขณะนี้อยู่ในระหว่างศึกษาและวิเคราะห์ทางธรณีวิทยาเพิ่มเติมเพื่อประเมินศักยภาพ
และกำหนดตำแหน่งหลุมสำรวจหลุมที่ 2 (หลุมสำรวจนํ้าตื้น) ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการขุดเจาะในปี
2556

โครงการแอลจีเรีย ฮาสสิ เบอร์ ราเคซ มีแผนการเจาะสำรวจในระยะแรก จำนวน 9 หลุม
ดำเนินการเจาะหลุมสำรวจไปแล้ว 7 หลุม โดยพบนํ้ามันดิบจำนวน 6 หลุม
ขณะนี้อยู่ระหว่างการเจาะหลุมสำรวจที่เหลือตามแผนอย่างต่อเนื่องในต้นปี 2556
เพื่อยืนยันศักยภาพทางปิโตรเลียม

โครงการแคนาดา ออยล์ แซนด์ เคเคดี เสร็จสิ้น Winter Evaluation Program (WEP)
ประจำปี 2554 - 2555 โดยเจาะหลุมประเมินผลแล้วเสร็จ 161 หลุม
และได้ทำการวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ และ 4 มิติ ในแหล่ง Leismer, Thornbury และ
Hangingstone เพื่อนำข้อมูลไปใช้ในการประเมินการผลิตของแหล่ง Leismer
และประเมินศักยภาพ เพื่อการผลิตของแหล่ง Thornbury และ Hangingstone ต่อไป

ในไตรมาส 4 ปี 2555 เตรียมงาน Winter Evaluation Program ประจำปี 2555-2556
รวมถึงการวางตำแหน่งของหลุมประเมินผลและกำหนดพื้นที่การวัดคลื่นไหวสะเทือน
โดยมีจุดประสงค์เพื่อพัฒนาเพิ่มเติมในแหล่ง Leismer, Corner และ Thornbury
โดยมีจำนวนหลุมเจาะที่คาดว่าจะเจาะทั้งสิ้น 92 หลุม และการวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ และ
4 มิติ ทั้งสิ้น 134 ตารางกิโลเมตร

ด้านการพัฒนาโครงการ

ปตท.สผ. ได้เร่งพัฒนาโครงการต่างๆ
เพื่อให้บริษัทฯสามารถเริ่มการผลิตปิโตรเลียมได้ตามแผนการดำเนินการของบริษัทฯ อาทิ

โครงการพีทีทีอีพี ออสตราเลเชีย เสร็จสิ้นการเจาะหลุมผลิต 3 หลุม และหลุมอัดก๊าซ (Gas
injection well) 1 หลุม ในเดือนกรกฎาคม 2555 และได้นำเรือ FPSO
เข้าสู่แหล่งมอนทาราในเดือนพฤศจิกายน 2555 ขณะนี้ได้ดำเนินงานเชื่อมต่อและทดสอบระบบ
และเตรียมความพร้อมสำหรับการผลิต

ส่วนการดำเนินการเรียกร้องค่าสินไหมทดแทนจากบริษัทประกันภัยนั้น นับตั้งแต่เกิดเหตุการณ์ฯ
จนถึงสิ้นไตรมาสที่ 4 ปี 2555 บริษัทฯ ได้รับค่าสินไหมทดแทนทั้งสิ้น 212
ล้านดอลลาร์สหรัฐอเมริกา (ดอลลาร์ สรอ.)
และอยู่ระหว่างการเรียกร้องค่าสินไหมทดแทนในส่วนที่เหลือต่อไปโดยมีความคืบหน้าเป็นลำดับ

สำหรับการเรียกร้องค่าชดเชยจากเหตุการณ์นํ้ามันรั่วไหลจากแหล่งมอนทาราโดยรัฐบาลอินโดนีเซียนั้น
บริษัทฯยังคงเจรจากับรัฐบาลอินโดนีเซียอย่างต่อเนื่อง
โดยยึดหลักการที่จะพิสูจน์หลักฐานและผลกระทบ (หากมี) โดยใช้วิธีการทางวิทยาศาสตร์ต่อไป

โครงการพม่าซอติก้า เมื่อต้นปี 2555 บริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (ปตท.สผ.อ.)
ได้มีการลงนามในสัญญาร่วมทุน (Joint Operating Agreement) กับ Myanmar Oil and
Gas Enterprise (MOGE) โดย MOGE เข้าถือสัดส่วนร้อยละ 20 ในโครงการซอติก้า
ซึ่งเป็นไปตามสัญญา Production Sharing Contract ทั้งนี้ ปตท.สผ.อ. ถือสัดส่วนร้อยละ 80
และยังคงเป็นผู้ดำเนินการในโครงการนี้ต่อไป ขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินงานก่อสร้างแท่นผลิตหลัก
งานก่อสร้างแท่นหลุมผลิตและโครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติระหว่างแท่น
งานก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งทะเล งานก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
และอุปกรณ์การผลิตที่เกี่ยวข้องบนบก ซึ่งมีความคืบหน้ากว่าร้อยละ 63 โดยบริษัทฯ
คาดว่าจะจัดส่งก๊าซธรรมชาติได้ภายในต้นปี 2557

โครงการแอลจีเรีย 433 เอ และ 416 บี ในปี 2555 มีเป้าหมายในการเจาะหลุมผลิตทั้งหมด 4
หลุม เสร็จสิ้นการเจาะหลุมผลิตไปแล้วจำนวน 3 หลุม พบอัตราการไหลของนํ้ามันดิบ 4,000
บาร์เรลต่อวัน ขณะนี้อยู่ระหว่างเจาะหลุมผลิตที่ 4
และอยู่ระหว่างการดำเนินงานก่อสร้างกระบวนการผลิตและระบบท่อขนส่ง (EPC1)
และงานก่อสร้างที่พักอาศัย และสาธารณูปโภค (EPC2) ในพื้นที่พัฒนา ทั้งนี้บริษัทฯ
คาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตได้ภายในปี 2557

โครงการแคนาดา ออยล์ แซนด์ เคเคดี ในส่วนของแหล่ง Corner
ได้มีการขยายเวลาการศึกษาในรายละเอียดเพิ่มเติมสำหรับแผนพัฒนาและงบประมาณโดยรวม
เพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดของเงินลงทุนและการก่อสร้างอุปกรณ์ในกระบวนการผลิต
โดยคาดว่าจะมีการทำ Final Investment Decision (FID) ในปี 2556
และเริ่มการผลิตได้ภายในปี 2559

โครงการโมซัมบิก โรวูม่า ออฟชอร์ แอเรีย วัน บริษัท PTTEP Africa Investment Limited
หรือ PTTEP AI (บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.) ประสบความสำเร็จในการซื้อบริษัท Cove
ในเดือนสิงหาคมปี 2555 ทำให้ PTTEP AI มีสัดส่วนในการร่วมทุนร้อยละ 8.5
ในโครงการโมซัมบิก โรวูม่า ออฟชอร์ แอเรีย วัน โดยมีบริษัท Anadarko เป็นผู้ดำเนินการ

โครงการโมซัมบิก โรวูม่า ออฟชอร์ แอเรีย วัน เป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่
ในประเทศโมซัมบิก ซึ่งได้มีการสำรวจและค้นพบก๊าซธรรมชาติแล้ว โดยคาดว่าจะมีปริมาณสำรอง
(Resources) กว่า 65 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต (Trillion Cubic Feet - TCF)
และมีศักยภาพในการพัฒนาไปสู่การผลิตก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas: LNG)
หลังจากที่ PTTEP AI ได้เข้าเป็นผู้ร่วมทุน ทางโครงการฯ ได้มีความคืบหน้าที่สำคัญในการพัฒนา
โดยกลุ่มบริษัทร่วมทุนได้จัดจ้างบริษัทรับเหมาเพื่อให้ออกแบบทางวิศวกรรม (Front End
Engineering Design: FEED) 2 ด้าน ได้แก่
ด้านการก่อสร้างโรงงานผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวบนบก
และด้านการติดตั้งอุปกรณ์การผลิตและท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่ง

นอกจากนี้ Anadarko ซึ่งเป็นผู้ดำเนินการในโครงการโมซัมบิก โรวูม่า ออฟชอร์ แอเรีย วัน
ได้ทำข้อตกลงเบื้องต้น (HOA: Heads of Agreement) กับบริษัท Eni
ซึ่งเป็นผู้ดำเนินการของโครงการโมซัมบิก โรวูม่า ออฟชอร์ แอเรีย โฟร์
โดยจะประสานงานในการดำเนินงานพัฒนาแหล่งก๊าซฯนอกชายฝั่ง
และร่วมมือกันวางแผนและพัฒนาการก่อสร้างโรงงานผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวบนบก
ที่เขตอุตสาหกรรม Cape Afugi ในเมือง Cabo Delgado ทางตอนเหนือของประเทศโมซัมบิก

ด้านการผลิต

ปตท.สผ. มีการดำเนินการอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษากำลังการผลิตในปัจจุบัน
และเพิ่มกำลังการผลิตจากโครงการใหม่ๆ อาทิ

โครงการบงกช เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2555 แหล่งบงกชใต้ สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ที่ 320
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันตามที่กำหนดในสัญญาซื้อ-ขายกับ ปตท. และผลิตคอนเดนเสทได้ที่ระดับ 9,000
บาร์เรลต่อวัน สำหรับแหล่งบงกชเหนือ เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2555
สามารถสร้างสถิติการผลิตคอนเดนเสทได้สูงสุดที่ปริมาณ 25,019 บาร์เรลต่อวัน และเมื่อวันที่ 5
สิงหาคม 2555 ยังเป็นวันที่แหล่งบงกชเหนือ ประสบความสำเร็จในการผลิตคอนเดนเสทได้ครบ
100 ล้านบาร์เรล โดยในปี 2555แหล่งบงกชเหนือ สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ
596 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

ดังนั้น การผลิตก๊าซธรรมชาติโดยรวมของโครงการบงกชในปัจจุบัน(
ซึ่งประกอบด้วยแหล่งบงกชเหนือ และแหล่งบงกชใต้) จึงมีกำลังการผลิตสูงขึ้นถึง 900
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทำให้สามารถสนองตอบความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยได้ถึง
20 %

โครงการเอส1 มีอัตราการผลิตนํ้ามันดิบสูงสุดอยู่ที่ 35,176 บาร์เรลต่อวันในเดือนธันวาคม 2555
ซึ่งเป็นสถิติการผลิตนํ้ามันดิบที่สูงสุดตั้งแต่โครงการเริ่มดำเนินการ
โดยมีอัตราการผลิตนํ้ามันดิบเฉลี่ยในปี 2555 อยู่ที่ประมาณ 28,000 บาร์เรลต่อวัน

โครงการแคนาดา ออยล์ แซนด์ เคเคดี แหล่ง Leismer มีปริมาณการผลิต Bitumen
เฉลี่ยในไตรมาสที่ 4 ปี 2555 ที่ประมาณ 15,700 บาร์เรลต่อวัน โดยมีหลุมเพื่อการผลิตจำนวน
22 คู่หลุม (หลุมอัดไอนํ้าและหลุมผลิต) จาก 4 well pad
และปริมาณบิทูเมนที่ผลิตตั้งแต่เริ่มต้นการผลิต รวม 9 ล้านบาร์เรลในเดือนพฤศจิกายนที่ผ่านมา
ในส่วนของ well pad ที่ 5 นั้นจะพร้อมเข้าสู่กระบวนการผลิตได้ในไตรมาสที่ 4 ปี 2556

ในส่วนของแผนการขยายกำลังการผลิต (Leismer Expansion)
ยังคงอยู่ในขั้นตอนการวางตำแหน่ง well pad
และศึกษาในรายละเอียดของอุปกรณ์ที่จะติดตั้งเพิ่มเติม เพื่อรองรับอัตราการผลิตที่ขยายเป็น
40,000 บาร์เรลต่อวัน รวมถึงการเตรียมขออนุมัติจาก Energy Resources Conservation
Board (ERCB)

โครงการโอมาน 44
มีการค้นพบนํ้ามันดิบเพิ่มเติมจากการเจาะหลุมพัฒนาและหลุมประเมินผลจากแหล่งมูร์ฮาเมียร์และแหล่งใหม่ทางตอนใต้ของโครงสร้างชามส์-อี
(Shams-E South) ทำให้อัตราการผลิตเฉลี่ยในไตรมาสที่ 4 ปี 2555 เพิ่มสูงขึ้นจากประมาณ
1,500 บาร์เรลต่อวันเป็นประมาณ 4,600 บาร์เรลต่อวัน โดยในปี 2555 โครงการโอมาน 44
มีอัตราการผลิตนํ้ามันดิบและคอนเดนเสทเฉลี่ยประมาณ 2,960 บาร์เรลต่อวัน และก๊าซธรรมชาติ
42 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และได้ดำเนินการก่อสร้างและทดสอบระบบตามมาตรฐานวิศวกรรมของท่อส่งจากหลุมผลิต
Shams-9ST ไปยังหน่วยผลิตหลักของแหล่ง Shams
โดยได้เริ่มทำการผลิตก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสทจากหลุม Shams-9ST เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม
2555

โครงการเวียดนาม 16-1 เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2555 แท่นหลุมผลิตที่ 2 (Wellhead
Platform : WHP-H4) ของแหล่งเทจั๊กจั๋ง (Te Giac Trang Field)
ได้เริ่มทำการผลิตอย่างเป็นทางการ ทำให้สามารถเพิ่มการผลิตนํ้ามันดิบจาก 41,000
บาร์เรลต่อวันเป็นประมาณ 55,000 บาร์เรลต่อวัน

ด้านการบริหารและกลั่นกรองการลงทุน ปตท.สผ.
ได้มีการดำเนินการอย่างต่อเนื่องในด้านการบริหารและกลั่นกรองการลงทุน (Portfolio
Management)
จุดมุ่งหมายเพื่อให้การลงทุนมีความเหมาะสมทั้งในด้านการสร้างมูลค่าเพิ่มให้แก่โครงการและการบริหารความเสี่ยง
โดยมีการศึกษา
วิเคราะห์ปัจจัยและผลกระทบในการลงทุนอย่างสมํ่าเสมอให้ทันกับสภาวะการเปลี่ยนแปลงทางสังคม
เศรษฐกิจ และการเมืองที่เกิดขึ้น เพื่อประกอบการพิจารณาและตัดสินใจลงทุน
รวมทั้งมีการทบทวนกลุ่มประเทศเป้าหมาย (Focused Countries) ในการขยายการลงทุน
โดยจัดกลุ่มประเทศตามโอกาส ความเหมาะสมและให้สอดคล้องกับทิศทางและเป้าหมายที่บริษัทตั้งไว้
โดยวิเคราะห์จากปัจจัยต่างๆ อาทิ ศักยภาพทางปิโตรเลียม ปัจจัยทางภูมิศาสตร์
การแบ่งผลประโยชน์กับภาครัฐ ความเสี่ยงทั้งด้านการเมืองและการดำเนินธุรกิจ
รวมทั้งความได้เปรียบในการแข่งขัน

การเข้าร่วมทุนในแปลงเอ็ม11 ในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ ของบริษัท Total และ JX
NOEX ปตท.สผ.อ. ได้คัดเลือกบริษัท Total E&P Myanmar (Total) และบริษัท JX Nippon
Oil & Gas Exploration (Myanmar) Limited (JX Myanmar)
เข้าเป็นผู้ร่วมทุนในแปลงเอ็ม11 ในสัดส่วนร้อยละ 40 และ 15 ตามลำดับ ทั้งนี้ ปตท.สผ.อ.
จะยังคงเป็นผู้ดำเนินการและถือสิทธิการร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 45 ในโครงการนี้
โดยการเข้าร่วมทุนดังกล่าวจะมีผลบังคับเมื่อได้รับการอนุมัติจากรัฐบาลสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์
ทั้งนี้ การสรรหาผู้เข้าร่วมทุนดังกล่าว เป็นส่วนหนึ่งของกลยุทธ์ในการบริหารการลงทุน
(Portfolio management) และการบริหารความเสี่ยง

การเข้าซื้อบริษัท Cove Energy Plc. ในวันที่ 23 พฤษภาคม 2555 ปตท.สผ. โดย PTTEP AI
(บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.)
ได้ประกาศการทำคำเสนอซื้อหุ้นสามัญที่ออกแล้วและยังไม่ได้ออกทั้งหมดของบริษัท Cove ที่ราคา
240 เพนซ์ (สกุลเงินปอนด์สเตอลิง) ต่อหุ้น คิดเป็นมูลค่าประมาณ 1,221.4 ล้านปอนด์สเตอลิง
โดยบริษัท Cove มีสินทรัพย์หลักคือ การถือครองสัดส่วนร้อยละ 8.5 ในแปลงสัมปทาน Rovuma
Offshore Area 1 สาธารณรัฐโมซัมบิก นอกจากนี้ Cove ยังถือสัดส่วนร้อยละ 10
ในแปลงสัมปทาน Rovuma Onshore Area สาธารณรัฐโมซัมบิก และถือสัดส่วนร้อยละ 10-25
ในแปลงสัมปทานนํ้าลึกอีก 7 แปลงในประเทศเคนยา

ในวันที่ 17 สิงหาคม 2555 PTTEP AI ได้ประสบความสำเร็จในการซื้อหุ้น บริษัท Cove
โดยบรรลุเงื่อนไขตามคำเสนอซื้อครบถ้วนแล้ว และตั้งแต่วันที่ 23 สิงหาคม 2555 PTTEP AI
ได้เริ่มกระบวนการบังคับซื้อหุ้นที่เหลืออยู่จากผู้ถือหุ้นของ Cove ที่ยังไม่ได้ตอบรับคำเสนอซื้อ
โดยในวันที่ 5 ตุลาคม 2555 (วันสุดท้ายของการบังคับซื้อหุ้น) PTTEP AI
มีสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 100

อนึ่ง ในวันที่ 18 กันยายน 2555 ตลาดหลักทรัพย์ลอนดอน (London Stock Exchange)
ได้ประกาศยกเลิกการซื้อขายหุ้นของบริษัท Cove ในตลาดหลักทรัพย์ Alternative Investment
Market (AIM)

4.1.1.4 แผนการลงทุนในอนาคต

ปตท.สผ. ได้ประมาณการรายจ่ายลงทุน (Capital Expenditure) และรายจ่ายดำเนินงาน
(Operating Expenditure) ของบริษัทฯ และบริษัทย่อย ในช่วงปี 2556 – ปี 2560 รวม 5 ปี
เป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 24,671 ล้านดอลลาร์สหรัฐอเมริกา (ดอลลาร์ สรอ.)
ซึ่งมีการปรับปรุงเพื่อให้สอดคล้องกับกลยุทธ์ในการดำเนินธุรกิจ
และแผนงานล่าสุดทั้งนี้ประมาณการรายจ่ายลงทุนและรายจ่ายดำเนินงาน มีรายละเอียดดังต่อไปนี้

หน่วย : ล้านดอลลาร์ สรอ.

  ---------------- -------- -------- -------- -------- -------- ------------
                   ปี 2556   ปี 2557   ปี 2558   ปี 2559   ปี 2560   ปี 2556- ปี
                                                                2560

  รายจ่ายลงทุน       3,949    3,134    2,962    2,312    2,410    14,767

  รายจ่ายดำเนินงาน   1,860    1,851    1,837    1,984    2,372    9,904

  รายจ่ายรวมทั้งสิ้น    5,809    4,985    4,799    4,296    4,782    24,671
  ---------------- -------- -------- -------- -------- -------- ------------

ปตท.สผ. คาดว่าตัวเลขประมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวัน (จากโครงการปัจจุบัน) ระหว่างปี
2556- ปี 2560 มีรายละเอียด ดังต่อไปนี้

หน่วย : พันบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

  ------------------------- --------- --------- --------- --------- ----------
                            ปี 2556    ปี 2557    ปี 2558    ปี 2559    ปี 2560

  ปริมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ย   310       340       335       325       339
  ------------------------- --------- --------- --------- --------- ----------

4.1.2 หน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ 

ปตท. ประกอบกิจการเกี่ยวกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติ ที่ครอบคลุม 5 ธุรกิจย่อย ได้แก่

(1) ธุรกิจจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ
    รับผิดชอบจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติทั้งในประเทศและต่างประเทศเพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้า
    โดยมีผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ ได้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้า

(2) ธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) รับผิดชอบดำเนินการ
    บำรุงรักษา และพัฒนาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

(3) ธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ รับผิดชอบดำเนินการและพัฒนาธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
    ซึ่งในปัจจุบันมีจำนวนทั้งสิ้น 6 โรง

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

(5) ธุรกิจก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (Natural Gas for Vehicles)
    รับผิดชอบการขยายสถานีบริการ NGV
    และการส่งเสริมการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการขนส่ง
    เพื่อให้ก๊าซธรรมชาติเป็นทางเลือกเชื้อเพลิงในด้านขนส่งที่มีราคาถูกกว่าน้ำมัน
    และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม
    เพื่อช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงให้กับผู้บริโภคและลดปัญหามลภาวะทางอากาศที่ทวีความรุนแรงขึ้น

สำหรับปี 2555 ปตท. มีรายได้จากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ก๊าซธรรมชาติ จำนวน 578,225 ล้านบาท
เพิ่มขึ้น 128,699 ล้านบาท หรือ เพิ่มขึ้นร้อยละ 28.6 จากปี 2554
ที่มีรายได้จากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ก๊าซธรรมชาติ จำนวน 449,526 ล้านบาท
(รายละเอียดตามโครงสร้างรายได้ของ ปตท. และบริษัทย่อยแบ่งตามสายผลิตภัณฑ์ในหัวข้อที่ 3.3)

4.1.2.1 ธุรกิจการจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
อยู่ในความรับผิดชอบของธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย ปตท.
เป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งปัจจุบันมีอยู่ทั้งสิ้น 15
ฉบับ แบ่งเป็นสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติในประเทศจำนวน 12 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกช, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งไพลิน,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแปลง B8/32^(/1) , สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งน้ำพอง,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง MTJDA แปลง A-18 , สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอาทิตย์,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง MTJDA แปลง B-17&C-19 และ B-17-01 ,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งภูฮ่อม, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยูโนแคล 123
(ส่วนเพิ่ม)^(/2), สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งสิริกิติ์ (พื้นที่ลานกระบือ),
สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งสิริกิติ์ (พื้นที่หนองตูม เอ) ,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกชใต้^(/3)
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างประเทศอีกจำนวน 3 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเยตากุน
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งซอติก้า แปลง M9 ในสหภาพพม่า^(/4)

หมายเหตุ :

/1 ประกอบด้วยแหล่งทานตะวัน ราชพฤกษ์ เบญจมาศ เบญจมาศนอร์ท มะลิวัณย์ จามจุรี
นอร์ทจามจุรี ชบา ลันตา

/2 เริ่มซื้อขายก๊าซฯวันที่ 5 พ.ค. 2553 ในปริมาณเริ่มต้นที่ 680 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และทยอยเพิ่มขึ้นเป็น 1,010 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันเมื่อวันที่ 17 พ.ย. 2554 และจะเพิ่มขึ้นเป็น
1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในวันที่ 24 เม.ย. 2555

/3 มีการลงนามสัญญา เมื่อวันที่ 30 ก.ค. 2552 มีปริมาณซื้อขายก๊าซฯวันละ 320
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เริ่มส่งก๊าซฯได้ตามสัญญาฯ เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2555

/4 มีการลงนามสัญญา เมื่อวันที่ 30 ก.ค. 2553 มีปริมาณซื้อขายก๊าซฯวันละ 240
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซฯได้ในปี 2557

ทั้งนี้ การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ส่วนใหญ่จะมาจากแหล่ง/แปลงสัมปทานก๊าซธรรมชาติในประเทศ
โดยมีปริมาณและสัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| แหล่ง/แปลงสัมปทาน      | ปี     |       | ปี     |       | ปี     |       |
|                      | 2553  |       | 2554  |       | 2555  |       |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|                      | ล้าน   | ร้อยละ | ล้าน   | ร้อยละ | ล้าน   | ร้อยละ |
|                      | ลบ.   |       | ลบ.   |       | ลบ.   |       |
|                      | ฟุต/วัน |       | ฟุต/วัน |       | ฟุต/วัน |       |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ในประเทศ             |       |       |       |       |       |       |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - ยูโนแคล 1,2,3       | 956   | 23.6  | 966   | 23.1  | 1,281 | 28.1  |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - บงกช               | 581   | 14.3  | 588   | 14.1  | 766   | 16.8  |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - ไพลิน               | 366   | 9.0   | 374   | 8.9   | 377   | 8.3   |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - ทานตะวัน/เบญจมาศ    | 187   | 4.6   | 167   | 4.0   | 134   | 2.9   |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - น้ำพอง/ภูฮ่อม         | 104   | 2.6   | 97    | 2.3   | 106   | 2.3   |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - MTJDA              | 602   | 14.8  | 722   | 17.2  | 707   | 15.5  |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - สิริกิติ์               | 2     | 0.1   | 7     | 0.2   | 9     | 0.2   |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - อาทิตย์              | 406   | 10.0  | 332   | 7.9   | 222   | 4.9   |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| รวมการจัดหาในประเทศ   | 3,204 | 79.0  | 3,253 | 77.7  | 3,602 | 79.0  |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ต่างประเทศ            |       |       |       |       |       |       |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - ยาดานา             | 434   | 10.7  | 426   | 10.2  | 423   | 9.3   |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - เยตากุน             | 419   | 10.3  | 404   | 9.7   | 397   | 8.7   |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - LNG                |       |       | 101   | 2.4   | 139   | 3.0   |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| รว                   | 853   | 21.0  | 931   | 22.3  | 959   | 21.0  |
| มการจัดหาจากต่างประเทศ |       |       |       |       |       |       |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| รวมการจัดหาทั้งหมด      | 4,058 | 100.0 | 4,184 | 100.0 | 4,561 | 100.0 |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ราคาซื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย | 196.4 |       | 213.8 |       | 261.2 |       |
|                      |       |       |       |       |       |       |
| (บาท/ล้านบีทียู)         |       |       |       |       |       |       |
+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

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

เงื่อนไขหลักของสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติ

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และผู้ขายก๊าซธรรมชาติ มีอายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี
โดยคู่สัญญาตกลงที่จะซื้อและขายก๊าซธรรมชาติกัน ณ จุดส่งมอบตามสัญญา เช่น ปากหลุม
หรือจุดส่งมอบอื่นๆ แล้วแต่สัญญากำหนดในปริมาณ คุณภาพและความดัน ตามที่ได้ตกลงกันไว้

ผู้ขายก๊าซธรรมชาติมีหน้าที่จัดเตรียมความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อให้ ปตท.
สามารถเรียกรับก๊าซธรรมชาติสูงสุดได้ถึงร้อยละ 110 - 125
ของปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายวัน (Contractual Delivery Capacity หรือ CDC)
แล้วแต่สัญญา 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 20-25
สำหรับราคาของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ขาดส่งในเดือนนั้น หรือเดือนถัดไป หรือปีถัดไป แล้วแต่สัญญา
ทั้งนี้ เมื่อสิ้นปีสัญญา ปตท.
สามารถนำปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ผู้ขายก๊าซธรรมชาติขาดส่งไปลดปริมาณซื้อก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำรายปีของ
ปตท. ได้

สำหรับราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่กำหนดในสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดราคาฐานเริ่มต้น
(Initial Base Price) ซึ่งเป็นราคาคงที่
โดยมีสูตรปรับราคาซึ่งกำหนดสูตรราคาสูงสุดและราคาต่ำสุดเพื่อคุ้มครองผู้ซื้อและผู้ขายก๊าซธรรมชาติ
โดยสูตรปรับราคาก๊าซธรรมชาติประกอบด้วยปัจจัยต่อไปนี้ คือ
ราคาน้ำมันเตากำมะถันปานกลางในตลาดสิงคโปร์ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศ
และดัชนีทางเศรษฐกิจต่างๆ เช่น ดัชนีราคาขายส่งของประเทศไทย
และดัชนีราคาผู้ผลิตของสหรัฐอเมริกาสำหรับธุรกิจน้ำมันและก๊าซ เป็นต้น ทั้งนี้
ระยะเวลาในการปรับราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติดังกล่าวจะแตกต่างกันไปในแต่ละสัญญา 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.
จนเป็นเหตุให้ลูกค้าดังกล่าวไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก ปตท. ได้ ซึ่งในการนี้ ปตท.
จะอ้างเหตุสุดวิสัยดังกล่าวได้ต่อเมื่อ ปตท.
จะต้องลดปริมาณรับก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติที่เกี่ยวข้องทุกรายลงตามสัดส่วนการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติที่ลดลง

สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจะสิ้นสุดลงเมื่อเกิดเหตุการณ์ใดเหตุการณ์หนึ่งดังต่อไปนี้

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

การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

ปตท. จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า ได้แก่ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กโดยตรงผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline)

ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มต่างๆ
(รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.) ในปี 2553 –ปี 2555
มีรายละเอียดดังนี้

  -------------------- ----------- -------- ----------- -------- ----------- --------
  กลุ่มลูกค้า              ปี 2553               ปี 2554               ปี 2555      

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

  1. กฟผ.              1,344       33.3     1,146       27.6     1,328       29.2

  2. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ      943         23.3     866         20.9     922         20.3

  3. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก    475         11.8     485         11.7     427         9.4

  4.                   628         15.5     783         18.9     909         20.0
  ลูกค้าอุตสาหกรรม^(/1)                                                         

  5. โรงแยกก๊าซธรรมชาติ  650         16.1     867         20.9     958         21.1

  รวม                  4,040       100.0    4,147       100.0    4,544       100
  -------------------- ----------- -------- ----------- -------- ----------- --------

  ที่มา : ปตท.

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

  /1 รวมก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้กับบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
  และก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง

โดยทั่วไป โครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าจะประกอบด้วย 2
ส่วนหลัก ได้แก่ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อ รายละเอียด ดังนี้

(1) ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ

ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ คือ ผลรวมของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท.
รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติและค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

สำหรับค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติซึ่งครอบคลุมค่าใช้จ่ายและความเสี่ยงในการดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติและการตลาดนั้นมีอัตราแตกต่างกันขึ้นอยู่กับประเภทของลูกค้าผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติ
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) อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ

อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย 2 ส่วน โดยส่วนแรกได้แก่
ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge)
ซึ่งคำนวณจากต้นทุนการลงทุนและค่าใช้จ่ายคงที่ในการดำเนินการ
โดยกำหนดให้มีอัตราผลตอบแทนการลงทุนในส่วนของทุน(Internal Rate of Return on
Equity) เท่ากับร้อยละ 18 สำหรับระบบท่อส่งก๊าซปัจจุบันและ ร้อยละ 12.5
สำหรับระบบท่อส่งก๊าซตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฉบับที่ 3 (ปรับปรุงเพิ่มเติม)
ท่อส่งก๊าซไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ และระบบท่อเชื่อมจากแหล่งภูฮ่อมมายังระบบท่อน้ำพอง
และส่วนที่สองได้แก่ ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge)
ซึ่งคำนวณจากต้นทุนการให้บริการผันแปร (Variable Cost)
ของการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ

ในการกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าแต่ละรายนั้นขึ้นอยู่กับพื้นที่การใช้ก๊าซธรรมชาติของลูกค้า
ดังนี้

-   พื้นที่ 1 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง

-   พื้นที่ 2 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม

-   พื้นที่ 3 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง

-   พื้นที่ 4 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่จะนะ

-   พื้นที่ 5 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่น้ำพอง

การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นไปตามหลักเกณฑ์การคำนวณ
ซึ่งได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550
โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ปตท.
ได้เสนออัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
พิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นดังต่อไปนี้

อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge เป็นดังนี้

หน่วย : บาท/ล้านบีทียู

  ----- -------------------------------------- --------------------------
  โซน   ระบบท่อ                                 อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ
                                               ส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand
                                               Charge)

  1     ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง       8.5899 ^((ก))

  2     ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม        14.2177 ^((ก))

  3     ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง                 12.0654 ^((ก))

  4     ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่งที่จะนะ            2.4855 ^((ข))
  ----- -------------------------------------- --------------------------

  หมายเหตุ: พื้นที่ 5 กำลังอยู่ระหว่างการพิจารณา

อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge ดังนี้

หน่วย : บาท/ล้านบีทียู

  ------ ----------------------------------- -----------------------------
  พื้นที่    ระบบท่อ                              อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ
                                             ส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity
                                             Charge)

  1      ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง    1.3380 ^((ค))

  2      ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม     

  3      ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง              

  4      ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่งที่จะนะ         0.0145 ^((ค))
  ------ ----------------------------------- -----------------------------

  หมายเหตุ: พื้นที่ 5 กำลังอยู่ระหว่างการพิจารณา

  (ก) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 เมษายน 2552 เป็นต้นไป

  (ข) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมิถุนายน 2554 เป็นต้นไป

  (ค) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนกันยายน 2555 เป็นต้นไป

ผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติในส่วนของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระต้องชำระค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand
Charge
ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติตามที่กำหนดในสัญญาแม้จะซื้อก๊าซธรรมชาติสูงหรือต่ำกว่าปริมาณดังกล่าวก็ตาม
ส่วนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจะชำระค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge
ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่รับจริง ทั้งนี้ ต้องไม่ต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำตามที่กำหนดในปีสัญญานั้นๆ
นอกจากนี้ ยังได้กำหนดให้มีการปรับเปลี่ยนอัตราค่าผ่านท่อเป็นระยะ (Periodic Adjustment)
โดยสามารถทบทวนการคำนวณอัตราค่าผ่านท่อทุก 5 ปี
หรือในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญเพื่อดำรงไว้ซึ่งอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนในส่วนทุนของผู้ถือหุ้นตามที่ได้รับอนุมัติ
นอกจากนี้ ในทุกๆ ปี อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge
สามารถปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) อีกด้วย

4.1.2.2 ธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

เมื่อผู้ขายก๊าซธรรมชาติได้ส่งมอบก๊าซธรรมชาติให้กับ ปตท. ที่จุดส่งมอบแล้ว
ก๊าซธรรมชาติทั้งหมดจะถูกส่งไปยังลูกค้าต่างๆ โดยผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทั้งนี้
การดำเนินงานและการบำรุงรักษาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติจะอยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) ของ ปตท.
มีความยาวรวมประมาณ 3,714 กิโลเมตร
ซึ่งประกอบด้วยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกความยาวประมาณ 1,474 กิโลเมตร
และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลความยาวประมาณ 2,240 กิโลเมตร
(ไม่รวมระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline) อีกประมาณ 511
กิโลเมตร) โดยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จะต่อเชื่อมแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างๆ
ในอ่าวไทย และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุน สหภาพพม่า
ที่ชายแดนไทย-สหภาพพม่า เข้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และลูกค้าอุตสาหกรรม
ภายในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ยังประกอบด้วย
หน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point Control Unit)
และอุปกรณ์รวมก๊าซธรรมชาติ (Common Header)
ซึ่งเป็นกระบวนการเพื่อควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ
ในอ่าวไทยให้มีค่าความร้อนคงที่เป็นหนึ่งเดียวและมีคุณภาพเดียวกันทั้งระบบ

ข้อมูลเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเฉพาะระบบที่สำคัญ ณ ปัจจุบัน เป็นดังนี้

+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ   | คว | ข | คว         | ป | รายละเอียด          |
|                      | าม | น | ามสามารถสูง | ีท |                    |
|                      | ยา | า | สุดในการส่งก | ี่เ |                    |
|                      | วร | ด | ๊าซธรรมชาติ/ | ร |                    |
|                      | วม | ท | (ล้าน       | ิ่ม |                    |
|                      |    | ่อ | ลบ.ฟุต/วัน)  |   |                    |
|                      | (  |   |            | ด |                    |
|                      | กิโ | ( |            | ำ |                    |
|                      | ลเ | น |            | เ |                    |
|                      | มต | ิ้ว |            | น |                    |
|                      | ร) | ) |            | ิน |                    |
|                      |    |   |            | ง |                    |
|                      |    |   |            | า |                    |
|                      |    |   |            | น |                    |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| ระบบ                 |    |   |            |   |                    |
| ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล |    |   |            |   |                    |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| เอราวัณ-โ             | 4  | 3 | 850        | 2 | เป็นระบบท่อจากแท่นเอร |
| รงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง | 15 | 4 |            | 5 | าวัณในอ่าวไทยไปยังโรง |
| (ท่อสายประธาน)        |    |   |            | 2 | แยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |    |   |            | 4 | ตำบลมาบตาพุด        |
|                      |    |   |            |   | จังหวัดระยอง         |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| แหล่งบงกช-เอราวัณ      | 1  | 3 | 635        | 2 | เป็นระบบท           |
| (ท่อสายประธาน)        | 71 | 2 |            | 5 | ่อจากแหล่งบงกชในอ่าวไ |
|                      |    |   |            | 3 | ทยที่เชื่อมกับแท่นเอราวัณ |
|                      |    |   |            | 9 |                    |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| เอราวัณ-โ             | 4  | 3 | 1,180      | 2 | เป็นระบบท่อคู่ขนานจ    |
| รงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง | 18 | 6 |            | 5 | ากแท่นเอราวัณไปยังโรง |
| (ท่อคู่ขนาน)            |    |   |            | 3 | แยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |    |   |            | 9 | ตำบลมาบตาพุด        |
|                      |    |   |            | - | จังหวัดระยอง         |
|                      |    |   |            | 2 |                    |
|                      |    |   |            | 5 |                    |
|                      |    |   |            | 4 |                    |
|                      |    |   |            | 0 |                    |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| เอราวัณ-โรงไฟฟ้าขนอม   | 1  | 2 | 210        | 2 | เป็นระบบท่อจากแท่นเอร |
|                      | 61 | 4 |            | 5 | าวัณไปยังโรงไฟฟ้าขนอม |
|                      |    |   |            | 3 | จังหวัดนครศรีธรรมราช  |
|                      |    |   |            | 9 |                    |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| แหล่งอาทิตย์-โ          | 6  | 4 | 1,900 /3   | 2 | เป็นระบบท่อเส้นที่ 3    |
| รงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง | 06 | 2 |            | 5 | จากแหล่งก๊าซฯ อาทิตย์  |
| (ท่อเส้นที่ 3)           |    |   |            | 5 | ไปยังโรง            |
|                      |    |   |            | 0 | แยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |    |   |            |   | ตำบลมาบตาพุด        |
|                      |    |   |            |   | จังหวัดระยอง         |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| แหล่งเจดีเอ-แหล่งอาทิตย์  | 95 | 4 | 1,000 /3   | 2 | เป็นระบบท่อเส้นที่ 3    |
|                      |    | 2 |            | 5 | จากแหล่งก๊าซฯ เจดีเอ  |
|                      |    |   |            | 5 | ไปยังแหล่งอาทิตย์      |
|                      |    |   |            | 1 |                    |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| แหล่งเชฟรอนส่วนเพิ่ม     | 48 | 2 | 330        | 2 | เป                 |
| (ปลาทอง              |    | 8 |            | 5 | ็นระบบท่อจากแหล่งก๊าซฯ |
| 2                    |    |   |            | 5 | เชฟรอนส่วนเพิ่ม       |
| )-ท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ |    |   |            | 4 | (ปลาทอง 2)         |
| 3 ในทะเล             |    |   |            |   | ไปยังระบบท่อส่งก๊าซฯ   |
|                      |    |   |            |   | เส้นที่ 3 ในทะเล      |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| แหล่งบงกชใ            | 38 | 2 | 350        | 2 | เป                 |
| ต้-ท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ |    | 4 |            | 5 | ็นระบบท่อจากแหล่งก๊าซฯ |
| 3 ในทะเล             |    |   |            | 5 | บงกชใต้             |
|                      |    |   |            | 5 | ไปยังระบบท่อส่งก๊าซฯ   |
|                      |    |   |            |   | เส้นที่ 3 ในทะเล      |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| ระ                   |    |   |            |   |                    |
| บบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก |    |   |            |   |                    |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| โรงแยกก๊าซธรรมชาต     | 1  | 2 | 540        | 2 | เป็นระบบท่อจากโรง    |
| ิระยอง-โรงไฟฟ้าบางปะกง | 04 | 8 |            | 5 | แยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อสายประธาน)        |    |   |            | 2 | ตำบลมาบตาพุด        |
|                      |    |   |            | 4 | จังหวัดระยอง         |
|                      |    |   |            |   | ไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง |
|                      |    |   |            |   | จังหวัดฉะเชิงเทรา     |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| โรงไฟฟ้าบาง           | 57 | 2 | n.a. /2    | 2 | เป็นระบบท           |
| ปะกง-โรงไฟฟ้าพระนครใต้ |    | 8 |            | 5 | ่อจากโรงไฟฟ้าบางปะกง |
| (ท่อสายประธาน)        |    |   |            | 2 | จังหวัดฉะเชิงเทรา     |
|                      |    |   |            | 4 | ไ                  |
|                      |    |   |            |   | ปยังโรงไฟฟ้าพระนครใต้ |
|                      |    |   |            |   | จังหวัดสมุทรปราการ    |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| บางพลี-สระบุรี          | 99 | 2 | 280        | 2 | เป็นร               |
| (ท่อสายประธาน)        |    | 4 |            | 5 | ะบบท่อจากอำเภอบางพลี |
|                      |    |   |            | 2 | จังหวัดสมุทรปราการ    |
|                      |    |   |            | 4 | ไปยัง               |
|                      |    |   |            |   |                    |
|                      |    |   |            |   | โรงปูนซิเมนต์ของ บมจ. |
|                      |    |   |            |   | ปูนซีเมนต์ไทย         |
|                      |    |   |            |   | ที่อำเภอท่าหลวง       |
|                      |    |   |            |   | จังหวัดสระบุรี         |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| แห                   | 3  | 1 | 140        | 2 | เป็น                |
| ล่งน้ำพอง-โรงไฟฟ้าน้ำพอง | .5 | 6 |            | 5 | ระบบท่อจากแหล่งน้ำพอง |
|                      |    |   |            | 3 | ไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง   |
|                      |    |   |            | 3 | จังหวัดขอนแก่น        |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+
| โรงแยกก๊าซธรรมชาต     | 1  | 2 | 660        | 2 | เป                 |
| ิระยอง-โรงไฟฟ้าบางปะกง | 05 | 8 |            | 5 | ็นระบบท่อคู่ขนานจากโรง |
| (ท่อคู่ขนาน)            |    |   |            | 3 | แยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                      |    |   |            | 9 | ตำบลมาบตาพุด        |
|                      |    |   |            |   | จังหวัดระยอง         |
|                      |    |   |            |   | ไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง |
|                      |    |   |            |   | จังหวัดฉะเชิงเทรา     |
+----------------------+----+---+------------+---+--------------------+

ข้อมูลเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเฉพาะระบบที่สำคัญ ณ ปัจจุบัน เป็นดังนี้ (ต่อ)

+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+
| ร                 | ความย | ข | ความสามารถส | ป | รายละเอียด        |
| ะบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ | าวรวม | น | ูงสุดในการส่งก | ีท |                  |
|                   |       | า | ๊าซธรรมชาติ/1 | ี่เ |                  |
|                   | (กิโล  | ด |             | ร |                  |
|                   | เมตร) | ท | (ล้าน        | ิ่ม |                  |
|                   |       | ่อ | ลบ.ฟุต/วัน)   |   |                  |
|                   |       |   |             | ด |                  |
|                   |       | ( |             | ำ |                  |
|                   |       | น |             | เ |                  |
|                   |       | ิ้ว |             | น |                  |
|                   |       | ) |             | ิน |                  |
|                   |       |   |             | ง |                  |
|                   |       |   |             | า |                  |
|                   |       |   |             | น |                  |
+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+
| บาง               | 101   | 3 | 860         | 2 | เป็นระ            |
| ปะกง-โรงไฟฟ้าวังน้อย |       | 6 |             | 5 | บบท่อคู่ขนานจากสถาน |
| (ท่อคู่ขนาน)         |       |   |             | 3 | ีเพิ่มความดันบางปะกง |
|                   |       |   |             | 9 | จังหวัดฉะเชิงเทรา   |
|                   |       |   |             |   | ไปยังโรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                   |       |   |             |   | จัง               |
|                   |       |   |             |   | หวัดพระนครศรีอยุธยา |
+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+
| ท่อส               | 238   | 4 | 1,300       | 2 | เป็นระ            |
| ่งก๊าซธรรมชาติจากชาย |       | 2 |             | 5 | บบท่อจากจุดรับมอบก๊า |
| แตนไทยและสหภาพเมีย |       |   |             | 4 | ซธรรมชาติชายแดนไท |
| นมาร์-โรงไฟฟ้าราชบุรี |       |   |             | 1 | ยและสหภาพเมียนมาร์ |
|                   |       |   |             |   | ที่บ้านอีต่อง         |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดกาญจนบุรี     |
|                   |       |   |             |   | เพื่อนำก๊าซ         |
|                   |       |   |             |   | ธรรมชาติจากโครงกา |
|                   |       |   |             |   | รยาดานาและเยตากุน |
|                   |       |   |             |   | ไปยังโรงไฟฟ้าราชบุรี |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดราชบุรี       |
+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+
| ราชบุรี-วังน้อย       | 154   | 3 | 330         | 2 | เป็นระบบท่อที่เช     |
|                   |       | 0 |             | 5 | ื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซธ |
|                   |       |   |             | 4 | รรมชาติบริเวณสถานีว |
|                   |       |   |             | 3 | ัดปริมาณก๊าซธรรมชาต |
|                   |       |   |             |   | ิราชบุรีเข้ากับระบบท่อ |
|                   |       |   |             |   | ส่งก๊าซธรรมชาติบางป |
|                   |       |   |             |   | ะกง-โรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                   |       |   |             |   | (ท่อคู่ขนาน)        |
|                   |       |   |             |   | ที่สถานีวัดปริมา      |
|                   |       |   |             |   | ณก๊าซธรรมชาติวังน้อย |
+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+
| โร                | 110   | 3 | 1,200 ^(/3) | 2 | เป็นระบบท่อเส้นที่ 3  |
| งแยกก๊าซธรรมชาติระย |       | 6 |             | 5 | จากโรงแย         |
| อง-โรงไฟฟ้าบางปะกง |       |   |             | 4 | กก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อเส้นที่ 3)        |       |   |             | 9 | ตำบลมาบตาพุด      |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดระยอง       |
|                   |       |   |             |   | ไป               |
|                   |       |   |             |   | ยังโรงไฟฟ้าบางปะกง |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดฉะเชิงเทรา   |
+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+
| โรงไฟฟ้าวัง         | 72    | 3 | 510 ^(/1)   | 2 | เป็นระบบท         |
| น้อย-โรงไฟฟ้าแก่งคอย |       | 6 |             | 5 | ่อจากโรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                   |       |   |             | 4 | จัง               |
|                   |       |   |             | 9 | หวัดพระนครศรีอยุธยา |
|                   |       |   |             |   | ไ                |
|                   |       |   |             |   | ปยังโรงไฟฟ้าแก่งคอย |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดสระบุรี       |
+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+
| ท่อส่งก๊าซธ          | 70    | 3 | 300 ^(/1)   | 2 | เป็นระ            |
| รรมชาติจากสถานีควบค |       | 0 |             | 5 | บบท่อจากสถานีควบคุม |
| ุมความดันก๊าซธรรมชาติ |       |   |             | 5 | ความดันก๊าซธรรมชาติ |
| #RA6 –            |       |   |             | 0 | #RA6             |
| โรงไฟฟ้าพระนครใต้   |       |   |             |   | ไปย              |
|                   |       |   |             |   | ังโรงไฟฟ้าพระนครใต้ |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดสมุทรปราการ  |
+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+
| ท่อส่งก๊าซธร         | 8     | 2 | 250 ^(/1)   | 2 | เป็นระ            |
| รมชาติจากชายฝั่งทะเล |       | 0 |             | 5 | บบท่อจากชายฝั่งทะเล |
| – โรงไฟฟ้าจะนะ     |       |   |             | 5 | จังหวัด สงขลา      |
|                   |       |   |             | 0 | อำเภอจะนะ        |
|                   |       |   |             |   | ไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ  |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดสงขลา       |
+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+
| ท                 | 8     | 2 | 150 ^(/1)   | 2 | เป็นระบบท่อจากระบบ |
| ่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยัง |       | 4 |             | 5 | ท่อส่งก๊าซธรรมชาติหล |
| โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ |       |   |             | 5 | ักโรงไฟฟ้าพระนครใต้ |
|                   |       |   |             | 2 | ไปยังโ            |
|                   |       |   |             |   | รงไฟฟ้าพระนครเหนือ |
|                   |       |   |             |   | จังหวัดนนทบุรี       |
+-------------------+-------+---+-------------+---+------------------+

^(/1) ความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นความสามารถเฉพาะของท่อแต่ละเส้นเท่านั้น
และขึ้นอยุ่กับองค์ประกอบของก๊าซธรรมชาติ

^(/2) ไม่สามารถระบุความสามารถสูงสุดในการส่งก๊าซธรรมชาติได้
เนื่องจากมีการส่งก๊าซธรรมชาติทั้งไปและย้อนกลับ (Reverse Flow)

^(/3)
ความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดภายหลังการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ

[]

4.1.2.3 ธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

+---------------+------------------------------------------------------+
| ผลิตภัณฑ์        | วัตถุประสงค์ในการนำไปใช้                                 |
+---------------+------------------------------------------------------+
| ก๊าซอีเทน       | เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น                       |
+---------------+------------------------------------------------------+
| ก๊าซโพรเพน     | เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น                       |
+---------------+------------------------------------------------------+
| ก๊า            | เป็นเชื้อเพลิงในครัวเรือน ยานพาหนะ โรงงานอุตสาหกรรม         |
| ซปิโตรเลียมเหลว | และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีขั้นต้น                   |
|               |                                                      |
| (ก๊าซหุงต้ม)     |                                                      |
+---------------+------------------------------------------------------+
| ก             | เป็นวัตถุดิบสำหรับป้อนเข้าโรงกลั่นน้ำมันเพื่อผลิตน้ำมันสำเร็จรูป       |
| ๊าซโซลีนธรรมชาติ | และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีขั้นต้น                   |
+---------------+------------------------------------------------------+

นอกจาก ปตท. จะจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าโดยตรงแล้ว ปตท.
ได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
เพื่อเพิ่มมูลค่าให้กับก๊าซธรรมชาติและก่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยการแยกสารประกอบไฮโดรคาร์บอนชนิดต่างๆ
ซึ่งเป็นองค์ประกอบที่สำคัญในก๊าซธรรมชาติ ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ประกอบด้วย ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม) และก๊าซโซลีนธรรมชาติ
นอกจากนี้ ยังมีผลพลอยได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติ คือ ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
ซึ่งสามารถนำไปใช้ประโยชน์ในอุตสาหกรรมต่างๆได้ ทั้งนี้
ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติและวัตถุประสงค์ในการนำไปใช้แสดงตามตารางข้างล่างนี้

ปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้ประกอบการธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ในประเทศไทย
โดยมีโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้งสิ้น 6 โรง และในปี 2554 โครงการโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่
6 ขนาดกำลังการแยกก๊าซธรรมชาติสูงสุด 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งเป็นโครงการใหม่ของ
ปตท. ได้ดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ตั้งแต่มกราคม 2554
ซึ่งมีวัตถุประสงค์เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับก๊าซธรรมชาติที่จัดหาเพิ่มเติมได้จากอ่าวไทยผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่
3 ทำให้ปัจจุบันโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้งหมดของ ปตท.
มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติตามค่าการออกแบบ (Nameplate Capacity) ได้ รวม
2,660  ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยโรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 1 มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้
350 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 2 และ 3 
(รวมส่วนที่ได้เพิ่มจากโรงแยกก๊าซอีเทน)  มีความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติรวม 750
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน  และโรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 5  530 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ
ซึ่งโรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 1-3 , 5 และ 6 นี้ ตั้งอยู่ที่ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมือง จังหวัดระยอง
สำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4  ตั้งอยู่ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช
มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้ 230 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ ปี 2555 โรงแยกก๊าซฯ
หน่วยที่ 1 ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ  104  โรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่
2 และ 3 (รวมโรงแยกก๊าซอีเทน) ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติได้ร้อยละ  102
และโรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 5 ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติร้อยละ     105 
และโรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 6  ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติร้อยละ  91
เนื่องจากเมื่อต้นปี 2555
มีการหยุดการเดินการผลิตเพื่อทำการตรวจสอบเครื่องจักรอุปกรณ์ภายหลังที่โรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 6
ได้เดินการผลิตไปแล้วประมาณ 1 ปี  ตามลำดับ สำหรับโรงแยกก๊าซ ฯ หน่วยที่ 4
ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ  72 
เนื่องจากความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอมในปัจจุบันไม่สามารถรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้จากโรงแยกก๊าซฯ
หน่วยที่ 4 เมื่อมีการผลิตเต็มที่ได้ ซึ่งหากความต้องการก๊าซธรรมชาติในอนาคตสูงขึ้น โรงแยกก๊าซ
ฯ หน่วยที่ 4 จะสามารถเพิ่มการผลิตได้ ทั้งนี้
ปตท.ได้ทำการปรับปรุงประสิทธิภาพของโรงแยกก๊าซฯ อย่างต่อเนื่อง ทำให้ปัจจุบันโรงแยกก๊าซฯ
ทั้งหมดของ ปตท. มีความสามารถแยกก๊าซฯ สูงสุดได้จริง (Processing Capacity) ที่ระดับ
2,740 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (โรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 4 ดำเนินการผลิตเฉลี่ยที่ร้อยละ 75)

สัดส่วนของผลิตภัณฑ์ต่างๆ ที่ผลิตได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในปี 2553 – ปี 2555
เป็นดังนี้

  ----------------------------- ------------- ------------- -------------
  ผลิตภัณฑ์                        ปี 2553        ปี 2554        ปี 2555

  ก๊าซอีเทน (ตัน)                  1,163,396     1,798,090     2,109,100

  ก๊าซโพรเพน (ตัน)                332,484       591,879       780,464

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)     2,270,993     2,777,001     2,843,906
  (ตัน)                                                      

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ /1 (ตัน)        355,401       448,324       487,656

  รวม                           4,122,274     5,615,294     6,221,126
  ----------------------------- ------------- ------------- -------------

  ที่มา : ปตท.

  /1 ไม่รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
  Control Unit)

สำหรับปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ต่างๆ ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในปี 2553 –ปี
2555 เป็นดังนี้

  ----------------------------- ------------- ------------- -------------
  ผลิตภัณฑ์                        ปี 2553        ปี 2554        ปี 2555

  ก๊าซอีเทน (ตัน)                  1,162,884     1,797,764     2,109,233

  ก๊าซโพรเพน (ตัน)                268,203       541,584       726,426

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)     2,533,783     2,840,313     2,905,594
  ^(/1) (ตัน)                                                

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ ^(/2)(ตัน)      537,019       647,337       726,728

  รวม                           4,501,889     5,826,998     6,467,981
  ----------------------------- ------------- ------------- -------------

  ที่มา : ปตท.

  /1 รวมการขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ ปตท. ซื้อมาจากผู้ผลิตปิโตรเคมีเพื่อนำมาขายต่อ ใน ปี
  2553 จำนวน 212,098 ตัน และ ปี 2554 จำนวน 6,907 ตัน และ ปี 2555
  ไม่มีการซื้อมาจากผู้ผลิตปิโตรเคมีเพื่อนำมาขายต่อ

  /2 รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
  Control Unit)

 ราคาจำหน่ายผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าปิโตรเคมีจะเป็นไปตามสูตรราคาที่ตกลงกับลูกค้าเป็นรายๆ ไป โดยจะอ้างอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในตลาดโลก ยกเว้นราคาขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายในประเทศผ่านธุรกิจน้ำมันของ ปตท. ยังคงราคาขายปลีกตามที่รัฐกำหนดไว้ สำหรับราคาก๊าซโซลีนธรรมชาติ ซึ่งส่งออกผ่านธุรกิจน้ำมันของ ปตท. จะอิงกับราคาแนฟทาในตลาดโลก 

4.1.2.4 ธุรกิจท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

 นอกจากการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าแล้ว ปตท. ยังจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) และท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline) ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 มีจำนวนลูกค้าอุตสาหกรรมทั้งสิ้น 313 ราย 

 สำหรับโครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมจะแตกต่างจากโครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า กล่าวคือ ประกอบด้วย 2 ส่วนหลัก ได้แก่ ค่าก๊าซธรรมชาติตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้จริงในแต่ละเดือน และค่าใช้ท่อตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้แจ้งไว้กับ ปตท. เป็นการล่วงหน้า (Capacity Charge) ทั้งนี้ ค่าก๊าซธรรมชาติดังกล่าวถูกกำหนดให้แข่งขันได้กับราคาเชื้อเพลิงทดแทนอื่นๆ คือ น้ำมันเตา 

4.1.2.5 ธุรกิจก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์

เพื่อส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงทางเลือกในภาคขนส่ง
ลดผลกระทบต่อสภาพเศรษฐกิจอันเนื่องมา
จากราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
ลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม และสนับสนุนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศ
ที่สนับสนุนให้ใช้เชื้อเพลิงที่สามารถจัดหาได้จากแหล่งภายในประเทศ ปตท.ได้เริ่มนำ NGV
มาใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับรถโดยสารประจำทาง NGV ของ องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.)
ตั้งแต่ปี 2536 และมีการขยายตลาด NGV อย่างต่อเนื่องจน ณ 31 ธันวาคม 2555 มียานยนต์ที่ใช้
NGV ประมาณ 374,857 คัน โดยมีสถานีบริการก๊าซ NGV ที่เปิดให้บริการแล้ว 483 สถานี
ประกอบด้วยสถานีบริการในกรุงเทพและปริมณฑลจำนวน 243 สถานี และต่างจังหวัดจำนวน 240
สถานี และยอดจำหน่าย NGV เฉลี่ยปี 2555 ประมาณ 280 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน

4.1.3 ธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

ปตท. ประกอบธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับก๊าซธรรมชาติผ่านบริษัทในเครืออื่นๆ จำนวน 12 บริษัท
เพื่อช่วยส่งเสริมให้กลุ่ม ปตท. ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร ดังนี้

4.1.3.1 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (PTT NGD)

บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ
Suez-Tractebel S.A. แห่งประเทศ
เบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2539
เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อยเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีทุนที่ออกและชำระแล้ว
500 ล้านบาท โดย ปตท. ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 58 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

ในการประกอบธุรกิจ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
เป็นผู้ลงทุนสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
โดยใช้ท่อเหล็กและท่อ High Density Polyethylene (HDPE)
ซึ่งเชื่อมต่อจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) ของ
ปตท.ไปยังลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล โดยมี ปตท.
เป็นผู้ให้ความช่วยเหลือในการจัดหาที่ดินตลอดจนสิทธิในการใช้ที่ดินเพื่อการก่อสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

(1) การจัดหา

ปตท. เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมดให้กับบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาวของแต่ละพื้นที่ อายุสัญญา 10 ปี
และมีโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อ
และค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

(2) การจัดจำหน่าย

วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
มีระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติเป็นเครือข่ายครอบคลุมพื้นที่อุตสาหกรรม
11 แห่ง ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมบางปู พื้นที่อุตสาหกรรมบริเวณบางปูใหม่ นิคมอุตสาหกรรมบางพลี
นิคมอุตสาหกรรมลาดกระบัง พื้นที่อุตสาหกรรมบริเวณรังสิต สวนอุตสาหกรรมโรจนะ นิคมอุตสาห
กรรมนวนคร เมืองอุตสาหกรรมเทพารักษ์ นิคมอุตสาหกรรมบางปะอิน สวนอุตสาหกรรมบางกะดี
และนิคมอุตสาหกรรม เหมราชอีสเทิร์นซีบอร์ด โดยสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับลูกค้ามีอายุสัญญา
5 - 7 ปี ซึ่งราคาก๊าซธรรมชาติจะถูกกำหนดให้สามารถแข่งขันได้กับเชื้อเพลิงทดแทน คือ
น้ำมันเตาหรือก๊าซหุงต้ม โดย ปี 2555 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
มีปริมาณจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติปริมาณ 43.00 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ลดลงร้อยละ 3.7 จากปี
2554 จากผลกระทบจากน้ำท่วมในไตรมาส 4 ของปี 2554
ส่งผลให้โรงงานที่เป็นลูกค้าของบริษัทบางรายต้องปิดกิจการลง
ในขณะที่โรงงานส่วนที่เหลือกลับมาเปิดดำเนินการได้ครบในไตรมาส 3 ปี 2555
จึงมีความต้องการก๊าซฯที่ลดลง โดยที่ปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2553 – ปี 2555
เป็นดังนี้

  ------------------------------- ------------- ------------- -------------
  การจัดจำหน่าย                     ปี 2553        ปี 2554        ปี 2555

  ปริมาณ (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)         44.72         44.66         43.00

  จำนวนลูกค้า (ราย)                 197           213           229
  ------------------------------- ------------- ------------- -------------

นอกจากนี้ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ได้เพิ่มช่องทางการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
โดยการร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 80 ในบริษัท อมตะ จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (AMATA
NGD)
เพื่อดำเนินการก่อสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมอมตะนคร
และนิคมอุตสาหกรรมอมตะซิตี้

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 13 คน (ตำแหน่งว่าง 1 ตำแหน่ง) ที่ได้รับการแต่งตั้งจาก ปตท.
จำนวน 7 คน(รวมประธานกรรมการ) นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัท ฯ ซึ่งรวมตำแหน่งกรรมการผู้จัดการด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------------- --------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                   ปี 2553          ปี 2554         ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ     5,227           5,634          6,319

  รายได้รวม                   5,304           6,003          6,748

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)         4,320           4,625          5,370

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ           984             1,379          1,378

  สินทรัพย์รวม                  3,385           3,475          3 ,584

  หนี้สินรวม                    1,980           1,542          1,607

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                1,405           1,933          1,976
  -------------------------- --------------- -------------- --------------

4.1.3.2 บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM (T)) และ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. (TTM (M)) 

ปตท. และ Petronas บริษัทน้ำมันแห่งประเทศมาเลเซีย ได้ร่วมกันจัดตั้งบริษัท ทรานส์
ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM (T)) ขึ้นในประเทศไทย เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์
2543 และ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. (TTM (M))
ขึ้นในประเทศมาเลเซีย เมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2543 โดย TTM (T)
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย
(Malaysia-Thailand Joint Development Area หรือ เจดีเอ)
มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย และส่งไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย
รวมทั้งให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จังหวัดสงขลา และขนส่ง LPG
ทางท่อจากจังหวัดสงขลาไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ส่วน TTM (M)
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อจากชายแดนไทย-มาเลเซีย
ไปใช้ประโยชน์ในประเทศมาเลเซีย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 TTM (T)
มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 11,333.60 ล้านบาท และ TTM (M) มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 52.8
ล้านริงกิต (มาเลเซีย) โดยมี ปตท. และ Petronas ถือหุ้นใน สัดส่วนร้อยละ 50
ของทุนที่ชำระแล้วเท่ากันทั้งสองบริษัท

(1) ลักษณะของโครงการ แบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้

  ระยะที่ 1 : เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2549

- ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 34 นิ้ว จากแปลงเอ 18 ในพื้นที่เจดีเอไปที่
อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา รวมเป็นระยะทาง 267 กิโลเมตร
มีความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดประมาณวันละ 1,020 ล้านลูกบาศก์ฟุต

- ท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 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
โดยมีความสามารถในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปีละ 166,800 ตัน
และก๊าซธรรมชาติเหลวปีละ 43,000 ตัน

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

ระยะที่ 2 : เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ตั้งแต่ปี 2551

- วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาด 42 นิ้ว จากแปลง A-18
เชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 3 ของ ปตท. เป็นระยะทาง 61.5 กิโลเมตร และ
ได้เริ่มจัดส่งก๊าซธรรมชาติเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2551

- ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซ MTJDA แปลง B17
เชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาด 42 นิ้ว จากแปลง A-18 ก่อสร้างแล้วเสร็จเมื่อวันที่
25 กันยายน 2552 ปัจจุบันได้ทำการจัดส่งก๊าซจากแปลง MTJDA-B17 เข้าสู่ระบบแล้ว และ ปตท.
เป็น ผู้จองใช้บริการทั้งระบบ

(2) การบริการ

บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans Thai-Malaysia
(Malaysia) Sdn. Bhd.
ให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวและให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติแก่ลูกค้าของบริษัทเพียง
2 รายคือ ปตท. และ Petronas ซึ่งทั้ง 2 รายเป็นผู้ถือหุ้นของบริษัท โดยมีสัญญาให้บริการ
(Service Agreement) ระหว่างกัน
บริษัทได้ให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลและบนบกแล้วตั้งแต่เดือนมกราคม 2549
โดยเป็นก๊าซธรรมชาติที่ผ่านกระบวนการบำบัดจากหน่วยแยกก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
และให้บริการแยกก๊าซฯ และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อตั้งแต่ 14 เมษายน 2549
และได้ขยายบริการขนส่งก๊าซฯ เชิงพาณิชย์ ให้ ปตท. ไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ จำนวน 131
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันตั้งแต่ไตรมาสที่ 3 ปี 2551 และต่อมาได้เพิ่มอีก 7 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ตั้งแต่เดือนมิถุนายน ปี 2554 เพื่อส่งไปยังสถานีหลักสำหรับให้บริการก๊าซ NGV ในพื้นที่ภาคใต้
สำหรับท่อส่งก๊าซฯจากแหล่งก๊าซ MTJDA-A18 ซึ่งเชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซเส้นที่ 3 ของ ปตท.
ได้เริ่มวางท่อตั้งแต่ ธันวาคม 2549 สามารถบริการขนส่งก๊าซได้ 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และเริ่มขนส่งก๊าซฯเมื่อปลายปี 2551 ปัจจุบันได้เริ่มเปิดบริการเชิงพาณิชย์ท่อส่งก๊าซจากแหล่งก๊าซ
MTJDA-B17 เชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซเส้นที่ 3 ของ ปตท. เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2553
สามารถขยายบริการขนส่งก๊าซได้อีก 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
การขยายบริการขนส่งก๊าซฯดังกล่าว นอกจากจะมีรายได้เพิ่ม ยังช่วยให้ ปตท. จัดหาก๊าซฯ
ได้เพียงพอกับความต้องการของลูกค้า
เป็นการสร้างเสถียรภาพและเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศไทยด้วย

ทั้งนี้ ใน ปี 2555 มีรายละเอียดการให้บริการดังนี้

-   การผลิตก๊าซธรรมชาติ (Feed Gas) (แปลง A18) 889 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   การผลิตก๊าซธรรมชาติ (Feed Gas) (แปลง B17) 351 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   การส่งมอบก๊าซเชื้อเพลิง (Sales Gas) 409 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

-   การส่งมอบก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) 135,970 เมตริกตัน

-   การส่งมอบก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL) 57,900 เมตริกตัน

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans
Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 6 คน ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 3 คน นอกจากนี้ ปตท.
ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. ดำรงตำแหน่งผู้บริหารของทั้งสองบริษัท
(ปัจจุบันกรรมการที่แต่งตั้งจาก Petronas ดำรงตำแหน่งประธานกรรมการบริษัท
โดยต่างฝ่ายจะสลับการดำรงตำแหน่งนี้คราวละ 3 ปี)

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด ปี 2553 - ปี 2555
มีดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                    ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ      4,280          4,819          4,563

  รายได้รวม                    4,300          4,838          4,617

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)          2,318          4,190          2,801

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ             1,982          648            1,815

  สินทรัพย์รวม                   33,121         32,929         30,076

  หนี้สินรวม                     19,701         19,133         17,241

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 13,420         13,796         12,835
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

ผลการดำเนินงานของ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. ปี 2553 - ปี
2555 มีดังนี้

หน่วย : ล้านริงกิต

+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| งบการเงิน                  | ปี 2553      | ปี 2554      | ปี 2555*     |
|                           |             |             |             |
|                           | (1/4/2553   | (9 เดือน)    | (1/1/2555-  |
|                           | -31/3/2554) |             | 31/12/2555) |
|                           |             | (1/4/2554-  |             |
|                           |             | 31/12/2554) |             |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| รายได้จากการขายและบริการ    | 20.31       |  22.26      | 28.99       |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| รายได้รวม                  |  28.43      |  22.96      | 34.42       |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)       |  (19.71)    |  (20.79)    | (18.62)     |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ          |  8.72       | 2.17        | 15.80       |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| สินทรัพย์รวม                 | 150.15      |  148.48     | 149.04      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| หนี้สินรวม                   |  103.10     |  99.26      | 84.02       |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น               |  47.05      |  49.22      | 65.02       |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+

* งบการปี 2555 เป็นงบ Unaudited

4.1.3.3 บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด (DCAP)

บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด (DCAP) เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.
กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)
มีสัดส่วนการถือหุ้นอยู่ที่ร้อยละ 35 35 และ 30 ตามลำดับ จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 2 เมษายน
2546 เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับบริษัทท่าอากาศยานไทย จำกัด
(มหาชน) และลูกค้าอื่นๆ ภายในบริเวณสนามบินสุวรรณภูมิ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท
DCAP มีทุนจดทะเบียน 1,670 ล้านบาท

(1) ลักษณะของโครงการ

โครงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็น (District Cooling System and Power
Plant) สำหรับท่าอากาศยานสุวรรณภูมิของบริษัท DCAP
เป็นโครงการที่สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับก๊าซธรรมชาติ
โดยการใช้ก๊าซธรรมชาติมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้า
และนำพลังงานความร้อนที่เหลือมาผลิตไอน้ำ
แล้วนำไอน้ำที่ได้มาใช้ประโยชน์ในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติม
ส่วนไอน้ำที่เหลือนำมาใช้ประโยชน์ในการผลิตน้ำเย็น (Chilled Water)
เพื่อใช้ในระบบปรับอากาศ จึงเป็นการใช้พลังงานอย่างคุ้มค่า และเป็นการลดมลภาวะทางอากาศ

- บริษัท DCAP มีหน่วยผลิต Utilities ดังนี้

-   โรงไฟฟ้า Cogeneration มีกำลังการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Combined Cycle รวมประมาณ
    95 เมกกะวัตต์ (MW)

-   หน่วยผลิตน้ำเย็นแบบ Steam Absorption Chiller (SAC)
    มีกำลังการผลิตน้ำเย็นรวมประมาณ 29,440 Refrigerant Ton (RT)

-   หน่วยผลิตน้ำเย็นแบบใช้ไฟฟ้า (Electric Chiller) มีกำลังการผลิตน้ำเย็นรวมประมาณ
    8,000 Refrigerant Ton (RT)

- วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติขนาด 8 นิ้ว จากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
บริเวณถนนกิ่งแก้ว–ลาดกระบัง เข้าสู่ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิความยาว 2 กิโลเมตร
มีความสามารถในการขนส่ง ก๊าซธรรมชาติสูงสุด 25 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน (MMSCFD)

(2) ความก้าวหน้า

บริษัท DCAP เริ่มผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับอาคารต่างๆ
ภายในพื้นที่ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ ตั้งแต่วันที่ 15 มีนาคม 2549 และในการประชุมคณะรัฐมนตรี
(ครม.) เมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2552 มีมติอนุมัติโครงการขยายกำลังการผลิตไฟฟ้าของบริษัท DCAP
ซึ่งจะทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอีก 45 MW โดย DCAP ได้ดำเนินติดตั้งเครื่อง Gas Turbine
เครื่องที่ 1 แล้วเสร็จวันที่ 23 พฤศจิกายน 2554 และเปลี่ยนเครื่อง Gas Turbine เครื่องที่ 2
แล้วเสร็จวันที่ 15 มีนาคม 2555 ส่งผลให้กำลังการผลิตไฟฟ้าในปี 2555 เพิ่มขึ้นเป็น 95 MW

(3) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท DCAP ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็นโดย
ปตท.จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่บริษัท DCAP ทั้งหมด
มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำที่ปริมาณวันละ 7 MMSCFD มีอายุสัญญา 25 ปี

(4) การจัดจำหน่าย

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัท DCAP ประกอบด้วย

-   จำหน่ายไฟฟ้าให้กับบริษัท การท่าอากาศยานแห่งประเทศไทย จำกัด (มหาชน) (ทอท.)
    ซึ่งมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกัน จำนวน 50 MW

-   จำหน่ายน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศและไอน้ำให้กับลูกค้ารายต่างๆ ดังนี้

-   อาคารผู้โดยสารท่าอากาศยานของ ทอท., อาคาร Airport Operation Building
    (AOB), อาคาร Airport Information Management System (AIMS)
    มีสัญญาซื้อขายน้ำเย็นปริมาณรวม 12,500 RT

-   อาคาร Catering บริษัท การบินไทย จำกัด (มหาชน) ซึ่งมีสัญญาซื้อขายน้ำเย็น 6,600 RT
    และไอน้ำ 8.6 ตันต่อชั่วโมง (Ton/hr.)

-   บริษัท โรงแรมท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ จำกัด มีสัญญาซื้อขายน้ำเย็นปริมาณรวม 1,500 RT
    และไอน้ำประมาณ 2 Ton/hr.

-   สถานีรถไฟฟ้า ณ ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ ปริมาณน้ำเย็นรวม 700 RT

(5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท DCAP ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 7 คน
เป็นผู้บริหารจากปตท. จำนวน 2 คน นอกจากนี้ ปตท.ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัทฯ ด้วย

  (6) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท บริษัท DCAP ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------- ----------------- --------------- ---------------
  งบการเงิน               ปี 2553            ปี 2554          ปี 2555

  รายได้รวม               1,681             1,679           2,652

  ค่าใช้จ่ายรวม             1,705             1,883           2,518

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ        (24)              (204)           134

  สินทรัพย์รวม              2,770             4,055           4,222

  หนี้สินรวม                1,888             2,866           2,899

  ส่วนของผู้ถือหุ้น            882               1,189           1,323
  ---------------------- ----------------- --------------- ---------------

4.1.3.4 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT)

คณะกรรมการ ปตท.เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2547 มีมติอนุมัติให้ ปตท.เข้าร่วมทุนกับบริษัท
ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) (NPC) บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) (TOC)
(ซึ่งต่อมาได้ควบรวมเป็นบริษัทใหม่ชื่อ บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH) เมื่อวันที่
7 ธันวาคม 2548) และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) (ATC) (ซึ่งต่อมา
ATC ได้ควบรวมกิจการกับ บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (RRC)
เป็นบริษัทใหม่ชื่อบริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (PTTAR) เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม
2550) และต่อมา PTTCH ได้ควบรวมกับ PTTAR เป็นบริษัทพีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด
(มหาชน) (PTTGC) เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2554 โดยจดทะเบียนจัดตั้ง บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
(PTTUT) ขึ้นเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2547
เพื่อดำเนินโครงการก่อสร้างโรงงานผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำ (Utilities)
ให้กับผู้ถือหุ้นรวมถึงบริษัทในเครือของผู้ถือหุ้นและโรงงานบริเวณใกล้เคียง มีสัดส่วนการถือหุ้น ของ
ปตท. PTTGC อยู่ที่ร้อยละ 40 และ 60 ตามลำดับ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท PTTUT
มีทุนจดทะเบียนที่ออกและชำระแล้ว 6,859 ล้านบาท

คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2555 มีมติอนุมัติการควบรวม บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้
จำกัด และ บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อจัดตั้งเป็นบริษัท Flagship
ธุรกิจไฟฟ้าของปตท. โดยจะจดทะเบียนบริษัทควบรวมภายใต้ชื่อ บริษัท โกลบอล เพาเวอร์
ซินเนอยี่ จำกัด (Global power Synergy Company Limited: GPSC) ในวันที่ 10 มกราคม
2556 เพื่อเป็นการเพิ่มศักยภาพการทำธุรกิจของบริษัทในกลุ่ม ปตท.
และรองรับการลงทุนด้านธุรกิจไฟฟ้าทั้งในประเทศและต่างประเทศในอนาคต

(1) ลักษณะของโครงการ

บริษัท
PTTUTได้ดำเนินการก่อสร้างและขยายขนาดโครงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าไอน้ำและน้ำปราศจากแร่ธาตุ
(Dematerialized Water) ให้สอดคล้องกับความต้องการของลูกค้าที่เพิ่มขึ้นเป็นระยะๆ
ของกลุ่มปิโตรเคมี ปตท.
และลูกค้านอกกลุ่มโดยบริษัทได้จัดทำแผนขยายขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำติดตั้งแบ่งเป็นศูนย์ผลิตสาธารณูปการ
(Central Utility Unit – CUP) ต่างๆ ตามเขตพื้นที่ นิคมอุตสาหกรรมต่างๆ ดังนี้

+----+-----------+----------------+--------+---------+--------------+
| C  | ที่ตั้ง       | ลูกค้า           | กำลังผ  | กำลัง    | กำลัง         |
| UP |           |                | ลิตไฟฟ้า | ผลิตไอน้ำ | ผลิตน้ำปราศจาก |
|    |           |                | (MW)   |         | แร่ธาตุ(m³/hr) |
|    |           |                |        | (T/hr)  |              |
+----+-----------+----------------+--------+---------+--------------+
| C  | นิคมอุตสา   | โรงง           | 225    | 890     | 540          |
| UP | หกรรมเหมร | านปิโตรเคมีในกลุ่ม |        | (รวม    |              |
| -1 | าชตะวันออก | ปตท.           |        | HRSG    |              |
|    | (มาบตาพุด) | โดย            |        | Supple  |              |
|    |           | เฉพาะโรงงานของ |        | mentary |              |
|    |           | PTTGC          |        | Firing) |              |
|    |           | และโรงงานอื่นๆ   |        |         |              |
+----+-----------+----------------+--------+---------+--------------+
| C  | ติดกับนิคม   | โรงง           | 113    | 330     | 140          |
| UP | อุตสาหกรรม | านปิโตรเคมีในกลุ่ม |        | (รวม    |              |
| -2 | อาร์ไอแอล  | ปตท.           |        | HRSG    |              |
|    | (Rayong   | โดย            |        | Supple  |              |
|    | I         | เฉพาะโรงงานของ |        | mentary |              |
|    | ndustrial | PTTGC และ กฟผ. |        | Firing) |              |
|    | Land)     |                |        |         |              |
+----+-----------+----------------+--------+---------+--------------+
| C  | นิคมอุตสา   | โรงง           | -      | 280     | 170          |
| UP | หกรรมเหมร | านปิโตรเคมีในกลุ่ม |        |         |              |
| -3 | าชตะวันออก | ปตท.           |        |         |              |
|    | (มาบตาพุด) | โดย            |        |         |              |
|    |           | เฉพาะโรงงานของ |        |         |              |
|    |           | PTTGC          |        |         |              |
|    |           | และโรงงานอื่นๆ   |        |         |              |
+----+-----------+----------------+--------+---------+--------------+
| ร  |           |                | 338    | 1,500   | 850          |
| วม |           |                |        |         |              |
| กำ |           |                |        |         |              |
| ลัง |           |                |        |         |              |
| กา |           |                |        |         |              |
| รผ |           |                |        |         |              |
| ลิต |           |                |        |         |              |
+----+-----------+----------------+--------+---------+--------------+

หมายเหตุ: ขนาดกำลังการผลิตเป็นกำลังผลิตสูงสุดของเครื่องจักร

(2) ความก้าวหน้า

- ศูนย์ผลิตสาธารณูปการแห่งที่ 1 (CUP-1) เริ่มก่อสร้างในปี 2547
และได้เริ่มดำเนินการสาธารณูปการ (Utility) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2549 ปัจจุบันมี Gas
Turbine Generator (GTG) และ Heat Recovery Steam Generator (HRSG) จำนวน 6
หน่วยมี Auxiliary Boiler 50 ตันต่อชั่วโมง (T/hr.) จำนวน 1 หน่วย มีกำลังการผลิตไฟฟ้า
225 เมกกะวัตต์ (MW) และไอน้ำ 470 T/hr. (890 T/hr. กรณีรวม HRSG Supplementary
Firing) และน้ำปราศจากแร่ธาตุ 540 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมง (m³/ hr.) โดยโครงการ
CUP-1 Phase 6 เพื่อก่อสร้าง GTG/HRSG หน่วยที่ 5 และ 6
ได้ดำเนินการก่อสร้างแล้วเสร็จและนำเข้าสู่ระบบในเดือนกุมภาพันธ์ 2553 และ เมษายน 2553
ตามลำดับ

- ศูนย์ผลิตสาธารณูปการแห่งที่ 2 (CUP-2) มี GTG และ HRSG จำนวน 2 หน่วย หม้อไอน้ำ
(Auxiliary Boiler) 50 T/hr. จำนวน 1 หน่วย และ Steam Turbine Generator
(STG) จำนวน 1 หน่วย รวมมีกำลังการผลิตไฟฟ้า 113 MW ไอน้ำ 170 T/hr. (330 T/hr.
กรณีรวม HRSG Supplementary Firing) และน้ำปราศจากแร่ธาตุ 140 m³/ hr.
และน้ำใช้อุตสาหกรรม (Service or Clarified Water) 360 m³/hr.
โดยก่อสร้างแล้วเสร็จ และเริ่มผลิตไอน้ำให้กับลูกค้าตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2551
และสามารถเชื่อมต่อขายไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
ตั้งแต่เดือนมกราคม 2552

- ศูนย์ผลิตสาธารณูปการแห่งที่ 3 (CUP-3) มี Auxiliary Boiler จำนวน 3 หน่วย
ประกอบด้วย ขนาด 140 T/hr. จำนวน 1 หน่วย และ ขนาด 70 T/hr. จำนวน 2 หน่วย
พร้อมทั้งสถานีจ่ายไฟฟ้า (Power Substation) หน่วยผลิตน้ำปราศจากแร่ธาตุ และอาคารควบคุม
มีกำลังการผลิตไอน้ำ 280 T/hr. น้ำปราศจากแร่ธาตุ172 m³/hr. โดย Auxiliary Boiler
ขนาด 140 T/hr. ดำเนินการแล้วเสร็จ และจ่ายไอน้ำให้กับลูกค้าได้ตั้งแต่เดือน มิถุนายน 2552
สำหรับ Auxiliary Boiler ขนาด 70 T/hr. จำนวน 2 หน่วย
ดำเนินการแล้วเสร็จและนำเข้าสู่ระบบเมื่อเดือนธันวาคม 2552 และ มกราคม 2553 ตามลำดับ

(3) การจัดหาเชื้อเพลิงและวัตถุดิบ

บริษัท PTTUT ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำ โดย ปตท.
จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่ บริษัท PTTUT ทั้งหมด มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาว 15
ปี ซึ่งมีปริมาณเพียงพอต่อความต้องการใช้โดยใช้เต็มที่ที่ระดับ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
(MMSCFD)

(4) การจัดจำหน่าย

บริษัท PTTUT ได้ทำการก่อสร้างหน่วยผลิตสาธารณูปการ (Utility) ต่าง ๆ
ตามความต้องการใช้ของลูกค้าโดยเฉพาะโรงงานปิโตรเคมีของกลุ่ม ปตท.
จนถึงปัจจุบันนี้สรุปได้ดังนี้

+------+---------------------------------------------------------------+
| ปี    | จำหน่ายให้                                                      |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2549 | - โรงงานผลิต Ethylene Oxide และ Ethylene Glycol (EO/EG) ของ    |
|      | TOC Glycol Company Limited (TOCGC)                            |
|      |                                                               |
|      | - โรงงาน Air Separation Plant ของ MIG Production Company      |
|      | Limited (MIGP)                                                |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2550 | - โรงงาน Aditya Birla Chemicals (Thailand) Limited (ABCT)     |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Ethoxylate ของ Thai Ethoxylates Company Limited   |
|      | (TEX)                                                         |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2551 | - โรงงานผลิต Ethanolamines ของ Thai Ethanolamines Company      |
|      | Limited (TEA)                                                 |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Methyl Ester และ Fatty Alcohol ของ Thai           |
|      | Oleochemicals Company Limited (TOL)                           |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Cumene/Phenol ของ PTT Phenol Company Limited      |
|      | (PPCL)                                                        |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Aromatics หน่วยที่ 2 ของ PTT Global Chemical Plc     |
|      | (PTTGC)                                                       |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2552 | - โรงงานผลิต Choline Chloride ของบริษัท Thai Choline Chloride    |
|      | Company Limited (TCC)                                         |
|      |                                                               |
|      | - โรงงาน Ethylene Cracker โรงงานผลิต Low Density Polypropylene |
|      | (LDPE) และ Linear Low Density Polypropylene                   |
|      | (LLDPE) ของ PTT Polyethylene Company Limited (PTTPE)          |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต Propylene (โครงการ PDH) ของ ปตท.                  |
|      |                                                               |
|      | - Central Lab ของ PTT Global Chemical Plc (PTTGC)             |
+------+---------------------------------------------------------------+
| 2553 | - โรงงานผลิต AN/MMA/PMMA ของ PTT Asahi Chemical Company        |
|      | Limited                                                       |
|      |                                                               |
|      | - โรงงานผลิต BPA ของ PTT Phenol Company Limited (PPCL)         |
|      |                                                               |
|      | - บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ โลจิสติกส์ จำกัด (PTTPL)                       |
+------+---------------------------------------------------------------+

นอกจากนี้เพื่อเพิ่มความมั่นคงในการจ่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้า บริษัท PTTUT
ได้มีการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Non-firm) กับ กฟผ. สำหรับ CUP-1 ประมาณ 40 MW เริ่ม
Commercial Operation Date (COD) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2553 และ CUP-2 ประมาณ
60 MW เริ่ม COD ตั้งแต่เดือนมกราคม 2552

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท PTTUT ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 9 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. 3 คน นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการของบริษัท PTTUT ด้วย

(5) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท PTTUTในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

4.1.3.5 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด (RPCL)

คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2547 มีมติอนุมัติให้ ปตท. เข้าร่วมทุนในบริษัท
ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด (RPCL) ในสัดส่วนร้อยละ 15 โดยเข้าซื้อหุ้นที่ราคามูลค่าที่ตราไว้ (Par
Value) หุ้นละ 100 บาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท RPCL
มีทุนที่ออกและชำระแล้วจำนวน 7,325 ล้านบาท

บริษัท RPCL
จัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer: IPP)
มีโรงไฟฟ้าแบบพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas Fired
Combined-Cycle Power Plant) จำนวน 2 หน่วย มีกำลังผลิตหน่วยละ 700 เมกะวัตต์ (MW)
รวมเป็น 1,400 MW โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เดียวกันกับโรงไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด
และทำการขอบ้านเลขที่ใหม่ ตั้งอยู่ที่ เลขที่ 245 หมู่ที่ 6 ตำบลบ้านไร่ อำเภอดำเนินสะดวก
จังหวัดราชบุรี โดยลงนามสัญญาเช่าที่ดิน (Land Lease Agreement: LLA) กับ บริษัท
ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด เมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2547

เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ส่วนของโรงไฟฟ้าหน่วยที่ 1 และหน่วยที่ 2 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2551
และ 1 มิถุนายน 2551 ตามลำดับ

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท RPCL ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดย ปตท.
จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่ บริษัท RPCL ทั้งหมด โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ
280 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) (ที่ประมาณการค่าความร้อน 850 บีทียูต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต)
อายุสัญญา 25 ปี

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท RPCL จำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้ กฟผ. ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power
Purchase Agreement: PPA) ฉบับลงวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2547 อายุสัญญา 25
ปีนับตั้งแต่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. สำหรับหน่วยที่ 1 ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2551
และหน่วยที่ 2 ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2551

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท RPCL ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. จำนวน 2 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท RPCL ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  งบการเงิน               ปี 2553           ปี 2554           ปี 2555

  รายได้รวม               19,650           18,912           20,127

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)     15,725           16,416           16,720

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ       3,925            2,496            3,407

  สินทรัพย์รวม              30,150           28,931           27,880

  หนี้สินรวม                18,987           17,572           14,913

  ส่วนของผู้ถือหุ้น            11,163           11,359           12,966
  ---------------------- ---------------- ---------------- ----------------

4.1.3.6 บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTT LNG)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2547 มีมติให้ ปตท. จัดตั้ง บริษัท พีทีที
แอลเอ็นจี จำกัด โดย ปตท. ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100 ในระยะเริ่มต้น และ ปตท.
จะหาพันธมิตรร่วมทุนในภายหลัง โดย ปตท. เป็นผู้ถือหุ้นใหญ่ ทั้งนี้ ปตท.
ได้จดทะเบียนจัดตั้งบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2547
เพื่อประกอบกิจการให้บริการ/จัดการเกี่ยวกับการปฏิบัติการและบำรุงรักษาท่าเรือ Terminal
รับผลิตภัณฑ์ LNG และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG เป็นก๊าซธรรมชาติ (LNG Re-gasification &
Receiving Terminal) ขนาดประมาณ 5 ล้านตันต่อปีในระยะที่ 1 และจะเพิ่มขนาดเป็นประมาณ
10 ล้านตันต่อปีในระยะที่ 2 โดยบริษัทจะคิดค่าบริการในรูป Throughput & Service Fee และ
ปตท.จะเป็นผู้จัดหาและนำเข้า LNG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด
มีทุนจดทะเบียน 6,403 ล้านบาทซึ่งเรียกชำระแล้วเต็มจำนวน

(1) ลักษณะของโครงการ

โครงการ LNG Receiving Terminal ประกอบด้วย ท่าเทียบเรือขนถ่าย LNG ถังเก็บสำรอง
LNG (LNG Storage Tank ) และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG เป็นก๊าซ (LNG
Re-gasification Unit) ขนาดประมาณ 5 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 1
และสามารถเพิ่มขนาดเป็นประมาณ 10 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 2

  (2) ความก้าวหน้า

บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ได้ดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของโครงการ
และได้จัดหาที่ดินบริเวณพื้นที่โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมระยะ 2 นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด
จังหวัดระยอง
สำหรับเป็นสถานที่ก่อสร้างโครงการโดยได้เริ่มการดำเนินงานขุดลอกและถมพื้นที่โครงการตั้งแต่เดือนกันยายน
2550 และงานแล้วเสร็จในเดือนมีนาคมปี 2552 และ เริ่มงานก่อสร้าง LNG Receiving
Terminal ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2551 โดยการก่อสร้างโครงการระยะที่ 1 แล้วเสร็จ
และทำการเดินเครื่องจักรเพื่อทดสอบระบบ (Commissioning) ในไตรมาสที่ 2 ปี 2554
โดยเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ในเดือนกันยายน 2554 ขณะนี้อยู่ระหว่างดำเนินโครงการ ระยะที่ 2
เพื่อรองรับแผนการนำเข้า LNG ของ ปตท. โดยคาดว่า โครงการจะแล้วเสร็จในปี 2560

เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550
คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
(กพช.)ในหลักการให้ค่าบริการสถานี LNG อันประกอบด้วย การให้บริการรับเรือนำเข้า LNG
ขนถ่าย เก็บรักษาและแปลงสภาพจากของเหลวเป็นก๊าซ และขนส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ
ปตท. เป็นส่วนหนึ่งของราคา LNG

เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบนโยบายและแนวทางการคำนวณราคา LNG
และอัตราค่าบริการสถานี LNG (LNG Receiving Terminal Tariff)
ตามที่สำนักนโยบายและแผนพลักงาน (สนพ.) ศึกษาและนำเสนอ

เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2554
ที่ประชุมคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานมีมติเห็นชอบอัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพจากของเหลวเป็นก๊าซ

เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2554 บริษัทฯ ได้ลงนามสัญญาให้บริการสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว
(Terminal Use Agreement) ร่วมกับ ปตท. ระยะเวลาสัญญา 40 ปี
โดยเริ่มเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ ตั้งแต่วันที่ 6 กันยายน 2554 ที่ผ่านมา

เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบโครงการ LNG Receiving Terminal
ระยะที่ 2 ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดยให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี
จำกัด เป็นผู้ดำเนินการ

(3) การบริการ

บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด จะให้บริการ/จัดการ LNG Receiving Terminal
และคิดค่าบริการรับจ่ายและสำรองก๊าซธรรมชาติเหลว (Throughput & Service Fee) โดย
ปตท. จะเป็นผู้จัดหาและนำเข้า LNG

(4) การบริหาร

คณะกรรมการ บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน
เป็นผู้บริหารของปตท. 4 คนและเป็นผู้แทนจากกระทรวงการคลัง 1 คน ซึ่งได้รับการเสนอชื่อจาก
ปตท. ในฐานะผู้ทรงคุณวุฒิ

(5) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท PTTLNG ในปี 2554 และปี 2555 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  -------------------------------- ------------------- -------------------
  งบการเงิน                         ปี 2554              ปี 2555*

  รายได้รวม                         552                 1,755

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)               1,105               2,561

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ                  (553)               (806)

  สินทรัพย์รวม                        30,582              26,572

  หนี้สินรวม                          25,082              21,879

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                      5,500               4,694
  -------------------------------- ------------------- -------------------

^(* งบการปี 2555 เป็นงบ Unaudited)

4.1.3.7 บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (IPT)

คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2547 มีมติอนุมัติให้ ปตท.เข้าร่วมทุนในบริษัท
ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (IPT) ในสัดส่วนร้อยละ 20 ของทุนจดทะเบียนชำระแล้ว
โดยซื้อหุ้นจากบริษัท Siemens AG จำกัด ในราคา 10 ล้านเหรียญสหรัฐฯ และเมื่อวันที่ 11
มีนาคม 2548 ปตท. ได้รับโอนหุ้นสามัญของบริษัท IPT จากบริษัท Siemens AG จำกัด ทั้งหมด ณ
วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท IPT มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 1,771 ล้านบาท

บริษัท IPT จัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
(Independent Power Producer: IPP)
มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas fired Combined
– Cycle Power Plant) ด้วยกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกกะวัตต์ (MW)
เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ (COD) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2543 ทั้งนี้ บริษัท IPT
จะมีการควบรวมกับ บริษัท PTTUT เพื่อจัดตั้งเป็นบริษัท Flagship ธุรกิจไฟฟ้าของปตท.
ตามมติของคณะกรรมการปตท. วันที่ 20 กรกฎาคม 2555 โดยจะจดทะเบียนบริษัทใหม่ภายใต้ ชื่อ
บริษัท โกลบอล เพาเวอร์ ซินเนอยี่ จำกัด (Global power Synergy Company Limited:
GPSC) ในวันที่ 10 มกราคม 2556

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท IPT ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดย
ปตท.เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่บริษัท IPT ทั้งหมด มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ 120
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) อายุสัญญา 25 ปี

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท IPT จำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ฉบับลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2540 อายุสัญญา 25 ปีนับจาก COD
เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2543 โดยมีข้อตกลงที่ กฟผ. จะต้องชำระค่าไฟฟ้าให้แก่ บริษัท IPT
ตามกำลังการผลิตไฟฟ้าที่กำหนดในสัญญา (Take-or-Pay ร้อยละ 100)
จ่ายค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment)
ในจำนวนที่ตกลงกันเพื่อให้ครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ ภาระหนี้สิน ผลตอบแทน
และการจ่ายค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ตามสูตรคำนวณที่ระบุไว้ตามข้อสัญญา

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท IPT ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 8 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. จำนวน 2 คน และเป็นตัวแทนจากบริษัทในกลุ่ม ปตท. คือ บริษัท
ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด จำนวน 6 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท IPT ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------- -------------- -------------- ---------------
  งบการเงิน                  ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555

  รายได้รวม                  4,385          9,953          12,343

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)        4,358          9,316          11,862

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ           27             637            481

  สินทรัพย์รวม                 10,838         10,880         10,409

  หนี้สินรวม                   3,594          3,008          2,056

  ส่วนของผู้ถือหุ้น               7,244          7,872          8,353
  ------------------------- -------------- -------------- ---------------

  หมายเหตุ: ปี 2553 โรงไฟฟ้าหยุดเดินเครื่องแบบกะทันหัน (Total Plant Unplanned
  Shutdown) ระหว่างวันที่ 27 เม.ย. – 29 พ.ย.2553

4.1.3.8 บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (TP)

คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548 มีมติอนุมัติให้ ปตท.ซื้อหุ้นสามัญของบริษัท
ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด(TP) จากบริษัท ปตท.สผ.อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
(บริษัทย่อยของบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.อ.))
ซึ่งถืออยู่ทั้งหมดในสัดส่วนร้อยละ 26 เป็นมูลค่า 2,300 ล้านบาท เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2548
โดย ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของบริษัท TP จากบริษัท ปตท.สผ.อ. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
บริษัท TP มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 2,810 ล้านบาท

บริษัท TP เป็นผู้ดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก
(Small Power Producer: SPP) โดยเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบโคเจนเนอเรชั่น
ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Combined-Cycle
Co-generation Power Plant) มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 118 เมกะวัตต์ (MW) และผลิตไอน้ำ
180 ตันต่อชั่วโมง (T/hr.) เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ (COD) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2541
นอกจากนี้บริษัท TP เป็นผู้ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 56 ในบริษัทผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัด (IPT) ซึ่งเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) มีขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 MW

การซื้อหุ้นบริษัท TP สอดคล้องกับทิศทางการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท.
ซึ่งให้ความสำคัญกับการลงทุนในธุรกิจก๊าซธรรมชาติและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับก๊าซธรรมชาติ
ในขณะที่สนับสนุนให้ ปตท.สผ. ให้ความสำคัญกับการดำเนินธุรกิจต้นน้ำ (Upstream)
คือธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นหลัก และการเข้าลงทุนดังกล่าวมีความเสี่ยงต่ำ
เนื่องจากทั้งบริษัท TP
และ IPT มีการดำเนินกิจการอยู่แล้ว และมีสัญญาระยะยาวกับลูกค้า อายุสัญญา 25 ปี
ซึ่งประกอบด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และลูกค้าซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่ม บริษัท
ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (ไทยออยล์) จึงเป็นกิจการที่มีความมั่นคง

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท TP ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่บริษัท TP ทั้งหมด มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ 28
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) อายุสัญญา 25 ปี นอกจากนี้ โรงไฟฟ้าของบริษัท TP
สามารถใช้เชื้อเพลิงสํารองคือน้ำมันดีเซลแทนก๊าซธรรมชาติได้
โดยจะมีการชดเชยส่วนต่างของราคาเชื้อเพลิงตามสัญญา

(2) การจัดจำหน่าย

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัท TP ประกอบด้วย

- จำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ.จำนวน 41 MW ภายใต้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว อายุสัญญา 25
ปีนับจากCOD ส่วนที่เหลือจำหน่ายให้ลูกค้าซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่มบริษัท ไทยออยล์

- จำหน่ายไอน้ำ จำนวนประมาณ 180 T/hr. ให้ลูกค้าซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่มบริษัท ไทยออยล์

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท TP ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 10 คน โดย
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. จำนวน 3 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท TP ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ----------------------- --------------- --------------- ---------------
  งบการเงิน^(/1)           ปี 2553          ปี 2554          ปี 2555

  รายได้รวม                3,852           4,362           4,952

  ค่าใช้จ่ายรวม              3,566           3,968           4,585

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ         286             394             367

  สินทรัพย์รวม               5,034           4,970           5034

  หนี้สินรวม                 578             401             661

  ส่วนของผู้ถือหุ้น             4,456           4,569           4,373
  ----------------------- --------------- --------------- ---------------

  ^(/1) งบเฉพาะบริษัท TP ไม่รวมบริษัทในเครือ (บริษัท IPT)

4.1.3.9 บริษัท ผลิตไฟฟ้าและพลังงานร่วม จำกัด (CHPP)

คณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 10/2549 เมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2549
มีมติอนุมัติให้ดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็นโดยระบบพลังงานร่วม (Combined Heat and
Power) สำหรับศูนย์ราชการกรุงเทพมหานคร ถนนแจ้งวัฒนะ (ปัจจุบันได้เปลี่ยนชื่อเป็น
“ศูนย์ราชการเฉลิมพระเกียรติ ๘๐ พรรษา ๕ ธันวาคม ๒๕๕๐”: ศูนย์ราชการฯ)
และต่อมาที่ประชุมคณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 6/2550 เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2550
ได้มีมติอนุมัติจัดตั้ง บริษัท ผลิตไฟฟ้าและพลังงานร่วม จำกัด (Combined Heat and Power
Producing Company Limited : CHPP) เพื่อดำเนินโครงการดังกล่าว โดยบริษัท CHPP
ได้จดทะเบียนบริษัทเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 ทุนจดทะเบียน 500 ล้านบาท และปัจจุบัน ปตท.
เป็นผู้ถือหุ้นร้อยละ 100 ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท CHPP มีทุนจดทะเบียนชำระแล้ว
316.22 ล้านบาท

(1) ลักษณะของโครงการ

โครงการศูนย์ราชการฯโดยใช้ระบบการผลิตพลังงานความร้อนและไฟฟ้าร่วมกัน
เพื่อจำหน่ายพลังงานความเย็นให้กับบริษัท ธนารักษ์พัฒนาสินทรัพย์ จำกัด (ธพส.)
สำหรับศูนย์ราชการฯ และจำหน่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)
โดยมีหน่วยผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น ดังนี้

-   หน่วยผลิตไฟฟ้า โดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง มี Gas Turbine Generator และ
    Gas Compressor จำนวนอย่างละ 2 หน่วย มีขนาดกำลังการผลิต 9.2 MW

-   หน่วยผลิตน้ำเย็น มีกำลังการผลิตน้ำเย็นรวม 12,000 RT แบ่งออกเป็น 2 ระบบ คือ

1. ระบบผลิตน้ำเย็นด้วยความร้อนที่ได้จากการผลิตไฟฟ้า มี Absorption Chiller ขนาด
3,000 RT จำนวน 2 หน่วย

2. ระบบผลิตน้ำเย็นด้วยไฟฟ้ามี Electric Chiller ขนาด 2,000 RT จำนวน 2 หน่วย และ
ขนาด 1,000 RT จำนวน 2 หน่วย

นอกจากนี้ยังมีระบบสะสมความเย็นด้วย Chilled Water Thermal Storage Tanks
ภายในอาคารศูนย์ราชการฯ โซน A ขนาด Storage Tank AM 7,500 m³ และ โซน B ขนาด
Storage Tank AM 15,000 m³ โดยเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ (COD)
ในส่วนการผลิตน้ำเย็นโดยใช้ไฟฟ้า (ระบบ Electric Chiller) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2552
และเริ่ม Commissioning ระบบผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็นโดยใช้ก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จ เมื่อ 28
เมษายน 2554

โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานร่วม สำหรับศูนย์เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ (EnCo)
ได้รับอนุมัติการลงทุนจากคณะกรรมการบริษัท เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2554
โดยมีงบประมาณโครงการประมาณ 521 ล้านบาท เพื่อจำหน่ายพลังงานความเย็นให้กับบริษัท
เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์ จำกัด และจำหน่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)
โดยมีหน่วยผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น ดังนี้

-   หน่วยผลิตไฟฟ้า โดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง มี Gas Engine ขนาดกำลังการผลิต
    6-7 MW

-   หน่วยผลิตน้ำเย็น มีกำลังการผลิตน้ำเย็นรวม 6,600 - 6,700 RT แบ่งออกเป็น 2 ระบบ
    คือ

1. ระบบผลิตน้ำเย็นด้วยความร้อนที่ได้จากการผลิตไฟฟ้า มี Absorption Chiller จำนวน 2
หน่วย กำลังการผลิตประมาณ 1,200-1,300 RT

2. ระบบผลิตน้ำเย็นด้วยไฟฟ้ามี Electric Chiller ขนาด 1,000 RT จำนวน 4 หน่วย และ
ขนาด 500 RT จำนวน 2 หน่วย ขนาด 400 RT จำนวน 1 ชุด

ทั้งนี้การก่อสร้างและดำเนินการโครงการอยู่ระหว่าง ปตท. พิจารณาทบทวนโครงการ

(2) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท CHPP ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่บริษัท CHPP ทั้งหมด มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ 1
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) (ที่ประมาณการค่าความร้อน 1,000 บีทียูต่อ 1 ลูกบาศก์ฟุต)
อายุสัญญา 10 ปี

(3) การจัดจำหน่าย

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัท CHPP ประกอบด้วย

- จำหน่ายพลังงานความเย็นสำหรับระบบปรับอากาศให้อาคารศูนย์ราชการฯ
โดยทำสัญญาซื้อขายพลังงาน ความเย็นจำนวน 7,500 RT กับ ธพส. มีอายุสัญญา 30 ปี
ทั้งนี้ความต้องการพลังงานความเย็นของศูนย์ราชการฯ ประจำปี 2555 อยู่ที่ 7,000 RT

- จำหน่ายไฟฟ้าให้ กฟน. โดยทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก
(สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากระบบ Cogeneration) (VSPP) กับ กฟน. ที่ขนาด 6.4 MW
มีอายุสัญญา 5 ปี

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท CHPP ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 มีจำนวน 3 คนเป็นผู้บริหารจาก ปตท. 2
คน และ กระทรวงการคลัง 1 คน

(5) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท CHPP ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  งบการเงิน               ปี 2553           ปี 2554           ปี 2555

  รายได้รวม               152              162              175

  ค่าใช้จ่ายรวม             100              124              149

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ        52               38               26

  สินทรัพย์รวม              879              950              924

  หนี้สินรวม                525              512              460

  ส่วนของผู้ถือหุ้น            354              438              464
  ---------------------- ---------------- ---------------- ----------------

 

4.1.3.10 บริษัท บี.กริม บีไอพี เพาเวอร์ จำกัด (B.Grimm BIP)

คณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 12/2552 เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2552 มีมติอนุมัติให้ ปตท.
เข้าร่วมลงทุนกับบริษัท บี.กริม เอนเนอจี คอร์ปอเรชั่นจำกัด (BGEC) และบริษัท
สวนอุตสาหกรรมบางกะดี จำกัด (BIP) ในบริษัท บี.กริม บีไอพี เพาเวอร์ จำกัด (B.Grimm
BIP) เพื่อดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าขนาดกำลังผลิต 118 เมกกะวัตต์ (MW) ในวงเงินร่วมทุนของ
ปตท. 305 ล้านบาท โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญาเข้าร่วมสิทธิในสัญญาร่วมลงทุน ฉบับลงวันที่ 29
กันยายน 2553 และต่อมาเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2553 ปตท. ได้รับโอนหุ้นสามัญบริษัท B.Grimm
BIP ตามสัดส่วนการร่วมทุน คือ ปตท. ร้อยละ 23 บริษัท BGEC ร้อยละ 51 และ บริษัท BIP
ร้อยละ 26 ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท B.Grimm BIP มีทุนที่ออกและชำระแล้ว
285.5ล้านบาท

(1) ลักษณะของโครงการ

โครงการโรงไฟฟ้าสวนอุตสาหกรรมบางกะดี เป็นโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (Small Power
Producer: SPP) ที่ใช้กระบวนการผลิตพลังงานความร้อนและไฟฟ้าร่วมกัน (Combined Heat
and Power) โดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง มีกำลังการติดตั้งประมาณ 118 MW
(สามารถเพิ่มกำลังผลิตสูงสุดได้ถึง 127 MW โดยใช้ Inlet Air Chilling)
และเสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบเป็น SPP- Firm 90 MW และมีกำลังการผลิตน้ำเย็น 3,400
Refrigerant Ton (RT) โดยอุปกรณ์หลักประกอบด้วย Gas Turbine Generators, Heat
Recovery Steam Generators, Steam Turbines และ Absorption Chillers

(2) ความก้าวหน้า

- เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2555 บริษัท B.Grimm BIP เพิ่มทุนจดทะเบียนบริษัทจาก 135.5
ล้านบาท เป็น 285.5ล้านบาท

- บริษัท B.Grimm BIP มีแผนดำเนินการก่อสร้างโครงการ ในช่วงไตรมาส 2 ปี 2555 – 2557
และคาดว่าจะเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ (COD) ได้ปลายไตรมาส 2 ปี 2557

(3) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท B.Grimm BIP ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่บริษัท B.Grimm BIP ทั้งหมด มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ
20-25 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) อายุสัญญา 25 ปี

(4) การจัดจำหน่าย

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัท B.Grimm BIP ประกอบด้วย

- จำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 90 MW
ส่วนที่เหลือจำหน่ายให้ลูกค้าอุตสาหกรรมในสวนอุตสาหกรรมบางกะดี

- จำหน่ายพลังงานความเย็นจำนวนประมาณ 3,400 RT
ให้ลูกค้าอุตสาหกรรมในสวนอุตสาหกรรมบางกะดี

(5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท B.Grimm BIP ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 มีจำนวน 11 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. 2 คน

(6) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท B.Grimm BIP ในปี 2553 - ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  หมายเหตุ: ปตท.รับรู้ส่วนแบ่งกำไรหรือขาดทุนใน B.Grimm BIP ตามวิธีส่วนได้เสีย
  (ตามสัดส่วนการถือหุ้น) นับตั้งแต่วันที่ 9 ธันวาคม 2553 เป็นต้นไป

4.1.3.11 บริษัท ผลิตไฟฟ้า นวนคร จำกัด (NNEG)

คณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 4/2554 เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2554 มีมติอนุมัติให้ ปตท.
เข้าร่วมลงทุนกับ บมจ.นวนคร (NNCL) และ บมจ.ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง (RATCH)
เพื่อดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม เขตส่งเสริมอุตสาหกรรม
นวนคร ขนาดกำลังผลิต 127 เมกกะวัตต์ (MW) ในวงเงินร่วมทุนของ ปตท. 435 ล้านบาท โดย
ปตท. ได้ลงนามสัญญาร่วมลงทุน ฉบับลงวันที่ 30 เมษายน 2554 มีสัดส่วนการร่วมทุน คือ ปตท.
ร้อยละ 30 บริษัท NNCL ร้อยละ 30 และ RATCH ร้อยละ 40
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท NNEG มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 242 ล้านบาท

(1) ลักษณะของโครงการ

บริษัท ผลิตไฟฟ้า นวนคร จำกัด เป็นโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (Small Power Producer: SPP)
ที่ใช้กระบวนการผลิตพลังงานความร้อนและไฟฟ้าร่วมกัน (Combined Heat and Power)
โดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง มีกำลังการติดตั้งประมาณ 127 MW
และเสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบเป็น SPP- Firm 90 MW และมีกำลังผลิตไอน้ำ 15 Ton/Hr
โดยอุปกรณ์หลักประกอบด้วย Gas Turbine Generator (GTG) , Steam Turbine (ST),
Electric Chiller/Absorption Chiller (E/A-Chiller) และ Heat Recovery
Steam Generator (HRSG)

(2) ความก้าวหน้า

- เมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2555 บริษัท NNEG ได้เรียกชำระทุนเพิ่มเติมจาก 162 ล้านบาท เป็น
242 ล้านบาท

- บริษัท NNEG มีแผนดำเนินการก่อสร้างโครงการ ในช่วงปี 2557 – 2559
และคาดว่าจะเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ (COD) ได้ปลายไตรมาส 2 ปี 2559

(3) การจัดจำหน่าย

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ NNEG ประกอบด้วย

- จำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 90 MW
ส่วนที่เหลือจำหน่ายให้ลูกค้าในเขตส่งเสริมอุตสาหกรรมนวนคร

- จำหน่ายไอน้ำจำนวนประมาณ 15 Ton/Hr ให้ลูกค้าในเขตส่งเสริมอุตสาหกรรมนวนคร

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท NNEG วันที่ 31 ธันวาคม 2555 มีจำนวน 11 คน เป็นผู้บริหารจาก ปตท. 3
คน

(5) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท NNEG ในปี 2554 - ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

4.1.3.12 บริษัท บางปะอิน โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (BIC)

คณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 5/2554 เมื่อวันที่ 27 พฤษภาคม 2554 มีมติอนุมัติให้ ปตท.
เข้าร่วมลงทุนกับ บริษัท ช.การช่าง จำกัด (มหาชน) (CK) และบริษัท ที่ดินบางปะอิน จำกัด
(BLDC) เพื่อดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม นิคมอุตสาหกรรมบางปะอิน
ขนาดกำลังผลิต 119 เมกกะวัตต์ (MW) ในวงเงินร่วมทุนของ ปตท. 343 ล้านบาท โดย ปตท.
ได้ลงนามสัญญาร่วมลงทุน ฉบับลงวันที่ 18 สิงหาคม 2554 ตามสัดส่วนการร่วมทุน คือ ปตท. 25%
, CK 46%, BLDC 19% , การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กนอ.) 8%
และผู้ถือหุ้นรายย่อยอีก 2% ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัท BIC มีทุนจดทะเบียน 1,370
ล้านบาท และทุนที่ชำระแล้ว 1,126 ล้านบาท

(1) ลักษณะของโครงการ

เป็นโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (Small Power Producer: SPP)
ที่ใช้กระบวนการผลิตพลังงานความร้อนและไฟฟ้าร่วมกัน (Combined Heat and Power)
โดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง มีกำลังการติดตั้งประมาณ 119 MW
และเสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบเป็น SPP- Firm 90 MW และมีกำลังการผลิตไอน้ำ 20 ตันต่อชั่วโมง
โดยอุปกรณ์หลักประกอบด้วย Gas Turbine Generator (GTG) , Steam Turbine (ST)
และ Heat Recovery Steam Generator (HRSG)

(2) ความก้าวหน้า

- บริษัท BIC เรียกชำระทุนจากเพิ่มเติมจาก 1,126 ล้านบาท เป็น 1,187 ล้านบาท เมื่อวันที่
14 กุมภาพันธ์ 2556

- บริษัท BIC อยู่ระหว่างดำเนินงานก่อสร้าง ในช่วงปี 2554 – 2556
และคาดว่าจะเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ (COD) ได้ปลายไตรมาส 2 ปี 2556

(3) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท BIC ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่บริษัท BIC ทั้งหมด มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณ 20-25
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) อายุสัญญา 25 ปี

(4) การจัดจำหน่าย

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ BIC ประกอบด้วย

- จำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 90 MW
ส่วนที่เหลือจำหน่ายให้ลูกค้าในเขตนิคมอุตสาหกรรมบางปะอิน

- จำหน่ายไอน้ำจำนวนประมาณ 20 ตันต่อชั่วโมง ให้ลูกค้าในเขตนิคมอุตสาหกรรมบางปะอิน

(5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท BIC วันที่ 31 ธันวาคม 2555 มีจำนวน 5 คน เป็นผู้บริหารจาก ปตท. 1 คน

(6) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท BIC ในปี 2554 - ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

4.2 กลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นปลาย

ลักษณะการดำเนินธุรกิจของกลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นปลายของ ปตท. แบ่งเป็น 3 ธุรกิจ ดังนี้

4.2.1 หน่วยธุรกิจน้ำมัน (Oil Business Unit)

หน่วยธุรกิจน้ำมัน ดำเนินธุรกิจจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น
รวมทั้งผลิตภัณฑ์ค้าปลีกทั้งในประเทศ และต่างประเทศ มุ่งสู่การเป็นบริษัทชั้นนำของภูมิภาค
(Regional Top Brand) ภายใต้แนวทางการดำเนินการที่เป็นเลิศ (Best in Class)
การเติบโตที่ยั่งยืน (Sustainability and Innovation) การใช้ประโยชน์จากพลังร่วมในกลุ่ม
ปตท. (PTT Group Synergy) ตลอดจนสร้างสมดุลผู้มีส่วนได้เสียกลุ่มต่างๆ (Stakeholder
Excellence) อาทิเช่น การสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน
การสนับสนุนนโยบายทางด้านพลังงานทดแทน ให้ความสำคัญต่อความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อม
การมีส่วนร่วมในการพัฒนาชุมชนและสังคม ตลอดจนการสร้างความพึงพอใจแก่ลูกค้า
โดยส่งมอบผลิตภัณฑ์และบริการที่มีคุณภาพในระดับมาตรฐานสากล เป็นต้น

หน่วยธุรกิจน้ำมัน แบ่งกลุ่มลูกค้าเป็น กลุ่มขายปลีก กลุ่มขายพาณิชย์ และกลุ่มลูกค้าตามมาตรา 7
แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
โดยเน้นเพิ่มขีดความสามารถในการทำกำไรที่รองรับต้นทุนและเหมาะสม
สร้างมูลค่าเพิ่มด้วยการพัฒนาผลิตภัณฑ์และบริการใหม่ ๆ ที่มีคุณภาพ นอกจากนั้น
หน่วยธุรกิจน้ำมันมีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด ได้แก่
การบริหารปฏิบัติการจัดหาและคลัง

หน่วยธุรกิจน้ำมัน ยังมีการลงทุนในบริษัทร่วมและบริษัทย่อยที่เกี่ยวเนื่องกับการดำเนินธุรกิจน้ำมัน
โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อส่งเสริมให้ ปตท.
สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจรและสามารถให้บริการและสร้างความพึงพอใจต่อลูกค้าสูงสุด

แผนภาพแสดงโครงสร้างกลุ่มธุรกิจปิโตรเลียมขั้นปลาย

4.2.1.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

กลุ่มผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายมี 3 กลุ่ม ดังนี้

  กลุ่มที่ 1 ผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิง ก๊าซหุงต้ม และผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวเนื่อง

  กลุ่มที่ 2 ผลิตภัณฑ์หล่อลื่น หมายถึง น้ำมันหล่อลื่น และผลิตภัณฑ์หล่อลื่นอื่น ๆ

  กลุ่มที่ 3 ผลิตภัณฑ์ค้าปลีก หมายถึง ผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจค้าปลีก

  กลุ่มที่ 1 ผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิง ก๊าซหุงต้ม และผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวเนื่อง

  (1) น้ำมันเบนซิน (Gasoline)

น้ำมันเบนซินเป็นน้ำมันสำเร็จรูปประเภทระเหยง่ายมีปริมาณกำมะถันต่ำ
เหมาะสำหรับใช้งานกับเครื่องยนต์เบนซินทุกชนิด
น้ำมันเบนซินได้มาจากการผสมน้ำมันเบาที่มีช่วงจุดเดือดเหมาะสมหลายชนิดในอัตราส่วนที่เหมาะสม
และมีส่วนผสมของสารกันน็อคและอื่นๆ เพื่อให้ได้คุณภาพตามข้อกำหนด
ปัจจุบันในประเทศไทยมีน้ำมันเบนซินแบ่งออกเป็น 6 ประเภทหลัก คือ น้ำมันเบนซิน 95
น้ำมันเบนซิน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี 10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี 20 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี
85 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91

  (2) น้ำมันดีเซล (Diesel)

น้ำมันดีเซลเป็นน้ำมันสำเร็จรูปที่มีจุดเดือดสูงกว่าน้ำมันก๊าดเหมาะสำหรับรถเครื่องยนต์ดีเซล เช่น
รถยนต์กระบะ รถบรรทุก รถโดยสาร เครื่องยนต์ทางการเกษตร
นอกจากนี้ยังใช้กับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและเรือ
ปัจจุบันน้ำมันดีเซลเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีปริมาณการใช้สูงที่สุดในประเทศ

(3) น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน (Aviation Fuel)

น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบินเป็นน้ำมันสำเร็จรูปที่ใช้สำหรับเครื่องบินไอพ่นของสายการบินพาณิชย์ทั่วไป
เครื่องบินของกองทัพ และเครื่องบินฝึกนักบิน
เป็นน้ำมันที่มีคุณสมบัติตามข้อกำหนดคุณภาพของเชื้อเพลิงที่เป็นมาตรฐานสากล สำหรับใช้ทั่วโลก
น้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้กับเครื่องบินแบ่งออกตามลักษณะของเครื่องยนต์ได้เป็น 2 ประเภท คือ

-   น้ำมันอากาศยานที่ใช้กับเครื่องบินไอพ่น (Aviation Turbine Fuels)
    เครื่องบินไอพ่นใช้เครื่องยนต์ชนิด Turbofan Engine ซึ่งมีแรงขับดันมาก บินได้เร็ว
    ประสิทธิภาพสูง น้ำมันอากาศยานที่ใช้กับเครื่องบินไอพ่น แบ่งเป็น 2 เกรด ได้แก่
    น้ำมันเครื่องบินไอพ่นพาณิชย์ (Jet A-1)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินพาณิชย์ของสายการบินทั่วไป และน้ำมันเครื่องบินไอพ่นทหาร
    (JP-8, JP-5) สำหรับใช้งานกับเครื่องบินรบ เช่น เครื่องบิน
    ขับไล่

-   น้ำมันเบนซินอากาศยาน (Aviation Gasoline)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินที่ใช้เครื่องยนต์ลูกสูบ เช่น เครื่องบินฝึกนักบิน เครื่องบินเล็กส่วนตัว

  (4) น้ำมันเตา (Fuel Oil)

น้ำมันเตาเป็นน้ำมันสำเร็จรูปที่หนักและมีจุดเดือดสูงที่สุด
น้ำมันเตาจัดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่สำคัญในภาคอุตสาหกรรม เพราะราคาถูก ใช้งานง่าย
ให้ความร้อนสูง สามารถแบ่งออกได้เป็นหลายชนิดขึ้นอยู่กับความหนืด
และประเภทของเตาเผาและหัวฉีดในการเผา
โดยทั่วไปน้ำมันเตาใช้สำหรับเป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า และเรือเดินสมุทร
สำหรับประเทศไทย จัดแบ่งตามความหนืด และจุดไหลเท (Pour Point) ได้เป็น 3 ประเภท คือ
น้ำมันเตาใส (Light Fuel Oil: LFO) มีความหนืดไม่เกิน 80 cSt ที่อุณหภูมิ 50 ^(o)C
เหมาะสำหรับโรงงานอุตสาหกรรมที่ต้องการการเผาไหม้ที่สะอาด น้ำมันเตากลาง (Medium Fuel
Oil: MFO) มีความหนืดไม่เกิน 180 cSt ที่อุณหภูมิ 50 ^(o)C
เหมาะสำหรับโรงงานขนาดปานกลางจนถึงขนาดใหญ่ และน้ำมันเตาหนัก (Heavy Fuel Oil:
HFO) ความหนืดไม่เกิน 280 cSt ที่อุณหภูมิ 50 ^(o)C เหมาะกับโรงงานที่มีเตาเผาขนาดใหญ่

  (5) น้ำมันก๊าด (Kerosene)

น้ำมันก๊าดเป็นน้ำมันสำเร็จรูป แบ่งเป็น 2 ประเภทใหญ่ๆ คือ ชนิดใช้ให้ความร้อนและแสงสว่าง
และชนิดใช้กับเครื่องยนต์หรือเครื่องบิน นอกจากนั้น ยังใช้ในภาคอุตสาหกรรมเป็นส่วนใหญ่ เช่น
ใช้ให้ความร้อนในเตาอบ นำไปเป็นส่วนผสมในยาฆ่าแมลง น้ำมันชักเงา และสีน้ำมัน เป็นต้น

  (6) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas: LPG)

ก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือที่เรียกว่าก๊าซหุงต้ม หรือแอลพีจี
เป็นสารประกอบไฮโดรคาร์บอนจำพวกก๊าซโพรเพนและก๊าซบิวเทน
ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซหรือการกลั่นน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมัน
จะมีสภาพเป็นของเหลวภายใต้แรงดัน ส่วนมากนำไปใช้ในการหุงต้มในครัวเรือน
และใช้เป็นเชื้อเพลิงในงานอุตสาหกรรมต่างๆ เนื่องจากมีคุณสมบัติพิเศษคือให้ความร้อนสูง สะอาด
เผาไหม้ได้ง่ายและสะดวกในการใช้งาน นอกจากนี้
ยังใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีซึ่งเป็นการเพิ่มมูลค่า
และสามารถใช้แทนน้ำมันเบนซินในรถยนต์เพราะมีค่าออกเทนสูง ปตท.
จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้กับผู้ประกอบธุรกิจก๊าซหุงต้ม สถานีบริการก๊าซรถยนต์
ผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวโดยตรง
และจำหน่ายให้กับผู้ค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543
เพื่อจำหน่ายต่อให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวอีกทอดหนึ่ง

กลุ่มที่ 2 ผลิตภัณฑ์หล่อลื่น หมายถึง น้ำมันหล่อลื่น และผลิตภัณฑ์หล่อลื่นอื่น ๆ

หน่วยธุรกิจน้ำมันผลิตและจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นคุณภาพสูงในกลุ่มยานยนต์ กลุ่มอุตสาหกรรม
กลุ่มเรือเดินสมุทร รวมถึงผลิตภัณฑ์อื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
โดยได้ทำการคิดค้นและพัฒนาสูตรเพื่อตอบสนองต่อเทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลงอย่างไม่หยุดยั้ง
เพื่อผู้บริโภคทั้งในภาคยานยนต์และอุตสาหกรรม เน้นการเป็นผู้นำผลิตภัณฑ์ที่มีคุณภาพมาตรฐานสูงสุด
คุ้มค่าต่อการใช้งานในเชิงพาณิชย์ ทั้งนี้สถาบันวิจัยและเทคโนโลยีของ ปตท.
และบริษัทผู้ผลิตสารเพิ่มคุณภาพ (Additive) ชั้นนำของโลก ได้ร่วมมือกันคิดค้น พัฒนา
และทดสอบผลิตภัณฑ์เพื่อให้ได้ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นที่ดีที่สุดเพื่อผู้บริโภค
โดยทุกผลิตภัณฑ์ล้วนผ่านการรับรองมาตรฐานในระดับสากล

กลุ่มที่ 3 ผลิตภัณฑ์ค้าปลีก หมายถึง ผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจค้าปลีก

นอกเหนือจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์หล่อลื่น
หน่วยธุรกิจน้ำมันมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ค้าปลีก เพื่อเป็นการเพิ่มรายได้ สร้างมูลค่าเพิ่มให้ธุรกิจ
ตลอดจนตอบสนองต่อความต้องการและสร้างความพึงพอใจให้ผู้บริโภค
หน่วยธุรกิจน้ำมันมีผลิตภัณฑ์ค้าปลีกที่หลากหลายทั้งที่เป็นการลงทุนเองและที่เป็นการลงทุนร่วมกับพันธมิตรทางธุรกิจ
อาทิเช่น ธุรกิจร้านค้าสะดวกซื้อ 7-Eleven ธุรกิจกาแฟ Café Amazon ธุรกิจยานยนต์
ตลอดจนการเพิ่มมูลค่าจากการให้เช่าพื้นที่เพื่อทำธุรกิจต่าง ๆ ในสถานีบริการ เช่น McDonald’s
A&W KFC S&P Chester’s Grill ธุรกิจธนาคาร เป็นต้น

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ปตท. มีธุรกิจค้าปลีกในสถานีบริการดังนี้

  ----------------------------------------- -----------------------------
  ธุรกิจ                                      จำนวน (แห่ง)

  ร้านค้าสะดวกซื้อ 7-Eleven                     1,002

  ร้านกาแฟ Café Amazon                       777

  ร้านอาหาร                                  297

  ร้านค้าอื่น ๆ                                 288

  ธนาคาร (สาขา, ตู้ ATM)                      719

  Car Care                                  161

  Rest Area                                 4

  รวม                                       3,248
  ----------------------------------------- -----------------------------

ที่มา : ปตท.

4.2.1.2 การจำแนกกลุ่มลูกค้าของหน่วยธุรกิจน้ำมัน จำแนกเป็น 3 กลุ่ม ได้แก่

(1) กลุ่มขายปลีก หมายถึง กลุ่มลูกค้าสถานีบริการ (ผู้แทนจำหน่าย) และผู้บริโภค

(2) กลุ่มขายพาณิชย์ หมายถึง กลุ่มลูกค้าที่เป็นบริษัทหรือองค์กรทั้งภาครัฐ
(หน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจ) และภาคเอกชนที่ซื้อผลิตภัณฑ์ไปใช้เพื่อดำเนินธุรกิจ หรือใช้เอง

(3) กลุ่มขาย Supply Sales หมายถึง กลุ่มผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ตาม พ.ร.บ.
การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 ได้แก่ ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7
และผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 10

(1) กลุ่มขายปลีก

ดำเนินการโดยสายงานการตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)
ซึ่งเป็นผู้รับผิดชอบในการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นรวมทั้งผลิตภัณฑ์ค้าปลีกในตลาดค้าปลีกให้กับลูกค้าทั่วไปผ่านเครือข่ายสถานีบริการทั่วประเทศ
รวมทั้งรับผิดชอบการกำหนดกลยุทธ์ตลาดค้าปลีก การพัฒนาตลาดค้าปลีก และการวางเครือข่าย
(Network) สถานีบริการ การปฏิบัติการ การลงทุน และการบริหารสถานีบริการตัวแทน
ด้วยการพัฒนาปรับปรุงอย่างต่อเนื่อง ทำให้สถานีบริการ ปตท.
รองรับความต้องการของผู้บริโภคได้ครบถ้วนเหมาะสม
การประกอบธุรกิจค้าปลีกน้ำมันจะเน้นการดำเนินการขายผ่านสถานีบริการเป็นหลัก
โดยจัดจำหน่ายผ่านช่องทางสถานีบริการ ปตท. รวม 1,352 แห่ง(ณ 31 ธ.ค.2555)
ซึ่งสูงที่สุดในบรรดาบริษัทผู้ค้าน้ำมัน คู่แข่งที่สำคัญในด้านเครือข่ายสถานีบริการน้ำมันของ ปตท.
ได้แก่ บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)
และบริษัท เชฟรอน (ไทย) จำกัด เป็นต้น

(2) กลุ่มขายพาณิชย์

ดำเนินงานโดยสายงานการตลาดพาณิชย์และต่างประเทศ
ซึ่งรับผิดชอบการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม
บริษัทสายการบิน สายการเดินเรือ หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ กลุ่มลูกค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว
และการจัดจำหน่ายไปยังตลาดต่างประเทศ

การจำหน่ายผลิตภัณฑ์ให้แก่หน่วยงานของรัฐบาลและรัฐวิสาหกิจ สามารถแบ่งลูกค้าออกเป็น 4
กลุ่มหลัก ๆ ได้แก่ กระทรวงกลาโหม กระทรวงคมนาคม การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
และกล่มลูกค้าอื่น ๆ ผลิตภัณฑ์ที่จำหน่าย อาทิเช่น น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา
ก๊าซปิโตรเลียมเหลว น้ำมันหล่อลื่น จำนวนลูกค้ารวมประมาณ 1,300 ราย

การจำหน่ายผลิตภัณฑ์ให้แก่ลูกค้าภาคอุตสาหกรรม โดยจำหน่ายตรงกับโรงงานอุตสาหกรรม
และผู้บริโภครายใหญ่ เช่น ผู้ประกอบกิจการโรงงานผลิตเหล็ก โรงงานผลิตกระดาษ
โรงงานผลิตถุงมือยาง ผู้ประกอบการเดินรถโดยสารและขนส่ง
และผู้ประกอบการในภาคเกษตรกรรม เป็นต้น ผลิตภัณฑ์น้ำมันที่จำหน่ายส่วนใหญ่เป็นน้ำมันเตา
น้ำมันดีเซล และก๊าซปิโตรเลียมเหลว นอกจากนี้ ยังมีการขยายตลาดไปยังผลิตภัณฑ์อื่น ๆเพิ่มเติม
เช่น ยางมะตอย ถ่านหิน น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน (Base Oil) และเคมีภัณฑ์ เป็นต้น ลูกค้าในกลุ่มนี้
ปตท. จะลงทุนสร้างอุปกรณ์ในการเก็บสำรองหรือสิ่งอำนวยความสะดวกอื่นๆ เพื่อเป็นการให้บริการ
รวมถึงแนะนำการประหยัดพลังงานและความปลอดภัย
จำนวนลูกค้าอุตสาหกรรมที่มีการซื้อขายผลิตภัณฑ์รวมประมาณ 1,600 ราย

การจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำหรับเครื่องบินต่างๆ เช่น Jet A-1, JP-8, JP-5, Avgas
น้ำมันเตา น้ำมันหล่อลื่น และน้ำมันเรือ Bunker
ที่เป็นที่ยอมรับจากสายการบินและสายการเดินเรือทั้งในและต่างประเทศ รวมถึงหน่วยงานราชการ
นอกเหนือจากการจำหน่ายน้ำมันที่ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิและท่าอากาศยานดอนเมืองแล้ว
ยังจำหน่ายและให้บริการเติมน้ำมันอากาศยาน ณ ท่าอากาศยานภูมิภาคของประเทศไทย นอกจากนี้
ได้ขยายการให้บริการจำหน่ายน้ำมัน ณ ท่าอากาศยานนานาชาติประเทศฮ่องกง และกัมพูชา
และจำหน่ายน้ำมันอื่นๆ เช่น น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สำหรับเรือรบของกองทัพต่างประเทศอีกด้วย

ปตท. ดำเนินธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้มทั่วประเทศ
โดยเป็นผู้นำในตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลวและมีส่วนแบ่งตลาดสูงสุดอย่างต่อเนื่อง ปตท. มีคลังก๊าซ
2 แห่ง และคลังปิโตรเลียม(น้ำมันและก๊าซ) 6 แห่ง มีโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว 4 แห่ง
กระจายอยู่ตามภูมิภาคต่างๆ ของประเทศ มีความจุรวมประมาณ 109.3 พันตัน
มีร้านค้าที่เป็นตัวแทนจำหน่ายก๊าซหุงต้ม 1,175 แห่ง และโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลวเอกชน
165 แห่ง

ในปี 2555 ปตท. สามารถครองส่วนแบ่งตลาดผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นได้เป็นอันดับหนึ่งติดต่อกันเป็นปีที่
4 ซึ่งเป็นผลมาจากการมุ่งมั่นคิดค้นและพัฒนาคุณภาพ
โดยออกผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นใหม่เข้าสู่ตลาดรวม 14 ผลิตภัณฑ์ อาทิเช่น ผลิตภัณฑ์ PERFORMA
RD-2 SAE 10W-60 ที่พัฒนาขึ้น เพื่อการแข่งขันรถยนต์โดยเฉพาะ เพิ่มสมรรถนะเครื่องยนต์
และตอบสนองต่อการแข่งขันความเร็วสูงดีเยี่ยม เหมาะสำหรับรถแข่งทั้งชนิดเครื่องยนต์มาตรฐาน
และเครื่องยนต์ปรับแต่ง และ ผลิตภัณฑ์ PTT Performa Super Synthetic SAE 0W-20
สำหรับรถยนต์ Eco Car และรถยนต์ Hybrid มีคุณสมบัติโดดเด่นในด้านการประหยัดเชื้อเพลิง
เป็นต้น นอกจากนี้ ผลิตภัณฑ์หล่อลื่น ปตท.
ยังส่งออกไปประเทศมอลต้าซึ่งเป็นหมู่เกาะตั้งอยู่บริเวณตอนใต้ของประเทศอิตาลี
และเขตปกครองพิเศษมาเก๊าประเทศสาธารณรัฐประชาชนจีน เป็นครั้งแรก นับเป็นการนำสัญลักษณ์
ตราสินค้า PTT Lubricants สู่ความเป็น Global Brand

(3) กลุ่มขาย Supply Sales

ดำเนินการโดยสายงานปฏิบัติการจัดหาและคลัง รับผิดชอบการจำหน่ายผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิง
ก๊าซปิโตรเลียม ให้กับกลุ่มผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ตาม พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.
2543 และ พ.ศ. 2550 ได้แก่ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 7 และมาตรา 10
ผ่านเครือข่ายคลังน้ำมันและคลังก๊าซของ ปตท. โดยผลิตภัณฑ์ส่วนใหญ่ในกลุ่มขาย Supply Sales
จะเป็นก๊าซปิโตรเลียมเหลว

โดยภาพรวมหน่วยธุรกิจน้ำมันมีส่วนแบ่งตลาด แยกตามชนิดผลิตภัณฑ์ ดังนี้

หน่วย: ร้อยละ

+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| ผลิตภัณฑ์                         | ปี 2553    | ปี 2554    | ปี 2555    |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| ก๊าซปิโตรเลียมเหลว /1             | 40.4      | 39.7      | 38.8      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| น้ำมันเบนซิน                      | 30.3      | 31.5      | 32.0      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| น้ำมันก๊าด                        | 50.3      | 64.3      | 64.0      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| น้ำมันเครี่องบินพาณิชย์ (Jet A-1)     | 29.2      | 31.6      | 34.5      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| น้ำมันเครี่องบินทหาร (JP-5, JP-8)   | 100.0     | 100.0     | 100.0     |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| น้ำมันเครี่องบินไอพ่นแบบใบพัด (Avgas) | 100.0     | 100.0     | 100.0     |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว                 | 31.1      | 32.1      | 30.9      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| น้ำมันเตา (ไม่รวมที่จำหน่ายให้ กฟผ.)  | 57.9      | 63.8      | 65.6      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น /2             | 37.6      | 37.5      | 38.8      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
| ส่วนแบ่งตลาดโดยรวม               |           |           |           |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   - ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.          | 34.2      | 35.1      | 34.6      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+
|   - รวมน้ำมันเตา กฟผ.            | 34.5      | 35.8      | 35.3      |
+--------------------------------+-----------+-----------+-----------+

  ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน

  /1 ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

  /2 ไม่รวมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

4.2.1.3 โครงสร้างรายได้ของการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม 

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 หน่วยธุรกิจน้ำมันมีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์
ดังรายละเอียดตามตารางต่อไปนี้

ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของการจัดจำหน่ายแยกตามกลุ่มผลิตภัณฑ์

  -------------------- --------------- ---------------- --------------- ---------------- --------------- ----------------
  การจัดจำหน่าย          ปี 2553                           ปี 2554                           ปี 2555          

                       มูลค่าการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   มูลค่าการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   มูลค่าการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย

                       (ล้านบาท)        (ล้านลิตร)         (ล้านบาท)        (ล้านลิตร)         (ล้านบาท)        (ล้านลิตร)

  ผลิตภัณฑ์                                                                                                 

  - ก๊าซปิโตรเลียมเหลว    52,071          6,710            53,352          6,870            58,330          7,537

  - น้ำมันเบนซิน          101,154         3,453            116,877         3,573            126,205         3,667

  - น้ำมันก๊าด            199             8                253             8                273             9

  - น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน 46,303          2,471            62,201          2,522            66,653          2,581

  - น้ำมันดีเซล           205,834         8,503            239,247         9,082            261,326         9,600

  - น้ำมันเตา            29,153          1,882            40,425          1,964            43,350          1,966

  - ผลิตภัณฑ์หล่อลื่น        8,570           174              9,336           164              10,527          170

  - อื่นๆ ^(/1)          7,887           458              10,152          476              11,293          471

  รวมการจัดจำหน่าย       451,171         23,659           531,843         24,659           577,957         26,001
  -------------------- --------------- ---------------- --------------- ---------------- --------------- ----------------

  ที่มา : ปตท.

  /1 รวมการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ยางมะตอย คอนเดนเสท ก๊าซโซลีนธรรมชาติ สารเติมแต่ง
  และรวมการจำหน่ายในกลุ่มผลิตภัณฑ์ค้าปลีก เป็นกลุ่มผลิตภัณฑ์เพื่อเป็นการเพิ่มรายได้
  สร้างมูลค่าเพิ่มให้ธุรกิจ อาทิเช่น ธุรกิจร้านค้าสะดวกซื้อ 7- Eleven ธุรกิจกาแฟ Café
  Amazon ธุรกิจยานยนต์ ตลอดจนการเพิ่มมูลค่าจากการให้เช่าพื้นที่เพื่อทำธุรกิจต่าง ๆ
  ในสถานีบริการ เช่น McDonald’s A&W KFC S&P Chester’s Grill ธุรกิจธนาคาร

ตารางแสดงมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์แยกตามกลุ่มลูกค้า

  ------------------------------ --------------- -------------- --------------
  กลุ่มลูกค้า                        มูลค่าการจำหน่าย                  
                                 (ล้านบาท)                       

                                 ปี 2553          ปี 2554         ปี 2555

  - ตลาดค้าปลีก                    188,871         213,865        229,126

  - ตลาดพาณิชย์                                                   

  - ตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยราชการ    21,091          27,241         30,608

  - ตลาดอุตสาหกรรม                33,368          34,635         40,066

  - ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง       51,992          71,780         77,300

  - ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว          17,210          19,063         21,423

  - ตลาดต่างประเทศ                11,274          13,202         16,566

  - ตลาดผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7           122,936         146,761        156,652

  - ตลาดหล่อลื่น*                   4,429           5,296          6,216

  รวมการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม   451,171         531,843        577,957
  ------------------------------ --------------- -------------- --------------

ที่มา : ปตท.

  * ปตท. ได้มีการปรับโครงสร้างองค์กร โดยแยกสายงานตลาดหล่อลื่น
  ออกมาเป็นอีกสายงานหนึ่ง ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2553

หน่วยธุรกิจน้ำมัน มุ่งมั่นในการพัฒนาคุณภาพ และการบริการตลอดจนสร้างนวัตกรรมใหม่ ๆ
เพื่อสร้างความพึงพอใจให้กับผู้บริโภคมาอย่างต่อเนื่อง ในปี 2555
หน่วยธุรกิจน้ำมันมีการพัฒนาผลิตภัณฑ์และบริการ ตลอดจนรางวัลแห่งความสำเร็จ ที่สำคัญดังนี้

การพัฒนาผลิตภัณฑ์และบริการ

-   เปิดสถานีบริการ Platinum เป็นแห่งแรก ณ หนองแต่ง กรุงเวียงจันทน์ สปป.ลาว
    นับเป็นสถานีบริการตามแนวคิด PTT Life Station แห่งแรกใน สปป.ลาว
    และในต่างประเทศ เพื่อรองรับการเปิดประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน

-   เปิดบริการ PTT Fit Station สาขาแรกที่สถานีบริการน้ำมันสนามเป้า
    โดยช่วงเปิดดำเนินการมีรายการส่งเสริมการขาย ได้แก่ การตรวจสอบสภาพเครื่องยนต์ฟรี
    24 รายการ การสมัครสมาชิก PTT Fit Station ฟรี
    และส่วนลดการเปลี่ยนไส้กรองน้ำมันเครื่อง ล้างระบบแอร์ และใบปัดน้ำฝน
    รายการส่งเสริมการขายหมดเขต วันที่ 30 มิถุนายน 2555

-   เปิดตัวโครงการ PTT Free Wi-Fi ในสถานีบริการน้ำมัน
    โดยให้ประชาชนสมัครใช้บริการอินเทอร์เน็ตไร้สาย

(Wi-Fi) ฟรีวันละ 2 ชั่วโมงต่อ User เปิดตัวโครงการแห่งแรกที่สถานีบริการน้ำมัน
เพื่อสวัสดิการ ร.1 รอ. ถนนวิภาวดีรังสิต โดยในปี 2555 ติดตั้งระบบ PTT Free Wi-Fi
แล้วเสร็จจำนวน 311 แห่ง

-   เปิดตัวโครงการต้นแบบการจัดการขยะเหลือศูนย์ (Zero Waste) ณ สถานีบริการน้ำมัน
    ปตท. สาขาสระบุรี เป็นแห่งแรก เพื่อช่วยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
    โดยการขนถ่ายขยะและการบริหารจัดการขยะ ณ แหล่งกำเนิดอย่างมีประสิทธิภาพ

-   ขยายตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล โดยในปี 2555 เพิ่มจำนวนสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล E85
    เป็น 16 แห่ง และเพิ่มจำนวนสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เป็น 670 แห่ง

-   ปตท. เปิดตัว “PTT Performa Super Synthetic SAE 0W-20” สำหรับรถยนต์ Eco
    Car และรถยนต์ Hybrid มีคุณสมบัติโดดเด่นในด้านการประหยัดเชื้อเพลิง
    เสริมด้วยเทคโนโลยีพิเศษที่ช่วยเพิ่มประสิทธิภาพของรถยนต์ในทุกรอบจังหวะการขับขี่ในเมือง
    คุณภาพเหนือมาตรฐานสูงสุดของโลก API SN สหรัฐอเมริกา และยังได้รับมาตรฐาน ILSAC
    GF-5 ซึ่งเป็นมาตรฐานการประหยัดเชื้อเพลิงสูงสุดของโลก

-   ปตท. ร่วมกับ บจ.คุณนาวี นำผลิตภัณฑ์หล่อลื่นเข้าสู่ตลาดกลุ่มยานยนต์
    นับเป็นการส่งออกผลิตภัณฑ์หล่อลื่น ปตท.ในกลุ่ม PTT Dynamic Plus และ PTT Dynamic
    เข้าสู่ตลาดอินเดียเป็นครั้งแรก

-   ปรับปรุงรูปแบบการดำเนินธุรกิจ PTT Gas Smart Shop
    โดยมีแนวคิดในการพัฒนาร้านค้าก๊าซ ปตท. ยี่ห้อเดียว และพัฒนาด้านภาพลักษณ์
    ให้เป็นมาตรฐานเดียวกัน รวมถึงการต่อยอดสู่ธุรกิจอื่น ๆ เช่น ธุรกิจประกันภัย
    ผลิตภัณฑ์หล่อลื่น และ
    ถังดับเพลิง

-   Café Amazon เริ่มเปิดดำเนินการธุรกิจ Franchise นอกสถานีบริการภายใต้ชื่อร้าน
    “Amazon” โดยในเดือนเมษายนเปิดดำเนินการทั้งหมด 4 สาขา ประกอบไปด้วย
    สาขาสถานีขนส่งสายใต้ใหม่ สาขามอเตอร์เวย์ขาเข้า สาขาเทสโก้โลตัส ซีคอน
    สแควร์-ศรีนครินทร์ และสาขาสำนักงานใหญ่ SCG บางซื่อ โดยจะขยายสาขาอย่างต่อเนื่อง
    ตามนโยบายการขยายธุรกิจค้าปลีกนอกสถานีบริการ

-   จัดโครงการ Amazon Bio Cup “Go Green” โดยใช้บรรจุภัณฑ์ย่อยสลายในธรรมชาติได้
    100% จนสามารถกลายเป็นปุ๋ย โดยแก้วและหลอดทำจากพลาสติกชีวภาพ ชนิด PBS
    เพื่อสนับสนุนแนวทางในการดำเนินธุรกิจอย่างเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม
    โดยนำร่องจำหน่ายที่ร้านคาเฟ่อเมซอน 8 สาขา ในเขตกรุงเทพฯและปริมณฑล ได้แก่
    สาขาสถานีขนส่งสายใต้ใหม่ สาขา
    มอเตอร์เวย์ สาขาโลตัสซีคอนสแควร์-ศรีนครินทร์ สาขา SCG สาขา ปตท. สำนักงานใหญ่
    และสาขาเอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์
    (3 ร้าน) และจะขยายต่อไปทุกสาขาทั่วกรุงเทพฯ

-   ร่วมมือกับ 8 ธนาคารชั้นนำแห่งประเทศไทย สร้างนวัตกรรมการชำระเงินรูปแบบใหม่
    ภายใต้ชื่อ Direct Approve โดยเปลี่ยนจากการซื้อเงินสด
    เป็นการหักเงินจากบัญชีธนาคาลูกค้าแบบอัตโนมัติ เพื่อความสะดวก คล่องตัว
    และรวดเร็วในการทำธุรกรรมให้กับลูกค้า

รางวัลแห่งความสำเร็จ

-   ธุรกิจน้ำมันได้รับรางวัลการบริหารสู่ความเป็นเลิศ (Thailand Quality Class: TQC)
    ประจำปี 2554 และปี 2555 รางวัล TQC
    เป็นเครื่องหมายแสดงถึงความเป็นเลิศในการบริหารจัดการขององค์กรที่ทัดเทียมระดับมาตรฐานโลก
    โดยสถาบันเพิ่มผลผลิตแห่งชาติ นำแนวคิดในเรื่องของการเทียบเคียงสมรรถนะ
    (Benchmarking) ตามมาตรฐานของ The Malcolm Baldrige National Quality
    Award แห่งสหรัฐอเมริกา

-   ได้รับรางวัล Trusted Brand Award 2012 จากนิตยสาร Reader’s digest โดยในปี
    2555 ปตท. ได้รับรางวัลระดับ Platinum ซึ่งเป็นระดับสูงสุดต่อเนื่องเป็นปีที่ 4
    และต่อเนื่องเป็นปีที่ 12 สำหรับรางวัลประเภทสถานีบริการน้ำมัน นอกจากนี้
    ในหมวดผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น ได้รับรางวัลในระดับ Gold เป็นปีที่ 2 ติดต่อกัน
    ถือเป็นรางวัลสูงสุดในประเทศ เพราะในหมวดผลิตภัณฑ์หล่อลื่น ไม่มี Brand
    ใดได้รางวัลระดับ Platinum

-   ได้รับรางวัล The Most Powerful Brands of The Year 2012 ประเภท “Gas
    Station” จากคณะพาณิชยศาสตร์ และการบัญชี จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
    โดยได้รับการจัดอันดับให้เป็นแบรนด์ที่แข็งแกร่งและมีพลังที่สุดในกลุ่มสินค้าประเภทสถานีบริการน้ำมัน
    จากผลการสำรวจผู้บริโภคทั่วประเทศในงานวิจัย
    “การพัฒนาเครื่องมือประเมินคุณค่าแบรนด์ผลิตภัณฑ์เพื่อจัดอันดับแบรนด์ผลิตภัณฑ์”

-   ได้รับรางวัล "ธุรกิจยานยนต์ยอดนิยม" ประจำปี 2555 "Thailand Automotive
    Quality Award" (TAQA Award 2012)
    โดยได้รับรางวัลยอดนิยมประเภทสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง
    รางวัลน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น นับเป็นปีที่ 3 ติดต่อกัน
    สะท้อนให้เห็นถึงความเชื่อมั่น ความพึงพอใจในผลิตภัณฑ์และบริการของ ปตท.
    ที่มีคุณภาพตามมาตรฐานสากล
    และสามารถตอบสนองทุกไลฟ์สไตล์ของผู้บริโภคอย่างต่อเนื่องตลอดมา

-   ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น PTT Performa Super Synthetic API-SN SAE 0W-30
    ได้รับเครื่องหมายรับรอง คาร์บอนฟุตพรินต์ของผลิตภัณฑ์
    จากองค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก(องค์การมหาชน) เป็นรายแรกของอาเซียน
    นับเป็นส่วนหนึ่งในการก้าวไปสู่การเป็นบริษัทพลังงานแห่งชาติ
    ที่ดำเนินงานด้วยความเป็นเลิศทางเทคโนโลยีเพื่อสิ่งแวดล้อม (Technologically
    Advanced and Green National Oil Company - TAGNOC)

-   หน่วยงานคลังได้ผ่านการตรวจประเมินรางวัล TPM ระดับ Award for Excellence in
    TPM Consistency TPM Commitment (Consistency Award) รวม 6 คลัง ได้แก่
    คลังปิโตรเลียมลำปาง คลังปิโตรเลียมนครสวรรค์ คลังน้ำมันสระบุรี คลังน้ำมันลำลูกกา
    คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะ และคลังน้ำมันภูเก็ต นอกจากนี้ ยังได้รับรางวัลระดับ Award for TPM
    Excellence (Excellence Award) รวม 1 คลัง ได้แก่ คลังก๊าซเขาบ่อยา

-   คลังปิโตรเลียมสุราษฎร์ธานี ได้รับรางวัลสถานประกอบกิจการดีเด่นด้านความปลอดภัย
    อาชีวอนามัย และสภาพแวดล้อมในการทำงานระดับประเทศ ประจำปี 2555
    โดยคลังปิโตรเลียมสุราษฎร์ธานี ได้รับรางวัลเป็นระยะเวลายาวนานที่สุดในประเทศ
    ติดต่อกันเป็นปีที่ 16

4.1.3 ธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจน้ำมัน

ปตท. ประกอบธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับธุรกิจน้ำมันผ่านบริษัทในเครืออื่นๆ เพื่อช่วยส่งเสริมให้กลุ่ม
ปตท. ประกอบธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจร ดังนี้

4.1.3.1 PTT (Cambodia) Limited (PTTCL)

PTT (Cambodia) Limited จัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2543 ถือหุ้นโดย ปตท. ร้อยละ
100 ทุนจดทะเบียน 20 ล้านเรียล ดำเนินธุรกิจจัดหาและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
ให้แก่ลูกค้าในประเทศกัมพูชา

PTTCL มีบริษัทย่อย 1 บริษัท คือ PTT (Lao) Company Limited
ดำเนินธุรกิจจัดหาและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ให้แก่ลูกค้าในประเทศลาว

(1) การจัดหา

จัดหาน้ำมันสำเร็จรูป และน้ำมันหล่อลื่นโดยการซื้อจาก ปตท.

(2) การจัดจำหน่าย

PTTCL ได้เริ่มนำเข้าผลิตภัณฑ์น้ำมันในประเทศกัมพูชาตั้งแต่เดือนตุลาคม 2543
และขยายการดำเนินธุรกิจปิโตรเลียมอย่างต่อเนื่อง
ทั้งนี้ในกลุ่มธุรกิจค้าปลีกบริษัทได้ขยายจำนวนสถานีบริการในประเทศกัมพูชา โดย ณ สิ้นปี 2555
บริษัทมีสถานีบริการน้ำมันรวม 14 แห่ง

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท PTTCL ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 4 คน

โดยเป็นผู้บริหารของ ปตท. 3 คน และผู้แทนกระทรวงการคลัง 1 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PTT (Cambodia) Limited และบริษัทย่อย ย่อย ปี 2553 - ปี 2555
มีดังนี้

หน่วย : ล้านเหรียญสหรัฐ

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                    ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555
                                                            (Unaudited)

  รายได้จากการขายและบริการ      142            234            273

  รายได้รวม                    142            235            274

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)          139            232            270

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ             3              3              4

  สินทรัพย์รวม                   29             42             61

  หนี้สินรวม                     20             30             45

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 9              12             16
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

4.1.3.2 Subic Bay Energy Company Limited (SBECL)

ปตท. ร่วมกับ Coastal Aruba Refining Company N.V. (Coastal)
จัดตั้งบริษัทร่วมทุนจำนวน 4 บริษัท สัดส่วนในการถือหุ้นร้อยละ 50 : 50
โดยจดทะเบียนบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2539
เพื่อดำเนินธุรกิจจัดหาและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม และเช่าคลังน้ำมันในเขต Subic Bay ณ
ประเทศฟิลิปปินส์ ต่อมาวันที่ 31 ธันวาคม 2546 ปตท. ได้ซื้อหุ้นจาก Coastal ทั้งหมด
เนื่องจากบริษัท Coastal มีนโยบายถอนตัวจากธุรกิจน้ำมันในต่างประเทศ

ปตท. ได้ปรับโครงสร้างการลงทุนในประเทศฟิลิปปินส์เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหาร
โดยปัจจุบันมีบริษัทย่อย 2 บริษัท คือ บริษัท PTT Philippines Trading Corporation
(PTTTC) และ บริษัท PTT Philippines Corporation (PTTPC)

(1) การจัดหา

จัดหาน้ำมันสำเร็จรูป และผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น โดยการซื้อจาก ปตท. และ บริษัท ปตท. ค้าสากล
จำกัด (PTTT)

(2) การจัดจำหน่าย

กลุ่มบริษัทจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในประเทศฟิลิปปินส์ ให้แก่กลุ่มลูกค้า สายการบิน อุตสาหกรรม
ผู้ค้าส่ง และการขายผ่านสถานีบริการน้ำมันภายใต้ชื่อ ปตท.
ซึ่งธุรกิจค้าปลีกบริษัทได้ขยายจำนวนสถานีบริการน้ำมันในประเทศฟิลิปปินส์ ณ สิ้นปี 2555
บริษัทมีสถานีบริการทั้งหมด 49 แห่ง

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท SBECL ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน
เป็นผู้บริหารของ ปตท. ทั้งหมด

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ SBECL และบริษัทย่อย ปี 2553 – ปี 2555 มีดังนี้

หน่วย : ล้านเปโซ

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                    ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555
                                                            (Unaudited)

  รายได้จากการขายและบริการ      32,420         27,685         30,130

  รายได้รวม                    32,636         27,742         30,150

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)          32,428         27,277         30,004

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ             208            465            146

  สินทรัพย์รวม                   10,655         9,789          10,151

  หนี้สินรวม                     9,251          7,918          8,042

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 1,404          1,871          2,109
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

4.1.3.3 บริษัท ปตท. ธุรกิจค้าปลีก จำกัด (PTTRB)

บริษัท ปตท. ธุรกิจค้าปลีก จำกัด เป็นบริษัทที่ ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 จัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2550 ปัจจุบันมีทุนจดทะเบียน 5.10 ล้านบาท เพื่อถือหุ้นในบริษัทที่ดำเนินธุรกิจค้าปลีกทั้งภายในและภายนอกสถานีบริการน้ำมันและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวข้อง โดยมีบริษัทย่อย ได้แก่ บริษัท ปตท. บริหารธุรกิจค้าปลีก จำกัด (PTTRM) (เดิมคือบริษัท คอนอโค (ประเทศไทย) จำกัด (CTL)) เพื่อดำเนินธุรกิจบริหารสถานีบริการน้ำมันและร้านสะดวกซื้อ, บริษัท ปตท. บริการธุรกิจค้าปลีก จำกัด (PTTRS) (เดิมคือบริษัท เจ็ท จิฟฟี่ ช็อปส์ จำกัด (JJS)) เพื่อดำเนินธุรกิจให้บริการแรงงานแก่ PTTRM, และบริษัท ไทยลู้บเบล็นดิ้ง จำกัด (TLBC) เพื่อดำเนินธุรกิจรับจ้างผสมและบรรจุน้ำมันหล่อลื่น

การประกอบธุรกิจ

บริษัทย่อยดำเนินธุรกิจสถานีบริการน้ำมันและธุรกิจค้าปลีกทั้งในและนอกสถานีบริการน้ำมัน ณ เดือนธันวาคม 2555 มีสถานีบริการน้ำมัน ปตท. รวม 146 แห่ง สถานีบริการ NGV 1 แห่ง และมีร้านสะดวกซื้อ (Jiffy) 148 แห่ง (ในสถานีบริการน้ำมัน ปตท. 146 แห่ง และนอกสถานีบริการ ปตท. 2 แห่ง คือ ณ อาคาร Energy Complex 2 แห่ง โดยมีสินค้า Private Brand ในนาม “Jiffy” และ PTTRS ดำเนินธุรกิจให้บริการด้านบุคลากรสำหรับปฏิบัติงานในสถานีบริการน้ำมัน ปตท. และร้านค้าปลีกแก่ PTTRM

(1) การจัดหา

จัดซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและหล่อลื่นจาก ปตท. สำหรับสินค้าในร้านสะดวกซื้อจัดซื้อ
ทั้งจากผู้ผลิตโดยตรงและจากผู้ค้าส่ง
โดยสินค้าส่วนใหญ่ผ่านระบบศูนย์กระจายสินค้าของผู้ให้บริการเอกชน (Distribution Center)

(2) การจัดจำหน่าย

ดำเนินธุรกิจจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมผ่านสถานีบริการน้ำมัน ปตท.
ซึ่งพัฒนาเป็นสถานีบริการที่ทันสมัยมีบริการเสริม สิ่งอำนวยความสะดวกต่างๆ
รวมทั้งมีธุรกิจค้าปลีกนอกสถานีบริการน้ำมันและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวข้อง ซึ่งได้แก่ น้ำมันเชื้อเพลิง
ร้านสะดวกซื้อ Jiffy ทั้งในและนอกสถานีบริการ ร้านสะดวกซื้อ Joy ในสถานีบริการ NGV
และธุรกิจที่เกี่ยวข้องอื่น เช่น สินค้า Private Brand ร้านกาแฟ Café Amazon เป็นต้น

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ PTTRB ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการจำนวน 3 คน
โดยเป็นผู้บริหาร ปตท. 2 คน และผู้แทนจากกระทรวงการคลัง 1 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PTTRB และบริษัทย่อย (ไม่รวมบริษัท ไทยลู้บเบล็นดิ้ง จำกัด)ในปี 2553 –
ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                    ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555
                                                            (Unaudited)

  รายได้จากการขายและบริการ      37,397         40,660         43,645

  รายได้รวม                    37,698         41,011         43,704

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)          37,609         40,904         43,510

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ             89             108            194

  สินทรัพย์รวม                   11,653         11,871         11,718

  หนี้สินรวม                     7,849          8,093          7,759

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 3,804          3,778          3,959
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

4.1.3.4 Vietnam LPG Company Limited (VLPG)

ปตท. ได้เข้าร่วมลงทุนกับ Petro Vietnam Gas Company (PVGAS)
ซึ่งเป็นบริษัทน้ำมันแห่งชาติของประเทศสาธารณรัฐสังคมนิยมเวียดนาม จัดตั้งบริษัทร่วมทุน Vietnam
LPG Company Limited ขึ้นเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2537 ทุนจดทะเบียน 15,038,547
เหรียญสหรัฐโดยมีสัดส่วนการถือหุ้นระหว่าง PVGAS และ ปตท. เป็น ร้อยละ 55 และ ร้อยละ 45
ตามลำดับ เพื่อดำเนินธุรกิจบรรจุและจัดจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
เพื่อขายในประเทศเวียดนาม

เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2553 บริษัท PVGAS ได้โอนหุ้นที่ถืออยู่ใน VLPG ให้แก่ Petro Vietnam
Southern Gas Company Joint Stock Company (PVGAS South)
ซึ่งเป็นบริษัทย่อยตามนโยบายของ PVGAS

(1) การจัดหา

บริษัทจัดหา LPG จากภายในประเทศเวียดนามโดยผ่าน PVGAS South ส่วนการจัดหาถังบรรจุก๊าซ
(Cylinder) นั้นทำโดยการว่าจ้างบริษัทผู้ผลิตถังก๊าซเอกชน และมี External Inspector
เป็นผู้ตรวจสอบ

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท VLPG แบ่งการขายออกตามกลุ่มลูกค้าได้แก่ ผู้บริโภคและร้านค้า อุตสาหกรรม และ Spot
Sale โดยขนาดของถังที่จำหน่ายมีขนาด 12 กิโลกรัม 15 กิโลกรัม และการขายเป็นแบบถังใหญ่
(Bulk)

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท VLPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน
โดยเป็นผู้บริหาร ปตท. จำนวน 2 คน และ ตัวแทนจาก PVGAS South จำนวน 3 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ VLPG ปี 2553 – ปี 2555 มีดังนี้

หน่วย : ล้านดองเวียดนาม

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                    ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555
                                                            (Unaudited)

  รายได้จากการขายและบริการ      813,759        1,163,335      1,186,146

  รายได้รวม                    839,087        1,174,538      1,202,791

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)          826,343        1,144,803      1,178,291

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ             12,744         29,735         24,500

  สินทรัพย์รวม                   412,601        475,446        350,075

  หนี้สินรวม                     305,461        340,493        247,012

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 107,140        134,953        103,063
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

4.1.3.5 บริษัท ไทยลู้บเบล็นดิ้ง จำกัด (TLBC)

บริษัท ไทยลู้บเบล็นดิ้ง จำกัด เป็นบริษัทที่ถือหุ้นโดย ปตท. สัดส่วนร้อยละ 48.95 กับ บริษัท ปตท.
ธุรกิจค้าปลีก จำกัด สัดส่วนร้อยละ 51.05 จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2540
เพื่อดำเนินธุรกิจให้บริการผสมและบรรจุผลิตภัณฑ์หล่อลื่น มีทุนจดทะเบียน 286 ล้านบาท

บริษัทมีโรงผสมน้ำมันหล่อลื่นที่ออกแบบติดตั้งอุปกรณ์ในการผสมน้ำมันหล่อลื่นตลอดจนการบรรจุผลิตภัณฑ์และบรรจุหีบห่อที่ทันสมัย
มีระบบควบคุมที่สามารถติดตามการทำงานได้ในทุกขั้นตอน
โรงงานได้รับการออกแบบให้สามารถทำการผสมน้ำมันหล่อลื่นคุณภาพสูง
ตลอดจนการบรรจุผลิตภัณฑ์ลงในภาชนะขนาดเล็กได้ในอัตรา 33.8 ล้านลิตรต่อปีด้วย 1
กะการทำงานต่อวันและ 230 วันต่อปี รวมทั้งติดตั้ง Loading Arm
เพื่อทำการจ่ายน้ำมันหล่อลื่นทางรถยนต์ ปัจจุบันบริษัทสามารถผลิตน้ำมันหล่อลื่นได้มากกว่า 100
ชนิดและความหลากหลายของบรรจุภัณฑ์ (SKU) มากกว่า 200 SKU

(1) การจัดหา

วัตถุดิบที่ใช้ประกอบด้วยน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่ส่งมาโดยทางรถยนต์จากบริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด
(TLB) และ สารเพิ่มประสิทธิภาพ (additives) มีการนำเข้ามาจากต่างประเทศ
โดยผู้ว่าจ้างผสม/บรรจุ เป็นผู้จัดหาวัตถุดิบทั้งน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานและ additives
รวมทั้งการกำหนดสูตรการผสมน้ำมันหล่อลื่นตามชนิดผลิตภัณฑ์ให้กับ TLBC

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัทรับจ้างผสมและบรรจุน้ำมันหล่อลื่นให้แก่ลูกค้า

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท TLBC ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการจำนวน 4 คน
เป็นผู้บริหารของ ปตท. ทั้งหมด

  (4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ TLBC ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                    ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555
                                                            (Unaudited)

  รายได้จากการขายและบริการ      130            133            139

  รายได้รวม                    137            142            148

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)          116            112            116

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ             21             29             32

  สินทรัพย์รวม                   604            509            427

  หนี้สินรวม                     285            177            85

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 319            332            342
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

4.1.3.6 Keloil-PTT LPG Sdn. Bhd. (KPL)

บริษัทร่วมทุน Keloil-PTT LPG Sdn. Bhd. จัดตั้งบริษัทขึ้นวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 โดย
ปตท. ได้จัดตั้งบริษัทร่วมกับบริษัท Keloil Bottling Sdn. Bhd. ในอัตราส่วน 40 : 60
ตามลำดับ เพื่อดำเนินธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศมาเลเซีย โดยมีทุนจดทะเบียน
10 ล้านริงกิตมาเลเซีย เรียกชำระแล้ว 5.4 ล้านริงกิตมาเลเซีย

บริษัทมีโรงบรรจุ 2 แห่ง ตั้งอยู่ที่ Bachok และ Bukit ซึ่งทั้ง 2
โรงบรรจุนี้มีขีดความสามารถในการบรรจุแต่ละแห่ง 3,000 เมตริกตันต่อเดือน

(1) การจัดหา

จัดหา LPG จาก ปตท. และผู้ค้าในประเทศมาเลเซีย

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัทมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ LPG เป็น 2 ประเภท คือ แบบถังที่บรรจุเพื่อการขายปลีก
(Cylinder) และแบบถังใหญ่ (Bulk)

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท KPL ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการจำนวน 4 คน
(เป็นตัวแทนจากปตท. จำนวน 2 คน และตัวแทนจาก Keloil Bottling Sdn. Bhd. จำนวน
2 คน)

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ KPL ปี 2553 - ปี 2555 มีดังนี้

หน่วย : ล้านริงกิต

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                    ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555
                                                            (Unaudited)

  รายได้จากการขายและบริการ      76             94             47

  กำไรขั้นต้น                    2              3              2

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)          4              6              5

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ             (2)            (3)            (3)

  สินทรัพย์รวม                   42             34             26

  หนี้สินรวม                     43             38             32

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 (1)            (4)            (6)
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

4.1.3.7 บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE)

บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด จัดตั้งบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2534
มีทุนจดทะเบียนและเรียกชำระแล้ว 8,749 ล้านบาท โดยเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.
กับบริษัทผู้ค้าน้ำมันในประเทศไทย มี ปตท. ถือหุ้นใหญ่ในสัดส่วนร้อยละ 33.19
เพื่อให้บริการขนส่งน้ำมันทางท่อ

(1) ลักษณะการดำเนินธุรกิจ

ปัจจุบันระบบท่อส่งน้ำมัน Thappline ประกอบด้วย 3 เส้นทางหลักคือ

-   ระบบท่อส่งน้ำมันศรีราชา-สระบุรี มีความยาวทั้งสิ้น 255 กิโลเมตร สามารถขนส่งน้ำมันได้
    26,000 ล้านลิตรต่อปี มีเส้นทางเริ่มต้นจากสถานีส่งน้ำมันต้นทางศรีราชา จังหวัดชลบุรี 
    ซึ่งจะรับน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมันเอสโซ่  โรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์  คลังน้ำมันของ ปตท.
    และคลังน้ำมันของบริษัท ชลบุรี เทอร์มินัล จำกัด
    (BP/Q8) ไปยังปลายทางที่คลังน้ำมันลำลูกกาและสระบุรี

-   ระบบท่อส่งน้ำมันอากาศยานสุวรรณภูมิ
    เป็นการได้ขยายระบบท่อจากคลังน้ำมันลำลูกกาไปยังท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ
    ระยะทางประมาณ 38 กิโลเมตร สามารถส่งน้ำมันอากาศยานได้ปริมาณ 3,000
    กว่าล้านลิตรต่อปี

-   ระบบท่อส่งน้ำมันมาบตาพุด - ศรีราชา
    เป็นการได้ขยายระบบท่อส่งน้ำมันจากศรีราชาไปเชื่อมต่อยังโรงกลั่นน้ำมันของบริษัท พีทีที
    โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) และโรงกลั่นน้ำมันของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง
    จำกัด ที่จังหวัดระยองมีความยาวท่อประมาณ 67 กิโลเมตร สามารถขนส่งน้ำมันได้ประมาณ
    7,200 ล้านลิตรต่อปี

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัทให้บริการการขนส่งน้ำมันทางท่อแก่ผู้ค้าน้ำมันในประเทศไทย โดย Thappline มีคลังน้ำมัน 2
แห่ง ที่อำเภอลำลูกกา จังหวัดปทุมธานี และที่อำเภอเสาไห้ จังหวัดสระบุรี
เพื่อเป็นศูนย์กลางการจ่ายน้ำมันไปยังปริมณฑล ภาคกลาง ภาคเหนือ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
โดยมีท่อแยกไปยังคลังน้ำมันของบริษัท บริการเชื้อเพลิงการบินกรุงเทพ จำกัด (มหาชน)
ที่บริเวณท่าอากาศยานดอนเมือง และท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท THAPPLINE ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 10
คน เป็นผู้บริหารของปตท. 3 คน และเป็นตัวแทนจากผู้ถือหุ้นอื่น 7 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ THAPPLINE ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------ --------------- --------------- ---------------
  งบการเงิน                 ปี 2553          ปี 2554          ปี 2555
                                                           (Unaudited)

  รายได้จากการขายและบริการ   2,696           2,922           3,074

  รายได้รวม                 2,744           2,968           3,178

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)       2,437           2,487           2,737

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ         308             481             441

  สินทรัพย์รวม                31,131          28,787          31,909

  หนี้สินรวม                  6,119           3,345           1,894

  ส่วนของผู้ถือหุ้น              25,012          25,441          30,015
  ------------------------ --------------- --------------- ---------------

4.2.2 หน่วยธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International Trading Business Unit)

ดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศอย่างครบวงจร ประกอบด้วย การจัดหา การนำเข้า
การส่งออก และการค้าระหว่างประเทศ ครอบคลุมผลิตภัณฑ์ต่างๆ ได้แก่ น้ำมันดิบ คอนเดนเสท
ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี (ไม่รวมผลิตภัณฑ์พลาสติก) ตัวทำละลายและเคมีภัณฑ์
รวมทั้ง
การจัดหาการขนส่งทั้งภายในและภายนอกประเทศเพื่อสนับสนุนการดำเนินธุรกิจให้แก่บริษัทภายในกลุ่ม
ปตท. และการสร้างรายได้จากการดำเนินธุรกิจภายนอก
โดยมีเป้าหมายหลักเพื่อสร้างความมั่นคงทางพลังงานให้กับประเทศ และสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับกลุ่ม
ปตท.

ด้วยธุรกรรมทางการค้าของหน่วยธุรกิจการค้าระหว่างประเทศต้องเผชิญกับความเสี่ยงต่างๆ
ที่อาจส่งผลต่อการดำเนินธุรกิจ ทั้งจากความผันผวนของราคาน้ำมัน ความน่าเชื่อถือของคู่ค้า
ความปลอดภัยในการขนส่ง รวมถึงภัยธรรมชาติที่อาจเกิดขึ้น
หน่วยธุรกิจการค้าระหว่างประเทศจึงกำหนดให้มีระบบการบริหารจัดการความเสี่ยงที่ครอบคลุมทุกด้านและเทียบเท่าบริษัทน้ำมันชั้นนำในต่างประเทศ
ในด้านการบริหารความเสี่ยงด้านราคาจะมุ่งเน้นการลดความเสี่ยงจากความผันผวนของราคาน้ำมัน
ผ่านการวิเคราะห์สถานการณ์ตลาดต่างประเทศอย่างใกล้ชิดและการใช้เครื่องมือในการบริหารความเสี่ยงราคาที่เหมาะสม
อาทิเช่น การซื้อขายในตลาดล่วงหน้าและตลาดอนุพันธ์ เป็นต้น
ในด้านการควบคุมความเสี่ยงด้านธุรกรรม มีการใช้ระบบ Trading Control System (TCS)
ซึ่งเป็นระบบอิเล็กทรอนิกส์ที่ทำให้ฝ่ายควบคุมความเสี่ยง
สามารถตรวจสอบข้อมูลและรายละเอียดของทุกๆ ธุรกรรมทางการค้าที่เกิดขึ้นจากฝ่ายปฏิบัติการได้
นอกจากนี้
มีการควบคุมความเสี่ยงด้านผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชนจากการขนส่งปิโตรเลียมและปิโตรเคมี
โดยการจัดหาและควบคุมการขนส่งผลิตภัณฑ์ต่างๆ
ให้เป็นไปตามมาตรฐานและข้อกำหนดในระดับสากล

หน่วยธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ ได้จัดตั้งบริษัทและตัวแทนในต่างประเทศ
เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการขยายตลาดการค้าสากลและมุ่งไปสู่การเป็นผู้นำธุรกิจการค้าปิโตรเลียมและปิโตรเคมีในระดับสากล
ได้แก่ บริษัท ปตท. ค้าสากล จำกัด (PTT International Trading Pte.Ltd: PTTT) ณ
ประเทศสิงคโปร์ บริษัท PTT International Trading DMCC ณ เมืองดูไบ
สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ สำนักงานตัวแทนในเมืองกวางเจา (PTT International Trading
Guangzhou Representative) ประเทศจีน และสำนักงานตัวแทนในกรุงจาการ์ตา (PTT
International Trading Jakarta Representative) ประเทศอินโดนีเซีย
โดยมีธุรกรรมการค้ามากกว่า 50 ประเทศ ครอบคลุมทุกภูมิภาคทั่วโลก

4.2.2.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

สินค้าและผลิตภัณฑ์ของการค้าระหว่างประเทศ แบ่งได้เป็น 5 ประเภท ดังนี้

4.2.2.1.1 น้ำมันดิบ (Crude oil)

น้ำมันดิบเป็นสารประกอบประเภทไฮโดรคาร์บอน
คุณภาพของน้ำมันดิบอาจแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับชนิดของอินทรียสารที่เป็นต้นกำเนิดและสารประกอบอื่นๆ
รวมทั้งสภาพแวดล้อม เช่น ความดัน และอุณหภูมิใต้พื้นผิวโลก
ในประเทศไทยมีแหล่งน้ำมันดิบหลายแหล่ง
แต่เนื่องจากปริมาณน้ำมันดิบที่ขุดพบและนำขึ้นมาใช้ในประเทศมีเพียงประมาณร้อยละ 10
ของความต้องการน้ำมันดิบทั้งหมดของโรงกลั่นน้ำมันในประเทศไทย ดังนั้นจึงต้องนำเข้าน้ำมันดิบ
ซึ่งส่วนใหญ่นำเข้าจากกลุ่มประเทศในตะวันออกกลาง เช่น สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ โอมาน คูเวต
ซาอุดิอารเบีย เยเมน และกาตาร์ เป็นต้น และน้ำมันดิบจากกลุ่มประเทศตะวันออกไกล เช่น
มาเลเซีย อินโดนีเซีย และบรูไน รวมถึงน้ำมันดิบจากแหล่งอื่นๆ เช่น รัสเซีย อาเซอร์ไบจัน
แอฟริกาใต้ และ อเมริกาใต้ เป็นต้น

4.2.2.1.2 คอนเดนเสท (Condensate)

คอนเดนเสทหรือก๊าซธรรมชาติเหลว  เป็นก๊าซธรรมชาติที่อยู่ในสถานะก๊าซเมื่ออยู่ใต้ดินภายใต้ความดัน 
แต่จะเปลี่ยนสถานะเป็นของเหลวเมื่อถูกนำขึ้นมาอยู่บนผิวดิน ถือว่าเป็นผลพลอยได้จากการผลิตก๊าซธรรมชาติ
คอนเดนเสทที่ประเทศไทยใช้ในปัจจุบันนั้นได้จากการผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศกว่าร้อยละ 75
และที่เหลือนำเข้ามาจากต่างประเทศ
ปัจจุบันโรงกลั่นน้ำมันได้ใช้คอนเดนเสทมากลั่นโดยตรงหรือผสมกับน้ำมันดิบเพื่อใช้กลั่น
ผลิตภัณฑ์ที่ได้นั้นจะเหมือนกับการกลั่นด้วยน้ำมันดิบชนิดเบา

4.2.2.1.3 ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป (Oil Refined Product)

  1. ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป ได้แก่ น้ำมันเบนซิน (Gasoline) น้ำมันก๊าด (Kerosene)
  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน (Aviation Fuel) น้ำมันดีเซล (Gasoil) น้ำมันเตา (Fuel
  oil)

  2. น้ำมันกึ่งสำเร็จรูป ได้แก่ VGO, Decant oil, LSWR เป็นต้น

  3. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas: LPG)

4. ก๊าซโซลีนธรรมชาติ (Natural Gasoline: NGL)

  5. ผลิตภัณฑ์พิเศษอื่นๆ เช่น ยางมะตอย (ASPHALT)

4.2.2.1.4 ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

1. Feedstock By-Product ได้แก่ Naphtha, Pygas, Condensate Residue

2.  ผลิตภัณฑ์กลุ่มโอเลฟินส์ ได้แก่ Ethylene, Propylene

3.  ผลิตภัณฑ์กลุ่มอะโรเมติกส์ ได้แก่ Benzene, Toluene, Mixylene, Orthoxylene,
    Paraxylene, Cyclo hexane

4.  เคมีภัณฑ์ ได้แก่ MTBE, Acetone, Ethanol, Ammonia

4.2.2.1.5 ผลิตภัณฑ์อื่นๆ นอกเหนือจากปิโตรเลียมและปิโตรเคมี เช่น

1.  ถ่านหิน (Coal)

2.  น้ำมันปาล์มดิบ (Crude Palm Oil)

4.2.2.2 การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของหน่วยธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International
Trading)

  ปตท. ดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ จำแนกออกเป็น 4 ส่วนหลัก ๆ ได้แก่

  4.2.2.2.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท

  4.2.2.2.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

  4.2.2.2.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

  4.2.2.2.4 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์อื่นๆ

4.2.2.2.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท (Crude Oil and Condensate)

ดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ ทั้งการจัดหา นำเข้า การค้านอกประเทศ
ที่เกี่ยวกับน้ำมันดิบและคอนเดนเสท
ทั้งจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศให้กับโรงกลั่นทั้งในและนอกประเทศไทย
รวมถึงการวิเคราะห์หาโอกาสทางการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap) การจ้างกลั่น
(Processing) น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเพื่อผลกำไรและความสมดุลในระบบ
รวมทั้งการดูแลให้มีการใช้น้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ผลิตได้ในประเทศอย่างคุ้มค่า

(1) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศ (Domestic Crude Oil)

จากการที่ประเทศไทยมีปริมาณน้ำมันดิบในประเทศค่อนข้างจำกัดและมีสถานะเป็นผู้นำเข้าน้ำมันดิบ
ดังนั้น น้ำมันดิบในประเทศจึงเป็นทรัพยากรที่ต้องใช้อย่างคุ้มค่าที่สุด โดยปัจจุบัน ปตท.
จัดหาน้ำมันดิบในประเทศจากแหล่งน้ำมันดิบ ต่างๆ ได้แก่ สิริกิติ์ (เพชร) กำแพงแสนและอู่ทอง
(บีพี) สังขจาย บึงหญ้าและบึงม่วง (นอร์ทเซ็นทรัล) วิเชียรบุรีและศรีเทพ (วิเชียรบุรี)
นาสนุ่นตะวันออก (เอ็นเอสอี) ปัตตานี จัสมิน ทานตะวัน เบญจมาศ บัวหลวง และสงขลา โดย
ปตท. จะซื้อน้ำมันดิบในประเทศบางส่วนจากผู้ได้รับสัมปทานต่างๆ
และจำหน่ายน้ำมันดิบดังกล่าวให้กับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศโดยได้กำไรจากส่วนต่างราคา
(Margin)

(2) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบจากแหล่งต่างประเทศ (International Crude Oil)

ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้โรงกลั่นในประเทศที่ ปตท. ถือหุ้น
และรวมถึงการดำเนินการขนส่งให้บางส่วน โดยโรงกลั่นที่ ปตท.
จัดหาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทให้ทั้งหมดได้แก่ บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล (จำกัด)
มหาชน(PTTGC) และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (BCP) ส่วนโรงกลั่นที่ ปตท.
จัดหาให้ตามสัดส่วนการถือหุ้น ได้แก่ บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) ซึ่ง
ปตท.จัดหาให้ประมาณร้อยละ 36.00 และจัดหาให้บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (TOP)
ประมาณร้อยละ 49.10 รวมทั้งบริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC) ประมาณร้อยละ
38.51 ทั้งนี้ ปตท. อาจสามารถขายได้มากกว่าสัดส่วนการถือหุ้น
และอาจขายน้ำมันดิบและขนส่งให้กับโรงกลั่นอื่นที่ ปตท. มิได้ถือหุ้น ขึ้นอยู่กับการเสนอราคา
การประมูล และเงื่อนไขทางการค้าต่างๆ

นอกจากการจัดหาน้ำมันดิบต่างประเทศเพื่อนำเข้ามาผลิตในประเทศไทย แล้ว ปตท.
ได้มีการจัดหาน้ำมันดิบต่างประเทศเพื่อการค้าระหว่างประเทศ หรือที่เรียกว่าธุรกรรม Out-Out
Trading โดยเป็นการจัดหาน้ำมันดิบจากประเทศผู้ผลิตทั่วโลก แล้วส่งไปขายยังประเทศอื่นๆ
ที่มีความต้องการ ซึ่งเป็นการเพิ่มโอกาสในการสร้างรายได้จากต่างประเทศ

ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบเพื่อนำเข้าให้แก่โรงกลั่นน้ำมันทั้ง 5 แห่ง ที่ ปตท.
ถือหุ้นอยู่คิดเป็นปริมาณทั้งสิ้นเฉลี่ยประมาณร้อยละ 75
ของปริมาณความต้องการน้ำมันดิบเพื่อการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 5 แห่ง อีกทั้ง
ปตท.ยังทำหน้าที่เป็น Trading Arm ให้กับ ปตท.สผ. สำหรับน้ำมันดิบในต่างประเทศที่ ปตท.สผ.
เข้าร่วมลงทุน

สำหรับราคาขายให้โรงกลั่นในประเทศเป็นราคาต้นทุนที่ ปตท.
จัดหามาบวกค่าดำเนินการตามกลไกตลาด

  (3) การจัดหาและการค้าคอนเดนเสท (Condensate)

ปตท.
เป็นผู้จัดหาและขนส่งรายเดียวที่จัดหาคอนเดนเสทให้โรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นภายในประเทศ
โดยมี PTTGC ซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่ม ปตท.
ที่ประกอบธุรกิจปิโตรเคมีขั้นต้นสายอะโรเมติกส์ที่ใช้คอนเดนเสทเป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิต โดย
ปตท. เป็นผู้รับซื้อคอนเดนเสทจากผู้ได้รับสัมปทานในประเทศ ซึ่งส่วนใหญ่มาจากแหล่งเชฟรอน
(ยูโนแคลเดิม) ไพลิน และบงกช
และขายคอนเดนเสทที่ราคาตลาดโดยอิงกับราคาต้นทุนบวกค่าดำเนินการ อย่างไรก็ตาม
หากปริมาณคอนเดนเสทที่ PTTGC ต้องการมีปริมาณลดลง
ปริมาณคอนเดนเสทที่เหลือสามารถส่งออกขายต่างประเทศได้หรือขายให้แก่โรงกลั่นน้ำมันในประเทศ
โดยปัจจุบัน ปตท. ได้ขายคอนเดนเสทส่วนหนึ่งให้กับโรงกลั่นไทยออยล์ และโรงกลั่นบางจาก
หรือหากคอนเดนเสทในประเทศไม่เพียงพอ จะมีการนำเข้ามาจากต่างประเทศ เช่น พม่า ฟิลิปปินส์
และอินโดนีเซีย เป็นต้น

ปริมาณการจัดหาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทของ ปตท.

  หน่วย : ล้านบาร์เรล

  ที่มา : ปตท.

4.2.2.2.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์น้ำมันสำเร็จรูป (Oil Refined Product)

ดำเนินการจัดหา นำเข้า ส่งออก และการค้าระหว่างประเทศสำหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป
น้ำมันกึ่งสำเร็จรูป และผลิตภัณฑ์อื่นๆ ให้กับบริษัทในกลุ่ม ปตท. และลูกค้า ของ ปตท.
ตลอดจนการวิเคราะห์หาโอกาสในการทำการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap)
น้ำมันเชื้อเพลิงทุกชนิดและก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้ ปตท.
จัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจากโรงกลั่นในประเทศ ทั้งในส่วนที่ ปตท. ถือหุ้นอยู่ ได้แก่ โรงกลั่นไทยออยล์
โรงกลั่น PTTGC โรงกลั่น SPRC และโรงกลั่น IRPC
โดยการเจรจาขอซื้อตรงจากโรงกลั่นหรือการเข้าประมูลซื้อ และในส่วนที่ ปตท. ไม่ได้ถือหุ้น
เพื่อนำไปส่งออกในตลาด รวมถึงการทำธุรกรรมอื่นๆ เช่น การทำ Location Swap และการทำ
Blending เป็นต้น นอกจากนี้ยังดำเนินการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ในประเทศที่เพิ่มขึ้นสูง และการส่งออกก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL)
ที่เป็นผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบัน ปตท.
มีศักยภาพในการส่งออกผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปไปยังทุกภูมิภาคทั่วโลก
โดยราคาซื้อขายจะเป็นไปตามราคาตลาดโลก
และได้รับกำไรจากส่วนต่างตามกลไกตลาดและการแข่งขัน

4.2.2.2.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

ดำเนินการจัดหาวัตถุดิบสำหรับโรงงานปิโตรเคมีของบริษัทในกลุ่ม ปตท. และดำเนินการค้า
(Trading) และการตลาดผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีหลัก (Main Petrochemical Products)
และผลิตภัณฑ์พลอยได้ (By-Products) จากโรงงานปิโตรเคมี
โดยครอบคลุมตลาดในประเทศและต่างประเทศ เพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมสี ปิโตรเคมี
และอุตสาหกรรมน้ำมัน

ปตท. เป็นผู้ทำการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์หลักสายอะโรมาติกส์ของ PTTGC ได้แก่ Benzene,
Toluene, Mixylene, Orthoxylene, Paraxylene โดย ปตท.
เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดของ PTTGC และทำการขายให้กับโรงงานปิโตรเคมีในประเทศ
รวมถึงหากผลิตภัณฑ์เหลือเกินความต้องการ จะทำการส่งออกสู่ตลาดโลก นอกเหนือจาก PTTGC
ปตท. ยัง เพิ่มโอกาสทางการค้าโดยเข้าไปประมูลซื้อผลิตภัณฑ์จาก PTTGC และบริษัทอื่นๆ
เพื่อส่งออกไปยังลูกค้าในตลาดโลก

4.2.2.2.4 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์อื่นๆ

ริเริ่มธุรกรรมการค้าผลิตภัณท์อื่นๆ ทั้งการค้าถ่านหิน (Coal) และ น้ำมันปาล์มดิบ (Crude Palm
Oil) ซึ่งเป็นการขยายธุรกรรมการค้าในตลาดสินค้าอื่นๆนอกเหนือจากสินค้าที่เกี่ยวกับพลังงาน
ตามแนวกลยุทธ์หลักของกลุ่มปตท. เพื่อเพิ่มโอกาสทางการค้าในตลาดที่กว้างและหลากหลายยิ่งขึ้น
ซึ่งเป็นการใช้โครงข่ายทางการค้าด้านปิโตรเลียมและปิโตรเคมีที่มีอยู่ในการขยายโอกาสทางการค้าไปยังผลิตภัณฑ์อื่นๆ
โดยหน่วยธุรกิจการค้าระหว่างประเทศมีความมุ่งมั่นที่จะขยายธุรกรรมการค้าผลิตภัณท์อื่นๆให้หลากหลายมากขึ้น
เป็นการสร้างโอกาสให้ ปตท. ก้าวไปสู่ธุรกิจอื่นๆต่อไป

4.2.2.3 สายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ ดังต่อไปนี้

4.2.2.3.1 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน

4.2.2.3.2 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ

4.2.2.3.1 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน (Oil Price Risk Management)

ปตท. จัดตั้งหน่วยงานบริหารความเสี่ยงราคา
เพื่อรับผิดชอบการวิเคราะห์และบริหารความเสี่ยงราคาจากการธุรกรรมการค้า การกลั่น การผลิต
ราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ปิโตรเคมี เรือขนส่ง
ทั้งการค้าในประเทศและการค้าระหว่างประเทศให้กับ ปตท. รวมทั้งบริษัทในกลุ่ม ปตท.
โดยทำการซื้อขายตราสารอนุพันธ์ในตลาดการค้าอนุพันธ์
เพื่อป้องกันความเสี่ยงจากการทำการค้าและความผันผวนของราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมด้วยวิธีการทำ
Paper Swap หรือ Option เพื่อ Lock กำไรคงที่แน่นอน เพื่อประโยชน์สูงสุดของ ปตท.
นอกจากนี้
หน่วยงานบริหารความเสี่ยงยังเป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางข้อมูลปิโตรเลียมในตลาดโลกของ
ปตท. โดยศึกษา วิเคราะห์แนวโน้มราคา สถานการณ์ตลาดน้ำมันทั่วโลก ทั้งปัจจัยพื้นฐาน
ปัจจัยทางความรู้สึก และปัจจัยทางเทคนิค
สนับสนุนหน่วยงานซื้อขายน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
รวมทั้งหน่วยงานขายตลาดในประเทศเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและประโยชน์สูงสุดในการดำเนินธุรกิจของ
ปตท.

4.2.2.3.2 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ (International Marine Transportation)

ปตท.
จัดตั้งหน่วยจัดหาการขนส่งต่างประเทศเป็นหน่วยเสริมและสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ
โดยรับผิดชอบการจัดหาเรือขนส่ง และบริหารจัดการเรือ Time Charter
การนำเข้าส่งออกน้ำมันดิบ น้ำมันเชื้อเพลิง ผลิตภัณฑ์พิเศษ และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
ของหน่วยงานภายใน ปตท. และบริษัทในกลุ่ม ปตท. รวมถึงหน่วยงานภายนอกกลุ่ม ปตท.
ทั้งในและนอกประเทศ เพื่อเป็นการเพิ่มศักยภาพในการแข่งขันและการดำเนินธุรกิจแบบครบวงจร

4.2.2.4 โครงสร้างรายได้ของการค้าระหว่างประเทศ (International Trading) 

ปี 2555 หน่วยธุรกิจการค้าระหว่างประเทศมีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ รวมมูลค่าทั้งสิ้น
1,569,421 ล้านบาท

ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของธุรกิจการค้าระหว่างประเทศแยกตามผลิตภัณฑ์

+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ผลิตภัณฑ์            | ปี     |       | ปี     |       | ปี     |       |
|                   | 2553  |       | 2554  |       | 2555  |       |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|                   | มูลค   | ปริมา  | มูลค   | ปริมา  | มูลค   | ปริมา  |
|                   | ่าการจ | ณการจ | ่าการจ | ณการจ | ่าการจ | ณการจ |
|                   | ำหน่าย | ำหน่าย | ำหน่าย | ำหน่าย | ำหน่าย | ำหน่าย |
|                   |       |       |       |       |       |       |
|                   | (ล้า   | (ล้า   | (ล้า   | (ล้า   | (ล้า   | (ล้า   |
|                   | นบาท) | นลิตร) | นบาท) | นลิตร) | นบาท) | นลิตร) |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ธุรกิจ              |       |       |       |       |       |       |
| การค้าระหว่างประเทศ |       |       |       |       |       |       |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - น้ำมันดิบ          | 66    | 4     | 84    | 3     | 95    | 4     |
|                   | 1,132 | 1,928 | 1,676 | 9,683 | 1,900 | 3,686 |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - คอนเดนเสท       | 11    | 7,312 | 15    | 7,422 | 16    | 7,913 |
|                   | 2,933 |       | 5,910 |       | 4,339 |       |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - น้ำมันสำเร็จรูป     | 18    | 1     | 23    | 1     | 36    | 1     |
|                   | 0,318 | 1,463 | 3,116 | 1,358 | 5,085 | 7,556 |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| - ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี   | 6     | 2,972 | 11    | 4,221 | 8     | 3,184 |
|                   | 8,606 |       | 2,311 |       | 8,097 |       |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| รวมธุรกิจ           | 1,02  | 6     | 1,34  | 6     | 1,56  | 7     |
| การค้าระหว่างประเทศ | 2,989 | 3,675 | 3,013 | 2,684 | 9,421 | 2,339 |
+-------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

ที่มา: ปตท.

4.2.2.5 บริษัท ปตท.ค้าสากล จำกัด (PTT International Trading Pte. Ltd.
(PTTT))

บริษัท ปตท.ค้าสากล จำกัด (PTT International Trading Pte. Ltd.: PTTT)
จดทะเบียนจัดตั้งเมื่อวันที่ 1 ธันวาคม พ.ศ. 2543 ณ ประเทศสิงคโปร์ โดยมีทุนจดทะเบียน
6,100,000 เหรียญสิงคโปร์ และ ปตท. เป็นผู้ถือหุ้น 100% มีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นตัวแทนของ
ปตท.ในการทำธุรกรรมการค้าระหว่างประเทศ และขยายขีดความสามารถในการดำเนินธุรกิจ
Out-Out Trading

บริษัท PTTT มีหน้าที่รับผิดชอบการทำการค้าปิโตรเลียม ปิโตรเคมี การค้าพลังงานที่เกี่ยวข้อง
และการดำเนินธุรกิจอื่นๆ ที่เกี่ยวเนื่อง รวมถึงการสนับสนุนการประกอบธุรกิจปิโตรเลียมของกลุ่ม
ปตท. โดยในระยะแรกมุ่งเน้นการจัดหาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้แก่บริษัทในเครือ
ปตท.ที่อยู่ในต่างประเทศ การจำหน่ายน้ำมันเติมเรือในตลาดสิงคโปร์และมาเลเซีย การเป็น
Trading Arm ให้ ปตท.ในการแสวงหาแหล่งวัตถุดิบและตลาดใหม่ๆ ทั้งในและนอกภูมิภาค
และต่อมาขยายธุรกิจไปสู่การเก็บ ผสมและจัดจำหน่ายน้ำมัน และการค้าสากลเต็มรูปแบบ (Fully
Trading)

บริษัท PTTT มีบริษัทย่อย 1 บริษัท คือ PTT International Trading DMCC (PTTTDMCC)
สำนักงานตั้งอยู่ที่เมืองดูไบ ประเทศสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์
ดำเนินธุรกิจจัดหาและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม มุ่งเน้นธุรกรรมแถบตะวันออกกลางและแอฟริกา
และมีสำนักงานตัวแทน 2 แห่ง คือ สำนักงานตัวแทนเมืองกวางเจา สาธารณรัฐประชาชนจีน (PTT
International Trading Guangzhou Representative)
ทำหน้าที่ประสานงานการค้าและข้อมูลทางการตลาดในสาธารณรัฐประชาชนจีนและภูมิภาคใกล้เคียง
และสำนักงานตัวแทนในกรุงจาการ์ตา ประเทศอินโดนีเซีย (PTT International Trading
Jakarta Representative)
ทำหน้าที่ประสานงานการค้าและข้อมูลทางการตลาดในประเทศอินโดนีเซียและภูมิภาคใกล้เคียง

(1) การจัดหา

จัดหาน้ำมันดิบ น้ำมันสำเร็จรูป และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี รวมถึงผลิตภัณฑ์อื่นและโภคภัณฑ์
(Commodity) ที่เกี่ยวเนื่องกับการค้าพลังงาน จากประเทศต่างๆทั่วโลก อาทิ ภูมิภาคเอเชีย
กลุ่มประเทศตะวันออกกลาง

(2) การค้าระหว่างประเทศ

มุ่งเน้นการค้าน้ำมันดิบ น้ำมันสำเร็จรูป ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี และรวมถึงผลิตภัณฑ์โภคภัณฑ์ต่างๆ
(Commodities) แถบประเทศเอเชียเป็นหลัก โดยมีการเก็บผลิตภัณฑ์ดังกล่าว
และบริหารความเสี่ยงธุรกิจการผสมน้ำมัน (Blending)
เพื่อให้ได้คุณภาพตามความต้องการของลูกค้า
เน้นการผสมน้ำมันเตาเพื่อเติมเรือจำหน่ายในตลาดสิงคโปร์และมาเลเซีย นอกจากนี้
มีขยายการดำเนินธุรกิจปิโตรเลียมไปสู่ภูมิภาคอื่น อาทิ การจัดหาน้ำมันดิบจากตะวันออกกลาง
แอฟริกา และอเมริกาใต้ รวมทั้ง การค้าถ่านหินในภูมิภาคเอเชีย

  (3) การบริหาร

ปัจจุบันคณะกรรมการบริษัท PTTT ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน โดยเป็นผู้บริหาร ปตท. 4
คน และผู้แทนจากกระทรวงการคลัง 1 คน

  (4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท PTTT และบริษัทย่อย ปี 2553 - ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านเหรียญสหรัฐ

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบรวม                       ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ      3,191          4,929          6,145

  รายได้รวม                    3,193          4,930          6,146

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี)          (3,193)        (4,915)        (6,183)

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ             (0.30)         14.88          (37.26)

  สินทรัพย์รวม                   900.7          389.5          969.9

  หนี้สินรวม                     897.4          358.5          975.1

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 17.1           32.0           (5.2)
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

4.2.3 หน่วยธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่น

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

+------------------------------------+---------------------------------+
| หน่วยธุรกิจปิโตรเคมี                    | หน่วยธุรกิจการกลั่น                  |
+------------------------------------+---------------------------------+
| 1. บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด     | 1. บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)    |
| (มหาชน)                            |                                 |
| 2. บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด  | 2. บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง    |
|                                    | จำกัด (มหาชน)                    |
| 3. บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด              |                                 |
|                                    | 3. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด     |
| 4. บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด       | (มหาชน)                         |
|                                    |                                 |
| 5. บริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด      | 4. บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน)    |
|                                    |                                 |
| 6. บริษัท พีทีที โพลีเมอร์โลจิสติกส์ จำกัด    |                                 |
|                                    |                                 |
| 7. บริษัท พีทีที เมนเทนแนนซ์ แอนด์        |                                 |
| เอนจิเนียริง จำกัด                     |                                 |
|                                    |                                 |
| 8. บริษัท พีทีที แท้งค์ เทอร์มินัล จำกัด      |                                 |
|                                    |                                 |
| 9. บริษัท พีทีที เอ็มซีซี ไบโอเคม จำกัด     |                                 |
+------------------------------------+---------------------------------+

4.2.3.1 หน่วยธุรกิจปิโตรเคมี

4.2.3.1.1 บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTGC)

บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTGC)
เป็นบริษัทที่เกิดขึ้นจากการควบรวมบริษัทตามพระราชบัญญัติบริษัทมหาชน จำกัด พ.ศ. 2535
ระหว่างบริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH) กับ บริษัท ปตท.
อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (PTTAR) โดยได้จดทะเบียนจัดตั้งบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 19
ตุลาคม 2554 และได้รับมาซึ่งทรัพย์สิน หนี้ สิทธิ หน้าที่
และความรับผิดชอบทั้งหมดของทั้งสองบริษัทดังกล่าวโดยผลของกฎหมาย เพื่อก้าวขึ้นเป็น
แกนนำของธุรกิจเคมีภัณฑ์ (Chemical Flagship) ของกลุ่ม ปตท. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 48.89ภายหลังจากการควบรวมบริษัทระหว่าง PTTAR กับ PTTCH
แล้วนั้น บริษัทใหม่จะคงไว้ซึ่งกิจการเดิมของทั้งสองบริษัท ซึ่งแบ่งได้เป็น 3
กลุ่มหลักตามประเภทของธุรกิจ ดังต่อไปนี้

-   กลุ่ม 1 ธุรกิจปิโตรเคมีและเคมีภัณฑ์ ได้แก่

    -   ธุรกิจผลิตโอเลฟินส์และสาธารณูปการ โดยมีกำลังการผลิตติดตั้งของโอเลฟินส์รวม
        2,888,000 ตันต่อปี แยกเป็น เอทิลีน 2,376,000 ตันต่อปี และโพรพิลีน 512,000
        ตันต่อปี และผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่นๆ ได้แก่ ไพโรไลซิส แก๊สโซลีน มิกซ์ซี 4 เทลก๊าซ
        (Tailgas) แครกเกอร์บอททอม (Cracker Bottom) และไฮโดรเจน
        นอกจากนั้นยังผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ไอน้ำ และน้ำใช้ในอุตสาหกรรม

    -   ธุรกิจผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์และผลิตภัณฑ์ต่อเนื่อง โดยมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์อะโรเม
        ติกส์รวม 2,259,000 ตันต่อปี แยกเป็น พาราไซลีน 1,195,000 ตันต่อปี เบนซีน
        662,000 ตันต่อปี ไซโคลเฮกเซน 200,000 ตันต่อปี ออร์โธไซลีน 66,000 ตันต่อปี
        โทลูอีน 60,000 ตันต่อปี และ
        มิกซ์ไซลีนส์ 76,000 ตันต่อปี

    -   ธุรกิจผลิตภัณฑ์โพลิเมอร์ โดยมีกำลังการผลิต แบ่งตามประเภทผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก
        ได้แก่ เม็ดพลาสติกโพลีเอทิลีนความหนาแน่นสูง (HDPE) 800,000 ตันต่อปี
        เม็ดพลาสติกโพลีเอทิลีนความหนาแน่นต่ำ (LDPE) 300,000 ตันต่อปี
        เม็ดพลาสติกโพลีเอทิลีนความหนาแน่นต่ำเชิงเส้น (LLDPE) 400,000 ตันต่อปี และ
        เม็ดพลาสติกโพลีสไตรีน (PS) 90,000 ตันต่อปี

    -   ธุรกิจผลิตภัณฑ์เอทิลีนออกไซด์ โดยมีกำลังการผลิตแบ่งตามประเภทผลิตภัณฑ์ดังนี้
        โมโนเอทิลีนไกลคอล (MEG) 395,000 ตันต่อปี เอทานอลเอมีน 50,000 ตันต่อปี
        และอีทอกซีเลท 50,000 ตันต่อปี

    -   ธุรกิจผลิตภัณฑ์จากธรรมชาติ โดยมีกำลังการผลิตแบ่งตามประเภทผลิตภัณฑ์ดังนี้ เมทิล
        เอสเทอร์ และแฟตตี้แอลกอฮอล์ 380,000 ตันต่อปี กลีเซอรีน/ไตรอะซิติน 107,000
        ตันต่อปี แฟตตี้แอซิด 315,000 ตันต่อปี โอลีโอเคมีชนิดพิเศษ 53,500 ตันต่อปี
        และพลาสติกชีวภาพโพลีแลคไทด์(PLA) 75,000 ตันต่อปี

    -   กลุ่มผลิตภัณฑ์ชนิดพิเศษ (High Volume Specialty)
        โดยมีกำลังการผลิตแบ่งตามประเภทผลิตภัณฑ์ดังนี้ ฟีนอล 120,000 ตันต่อปี บิสฟีนอล เอ
        90,000 ตันต่อปี โทลูอีนไดไอโซไซยาเนต(TDI) 63,750
        ตันต่อปีเฮกซะเมทิลีนไดไอโซไซยาเนตและอนุพันธ์ 17,850 ตันต่อปี

-   กลุ่ม 2 ธุรกิจการกลั่นน้ำมันและจัดหาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป

  ดำเนินการกลั่นน้ำมัน และจัดหาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป โดยมีกำลังการกลั่นน้ำมันดิบ
  และคอนเดนเสทรวม 280,000 บาร์เรลต่อวัน
  และสามารถผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมคุณภาพสูงได้หลายประเภทด้วยกำลังการผลิตรวม 228,000
  บาร์เรลต่อวัน ได้แก่ น้ำมันสำเร็จรูปชนิดเบา ประกอบด้วย ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
  แนฟทาชนิดเบา และรีฟอร์เมท น้ำมันสำเร็จรูปกึ่งหนักกึ่งเบา ประกอบด้วย น้ำมันอากาศยาน
  น้ำมันดีเซล และน้ำมันสำเร็จรูปชนิดหนัก ประกอบด้วย น้ำมันเตา

-   กลุ่ม 3 ธุรกิจการให้บริการและอื่นๆ

-   สาธารณูปการ ประกอบด้วย ไฟฟ้า ไอน้ำ และน้ำใช้ในอุตสาหกรรม

-   งานบริการเก็บและขนถ่ายผลิตภัณฑ์

โรงงานของ PTTGC คงไว้ซึ่งโรงงานเดิมของทั้งสองบริษัท โดยโรงงานเดิมของ PTTCH และ
PTTAR ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบที่ใช้ในการผลิตโอเลฟินส์ได้แก่ ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน แอลพีจี เอ็นจีแอล แนฟทาชนิดเบา
และ ราฟฟิเนท ทั้งนี้วัตถุดิบส่วนใหญ่จะจัดหาจากแหล่งในประเทศ โดย
ปตท.เป็นผู้จัดหาวัตถุดิบก๊าซธรรมชาติจากโรงแยกก๊าซฯของปตท.
ภายใต้สัญญาซื้อขายวัตถุดิบระยะยาว
ในส่วนของแนฟทาชนิดเบาและราฟฟิเนทเป็นผลิตภัณฑ์ภายในบริษัท

วัตถุดิบที่ใช้ในการผลิต ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ ได้แก่ 1) น้ำมันดิบ
โดยนำเข้าจากต่างประเทศ 2) คอนเดนเสทจัดหาในประเทศและนำเข้าจากต่างประเทศบางส่วน
โดย ปตท. จะเป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้ PTTGC ตาม สัญญาจัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่น
(Feedstock Supply Agreement) ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552
ตามชนิดและปริมาณที่ PTTGC กำหนด ด้วยราคาตลาดสำหรับคอนเดนเสท
ปตท.ทำสัญญาซื้อขายคอนเดนเสทระยะยาวกับ PTTGC โดย ปตท.เป็นผู้จัดหาคอนเดนเสท
โดยอิงกับตะกร้าราคาน้ำมันดิบ (Basket of Crude Oil Prices)

(2) การจัดจำหน่าย

ผลิตภัณฑ์ในกลุ่มโอเลฟินส์ PTTGC
มีสัญญาซื้อขายโอเลฟินส์ระยะยาวกับกลุ่มโรงงานผลิตปิโตรเคมีขั้นต่อเนื่อง ซึ่งส่วนใหญ่
เป็นผู้ถือหุ้นหรือเป็นบริษัทร่วมของผู้ถือหุ้นของบริษัท ทั้งนี้ PTTGC
ได้สวมสิทธิมาจากสัญญาเดิมของบริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท
ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน)

ผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก HDPE PTTGC ได้ทำสัญญากับตัวแทนจำหน่ายในประเทศ (Domestic
Agent) และกับ คู่ค้าสากล (International Trader) เพื่อจำหน่ายเม็ดพลาสติก HDPE
ภายใต้เครื่องหมายทางการค้า “InnoPlus” โดย PTTGC
ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ทั้งหมดผ่านบริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด (PTTPM)
ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง PTTGC ปตท. และ IRPC
ซึ่งจัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินธุรกิจทางการตลาดและจำหน่ายผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ทั้งในและต่างประเทศให้กับบริษัทในกลุ่มปตท.

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป PTTGC ได้จำหน่ายตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Product Offtake
Agreement) โดย ปตท. จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจาก PTTGC ไม่น้อยกว่าร้อยละ 70
ของผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ ตามกำลังการผลิตในปัจจุบัน ด้วยราคาตลาดในประเทศ และ
ปตท.จะรับซื้อผลิตภัณฑ์จาก Reforming Complex และ Upgrading Complex ของ PTTGC
ร้อยละ 100 ของปริมาณผลิตภัณฑ์ที่ PTTGC ผลิตได้จากหน่วยนี้

ผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ PTTGC ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดผ่าน ปตท. ภายใต้สัญญาระยะยาว
โดย ปตท. เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ของ PTTGC และให้ PTTGC
เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์ให้กับลูกค้าโดยตรง

(3) การบริหาร

คณะกรรมการของ PTTGC ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน
เป็นผู้บริหารของ ปตท. จำนวน 6 คน (รวมประธานกรรมการ) นอกจากนี้ ปตท.
ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ PTTGC
ซึ่งรวมถึงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานเปรียบเทียบของ PTTGC ในปี 2554 และ ปี 2555 เป็นดังนี้

+-----------------------------------+----------------+----------------+
| งบการเงิน                          | ปี 2554         | ปี 2555         |
+-----------------------------------+----------------+----------------+
|   รายได้จากการขายและบริการ          | 500,305        | 562,811        |
+-----------------------------------+----------------+----------------+
|   รายได้รวม                        | 504,760        | 568,319        |
+-----------------------------------+----------------+----------------+
|   ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี) ^(/1)       | 474,727        | 534,318        |
+-----------------------------------+----------------+----------------+
|   กำไร (ขาดทุน) สุทธิ^(/2)           | 30,033         | 34,001         |
+-----------------------------------+----------------+----------------+
|   สินทรัพย์รวม                       | 372,966        | 436,062        |
+-----------------------------------+----------------+----------------+
|   หนี้สินรวม                         | 164,512        | 198,017        |
+-----------------------------------+----------------+----------------+
|   ส่วนของผู้ถือหุ้น                     | 208,454        | 238,045        |
+-----------------------------------+----------------+----------------+

  ที่มา : บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน)

  /1 รวมรายการภาษีเงินได้ ปี 2554 จำนวน 3,102 ล้านบาท และปี 2555 จำนวน 1,416
  ล้านบาท

  /2 กำไร(ขาดทุน)ที่เป็นของผู้ถือหุ้นบริษัทใหญ่หลังหักส่วนที่เป็นของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย ปี 2554
  จำนวน 1,541 ล้านบาท และ

  ปี 2555 จำนวน 448 ล้านบาท

4.2.3.1.2 บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด (PTTPM)

(1) ก่อตั้งเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2548
    เพื่อประกอบธุรกิจด้านการตลาดและจำหน่ายผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ทั้งในและ
    ต่างประเทศให้กับบริษัทในกลุ่ม ปตท. ด้วยทุนจดทะเบียน 40 ล้านบาท
    ปัจจุบันผู้ถือหุ้นประกอบด้วย ปตท. , PTTGC และ IRPC ในสัดส่วนร้อยละ 50 : 25 : 25
    ตามลำดับ

ในส่วนของการจัดหาผลิตภัณฑ์ PTTPM รับผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก PE
และผลิตภัณฑ์พลอยได้จากโรงงานผลิตเม็ดพลาสติกของ PTTGC, BPE และ PTTPE ,
รับเม็ดพลาสติก PP จากโรงงานบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC) และเม็ดพลาสติก PS
จากโรงงานบริษัทไทยสไตรีนิคส์ จำกัด (TSCL) นอกจากนี้บริษัทฯ
ยังจัดหาผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกวิศวกรรมและผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกชีวภาพ เช่น Nylon 6, EVA,
PBT, PLA และ PBS และอื่นๆ จากการนำเข้ามาจัดจำหน่ายเพื่อสนองความต้องการของลูกค้า

(2) การจัดจำหน่าย

PTTPM จัดจำหน่ายเม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ ทั้งในประเทศและต่างประเทศ
ผ่านตัวแทนจำหน่าย(Agents) และ ขายตรง

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท PTTPM ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 8 คน
โดยเป็นผู้บริหารจาก ปตท. จำนวน 4 คน นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่ของบริษัท

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ PTTPM ในปี 2553 - ปี 2555 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------ ------------- ------------- -------------
  งบการเงิน                       ปี 2553        ปี 2554        ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ         39,300        63,461        70,919

  รายได้รวม                       39,456        63,720        71,133

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)            39,343        63,520        70,990

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ                116           200           143

  สินทรัพย์รวม                      4,964         6,625         8,084

  หนี้สินรวม                        4,665         6,141         7,459

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                    298           484           625
  ------------------------------ ------------- ------------- -------------

4.2.3.1.3 บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL)

ก่อตั้งเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2547 เพื่อผลิตสารฟีนอล ขนาดกำลังการผลิต 200,000 ตันต่อปี
อะซีโตน 125,000 ตันต่อปี และ บิสฟีนอล-เอ (BPA) 150,000 ตันต่อปี
โดยโรงงานฟีนอลและโรงงาน BPA ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมตะวันออก ตำบลมาบตาพุด
จังหวัดระยอง ได้เริ่มผลิตเชิงพาณิชย์เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2552 และวันที่ 16 เมษายน 2554
ตามลำดับ

โดยโรงงาน BPA เป็นโครงการต่อเนื่องจากการผลิตสารฟีนอล
เพื่อช่วยทำให้บริษัทมีสายโซ่อุปทานที่ยาวขึ้น มีความยืดหยุ่นในการผลิตเพื่อตอบสนองสภาวะตลาด
ช่วยลดความผันผวนของรายได้บริษัทฯ นอกจากนี้ยังเป็นการสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับผลิตภัณฑ์ต้นน้ำคือ
โพรพิลีนและเบนซีนของกลุ่ม ปตท.
และเป็นแนวทางการดำเนินการต่อเนื่องถึงผลิตภัณฑ์ขั้นปลายของสายฟีนอล

ปัจจุบันผู้ถือหุ้นประกอบด้วย ปตท. และ PTTGC ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 60 ตามลำดับ

เมื่อวันที่ 27 มีนาคม 2552 บริษัทฯ เพิ่มทุนจดทะเบียนจาก 7,000 ล้านบาท เป็น 9,252
ล้านบาท (92.52 ล้านหุ้น มูลค่าหุ้นละ 100 บาท) โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 PPCL
มีทุนที่ออกและชำระแล้วจำนวน 8,351.20 ล้านบาท

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบหลักของบริษัทฯ คือโพรพิลีนปริมาณ 95,000 ตันต่อปี และเบนซีนปริมาณ 180,000 ตันต่อปี
ซึ่งจัดหาจาก PTTGC

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัทฯจำหน่ายผลิตภัณฑ์ฟีนอล อะซีโตน และ BPA ในประเทศและส่งออกต่างประเทศ
คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 16 : 84

 (3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท PPCL ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 10 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. จำนวน 4 คน นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PPCL ในปี 2553 - ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ----------------------------- ------------- ------------- --------------
  งบการเงิน                      ปี 2553        ปี 2554        ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ        13,167        15,708        16,203

  รายได้รวม                      13,420        15,919        16,598

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)           10,746        13,568        16,502

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ              2,674         2,351         96

  สินทรัพย์รวม                     20,077        22,438        23,310

  หนี้สินรวม                       10,159        10,157        10,870

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                   9,918         12,281        12,440
  ----------------------------- ------------- ------------- --------------

4.2.3.1.4 บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC)

ก่อตั้งเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2526 เพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายเม็ดพลาสติก
Polypropylene (PP) 750,000 ตันต่อปี โดยโรงงานตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด
จังหวัดระยอง

ปัจจุบันผู้ถือหุ้นประกอบด้วย ปตท. กลุ่มนักลงทุนไทย และ Basell Thailand Holdings B.V.
ในสัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 41.44 : 30.00 : 28.56 ตามลำดับ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

 วัตถุดิบหลักของ HMC คือ โพรพิลีน (Propylene) และโพรเพน ซึ่งจัดหามาจากภายในประเทศภายใต้สัญญาซื้อขายระยะยาว

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัทฯ จำหน่ายเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP) ในประเทศและส่งออกต่างประเทศ
คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 65 : 35

  (3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท HMC ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 10 คน
โดยเป็นผู้บริหารจากปตท. จำนวน 4 คน และ
ปตท.ได้ส่งตัวแทนเข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัทฯ ตามข้อตกลงที่มีระหว่างผู้ถือหุ้น

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท HMC ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย: ล้านบาท

  -------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                   ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ     17,699         29,175         30,360

  รายได้รวม                   17,957         30,835         30,741

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)        15,713         25,937         27,240

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ           2,244          4,898          3,501

  สินทรัพย์รวม                  39,978         39,685         42,063

  หนี้สินรวม                    15,800         16,064         15,690

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                24,178         23,621         26,373
  -------------------------- -------------- -------------- --------------

 (5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

โครงการ Propane Dehydrogenation and Polypropylene (PDH/PP)
ประกอบด้วยโรงงาน PDH ขนาด 310,000 ตันต่อปี และโรงงาน PP ขนาด 300,000 ตันต่อปี
โดยรับวัตถุดิบเป็นก๊าซโพรเพนประมาณ 388,000 ตันต่อปี จากโรงแยกก๊าซฯ ปตท.
โดยมุ่งเน้นการผลิตเม็ดพลาสติก PP Specialty Grade ซึ่งมีราคาสูงกว่าเม็ดพลาสติก PP
Commodity Grade ทั่วไป ซึ่งโรงงาน PP และ PDH เริ่มผลิตเชิงพาณิชย์เมื่อวันที่ 20 กันยายน
2553 และ 16 กุมภาพันธ์ 2554 ตามลำดับ

4.2.3.1.5 บริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด (PTTAC)

ก่อตั้งเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2549 เพื่อผลิตสาร Acrylonitrile (AN : อะคริโลไนไตรล์)
กำลังการผลิต 200,000 ตันต่อปี ซึ่งนำไปใช้เป็นส่วนประกอบในการผลิตเสื้อผ้า พรม
และส่วนประกอบของอุปกรณ์ไฟฟ้าและโรงงานผลิตสาร Methyl Methacrylate (MMA : เมทิล
เมตะคริเลต) กำลังการผลิต 70,000 ตันต่อปี ซึ่งเป็นวัตถุดิบหลักในการผลิตเม็ดพลาสติก PMMA
โดยจะใช้เทคโนโลยีใหม่ล่าสุดของ AKCC และเป็นครั้งแรกของโลกที่ใช้ก๊าซโพรเพน
เป็นวัตถุดิบในการผลิตสารอะคริโลไนไตรล์แทนการใช้โพรพิลีน
ที่ตั้งของโรงงานอยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมเหมราชตะวันออก จังหวัดระยอง
เพื่อรองรับความต้องการของสาร AN และ MMA ในประเทศ และส่งออกต่างประเทศบางส่วน

ปัจจุบันผู้ถือหุ้นประกอบด้วย ปตท. , Asahi และ Marubeni ในสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 48.50
: 48.50 : 3 ตามลำดับ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

ใช้ก๊าซโพรเพนจากโรงแยกก๊าซฯ ปตท. และ Acetone จาก บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL)
เป็นวัตถุดิบ หลักในการผลิต

(2) การจัดจำหน่าย

เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในไตรมาส 1 ปี 2556

  (3) การบริหาร

คณะกรรมการ PTTAC ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 6 คน
เป็นผู้บริหารจากปตท. จำนวน 1 คน และ ปตท.
ได้ส่งตัวแทนเข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัทฯ ตามข้อตกลงที่มีระหว่างผู้ถือหุ้น

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PTTAC ปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------ ------------- ------------- -------------
  งบการเงิน                       ปี 2553        ปี 2554        ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ         -             -             1,279

  รายได้รวม                       660           8             1,281

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)            443           913           1,975

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ               217           (905)         (694)

  สินทรัพย์รวม                      25,987        28,722        31,125

  หนี้สินรวม                        12,248        15,198        18,295

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                    13,739        13,524        12,830
  ------------------------------ ------------- ------------- -------------

4.2.3.1.6 บริษัท พีทีที โพลีเมอร์โลจิสติกส์ จำกัด (PTTPL)

ก่อตั้งเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2549 โดย ปัจจุบัน ปตท. ถือหุ้นทั้งหมดแต่ผู้เดียว
เพื่อดำเนินธุรกิจด้านโลจิสติกส์แบบครบวงจรทั้งในและต่างประเทศ ประกอบด้วย
การบริหารจัดการบรรจุภัณฑ์ การบริหารจัดการเก็บสินค้า และการบริหารขนส่งสินค้าของกลุ่มบริษัท
ปตท. ทั้งทางรถยนต์ รถไฟ และทางเรือ ด้วยระบบการจัดการและเทคโนโลยีที่ทันสมัย บริษัทฯ
สามารถให้บริการงานโลจิสติกส์สำหรับเม็ดพลาสติกประมาณ 1.65 ล้านตันต่อปี
และจะขยายการให้บริการเพิ่มขึ้นตามการขยายตัวของธุรกิจปิโตรเคมีของกลุ่ม ปตท.
โดยมีทุนจดทะเบียนและเรียกชำระแล้ว 1,200 ล้านบาท

วัตถุประสงค์หลักของการจัดตั้งบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ โลจิสติกส์ ขึ้นนั้น
เพื่อให้เป็นหน่วยงานที่ให้บริการด้าน
โลจิสติกส์ครบวงจรแก่บริษัทปิโตรเคมีกลุ่ม ปตท. ในราคาที่แข่งขันได้ในตลาด
และมุ่งเน้นการให้บริการที่มีประสิทธิภาพ และทันสมัย ซึ่งจะสอดคล้องกับกลยุทธ์ในด้าน Achieve
Cost Competitiveness และสร้างความแข็งแกร่งให้กับธุรกิจปิโตรเคมีของ กลุ่ม ปตท.

ศูนย์กระจายสินค้าระหว่างประเทศของบริษัท พีทีที โพลีเมอร์ โลจิสติกส์ ตั้งอยู่บนพื้นที่ 88 ไร่ ณ
ตำบล
มาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาดจัดเก็บสินค้า 1.2 ล้านตัน เพื่อให้บริการแก่ลูกค้าในกลุ่ม ปตท.

(1) การบรรจุ การจัดเก็บ และการบริหารคลังสินค้า

ปัจจุบัน PTTPL ให้บริการด้านการบริหารบรรจุภัณฑ์และบริหารคลังสินค้า
โดยผ่านศูนย์กระจายสินค้าระหว่างประเทศที่มาบตาพุด
และให้บริการในสถานประกอบการของลูกค้าในกลุ่ม ปตท. เช่น PTTGC, BPE, HMC PTTPE และ
PPCL เป็นต้น

(2) การขนส่งสินค้า

PTTPL ให้บริการขนส่งเม็ดพลาสติกและผลิตภัณฑ์อื่นๆ ทั้งในประเทศและต่างประเทศ
โดยให้บริการขนส่งแบบ Multi Modal ทั้งทางรถยนต์ รถไฟ และทางเรือ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท PTTPL ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. ทั้งหมด นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ PTTPL ซึ่งรวมถึงรักษาการกรรมการผู้จัดการ

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ PTTPL ปี 2553 - ปี 2555 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------ ------------- ------------- -------------
  งบการเงิน                       ปี 2553        ปี 2554        ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ         721           1,381         1,668

  รายได้รวม                       728           1,395         1,682

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)            710           1,118         1,282

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ               18            277           400

  สินทรัพย์รวม                      3,045         2,942         3,195

  หนี้สินรวม                        1,809         1,429         1,285

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                    1,236         1,513         1,910
  ------------------------------ ------------- ------------- -------------

4.2.3.1.7 บริษัท พีทีที เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริง จำกัด (PTTME)

จัดตั้งขึ้นเมื่อเดือนกรกฎาคม 2547 โดยเป็นการถือหุ้นร่วมกันระหว่าง บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ
จำกัด (มหาชน) (60%) (ปัจจุบันคือ บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน)) และ
Toyo Thai Corporation (40%) และมีชื่อแรกเริ่มในการก่อตั้งคือ บริษัท เอ็นพีทีซี
เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริ่ง เซอร์วิสเซส จำกัด (NPTC)

เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2551 NPTC ได้เปลี่ยนชื่อเป็นบริษัท อัลลายแอนด์ แพลนเซอร์วิส จำกัด
(APS) และได้เปลี่ยน ผู้ถือหุ้นจากบริษัท Toyo Thai Corporation เป็น บริษัท ปตท จำกัด
(มหาชน) ต่อมาเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2552 ได้เปลี่ยนชื่อ เป็นบริษัท พีทีที เมนเทนแนนซ์ แอนด์
เอนจิเนียริง จำกัด (PTTME) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อประกอบธุรกิจด้านวิศวกรรม
การออกแบบก่อสร้าง และงานก่อสร้างโครงการต่างๆ รวมทั้งให้บริการงานซ่อมบำรุงต่างๆ
ในโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและโรงงานอุตสาหกรรมทุกประเภท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
PTTME มีทุนจดทะเบียน 200,000,000 บาท เป็นทุนที่ออกและชำระแล้วจำนวน 136,848,600
บาท และสัดส่วนการถือหุ้นระหว่าง ปตท. : PTTGC อยู่ที่ร้อยละ 40 : 60

(1) การให้บริการ

PTTME ให้บริการด้านซ่อมบำรุง และวิศวกรรม (Maintenance & Engineering: M&E)
การออกแบบ ก่อสร้าง และงานก่อสร้างโครงการต่างๆ สำหรับบริษัทในกลุ่ม ปตท. และลูกค้าทั่วไป

(2) การบริหาร

คณะกรรมการ PTTME ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 5 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. จำนวน 2 คน

(3) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ PTTME ในปี 2553 - ปี 2555 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------ ------------- ------------- -------------
  งบการเงิน                       ปี 2553        ปี 2554        ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ         1,430         1,933         2,248

  รายได้รวม                       1,442         1,948         2,253

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)            1,263         1,802         1,907

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ               179           146           47

  สินทรัพย์รวม                      795           1,028         1,420

  หนี้สินรวม                        343           513           929

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                    452           515           491
  ------------------------------ ------------- ------------- -------------

4.2.3.1.8 บริษัท พีทีที แทงค์ เทอร์มินัล จำกัด (PTT Tank)

บริษัท พีทีที แทงค์ เทอร์มินัล จำกัด (PTT Tank) จัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2552
โดยการถือหุ้นจากบริษัท ปตท จำกัด (มหาชน) ร้อยละ 100
มีทุนจดทะเบียนที่ออกและชำระแล้วจำนวน 2,500,000,000 บาท (หุ้นละ 100 บาท)
มีวัตถุประสงค์ในการจัดตั้งบริษัทเพื่อดำเนินธุรกิจให้บริการเก็บและขนถ่ายเคมีภัณฑ์เหลว น้ำมัน
และก๊าซสำหรับลูกค้าในกลุ่ม ปตท.การให้บริการ

บริษัทฯ ให้บริการท่าเทียบเรือ และบริการ รับ-เก็บ-จ่าย ผลิตภัณฑ์ให้แก่บริษัทกลุ่ม ปตท.
ในเขตพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด โดยบริษัทเริ่มให้บริการในเชิงพาณิชย์ได้ตั้งแต่วันที่ 21
เมษายน 2554 มีท่าเทียบเรือ 2 ท่า Max. Cargo Size 60,000 DWT
ซึ่งสามารถรองรับผลิตภัณฑ์ผ่านท่าได้สูงสุด 2,000,000 ตันต่อปี มี Throughput Rate 200,000
ตัน/ปี (Utilization 20%) และมีถังเก็บผลิตภัณฑ์เหลวทั้งสิ้น 7 ถัง เพื่อเก็บ Sulfuric
Acid, Propylene, Methyl Methacrylate, Acrylonitrile, Ammonia

(1) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 มีจำนวน 3 ท่าน เป็นผู้บริหารจาก ปตท.ทั้งหมด

(2) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PTT Tank ในปี 2553 - ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------ ------------- ------------- -------------
  งบการเงิน                       ปี 2553        ปี 2554        ปี 2555
                                                             (Unaudited)

  รายได้จากการขายและบริการ         -             361           565

  รายได้รวม                       12            404           711

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)            36            307           457

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ               (24)          97            254

  สินทรัพย์รวม                      3,710         4,359         4,450

  หนี้สินรวม                        1,247         1,801         1,643

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                    2,462         2,558         2,807
  ------------------------------ ------------- ------------- -------------

(3) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2552 บริษัทได้รับโอนสัญญาจาก ปตท. ซึ่งเดิม ปตท.
ทำสัญญากับการนิคมอุตสาหกรรม (กนอ.) ไว้ จำนวน 2 สัญญา ได้แก่
สัญญาการใช้พื้นที่ภายในบริเวณท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุดระยะที่ 1 ส่วนขยาย เนื้อที่ประมาณ
57.8 ไร่ เพื่อก่อสร้างคลังเก็บสินค้าเหลว และสัญญาร่วมดำเนินงาน
เพื่อการพัฒนาพื้นที่ก่อสร้างท่าเทียบเรือนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด

4.2.3.1.9 บริษัท พีทีที เอ็มซีซี ไบโอเคม จำกัด (PTTMCC)

คณะกรรมการปตท.ในการประชุมนัดพิเศษ ครั้งที่ 2/2554 เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2554
มีมติเห็นชอบให้ ปตท. จัดตั้งบริษัทร่วมทุนกับบริษัท Mitsubishi Chemical Corporation
(MCC) เพื่อผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์พลาสติกชีวภาพชนิด พอลิบิวทิลีนซัคซีเนต (Polybutylene
Succinate หรือ PBS)
ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมและสามารถสลายตัวได้ภายในอุณหภูมิปกติ

(1) ปตท. และ MCC ได้ร่วมกันจัดตั้งบริษัท พีทีที เอ็มซีซี ไบโอเคม จำกัด (PTT MCC Biochem
Company Limited หรือ PTTMCC) เมื่อวันที่ 30 มีนาคม พ.ศ. 2554 ด้วยทุนจดทะเบียน 360
ล้านบาท โดย ปตท. และ MCC ถือหุ้นฝ่ายละเท่ากัน โดยในระหว่างปี 2554-2555
บริษัทฯได้ดำเนินการต่าง ๆ ดังนี้

-   โครงการ PBS : พัฒนาตลาด PBS การออกแบบทางวิศวกรรมเพื่อก่อสร้างโรงงาน
    คัดเลือกผู้รับเหมา ก่อสร้าง รวมถึงการได้รับอนุมัติรายงาน IEE
    และการได้รับการส่งเสริมการลงทุนโครงการจาก BOI
    โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินการก่อสร้างโรงงานในไตรมาส 1/2556

-   การร่วมทุนในโครงการ BSA : การคัดเลือกเทคโนโลยีในการผลิต Bio-Succinic Acid
    (BSA) ซึ่งเป็นวัตถุดิบหลักในการผลิต PBS
    รวมถึงศึกษาความเป็นไปได้ในการลงทุนและการประมาณการเงินลงทุน

(2) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัทฯ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 จำนวน 6 คน
ประกอบด้วยผู้บริหารจากปตท.จำนวน 3 คน และ MCC จำนวน 3 คน โดยผู้บริหารจาก MCC
ดำรงตำแหน่งประธานคณะกรรมการบริษัทฯ และ ผู้บริหารจากปตท. ดำรงตำแหน่ง
กรรมการผู้จัดการบริษัทฯ

  (3) การจัดหาวัตถุดิบ

สารตั้งต้นหลักที่ใช้ในการผลิต PBS ได้แก่ Bio-Succinic Acid(BSA) และสาร 1,4
Butanediol (BDO) โดยระหว่างช่วงที่โรงงาน BSA ยังไม่แล้วเสร็จ บริษัทฯจะนำเข้า BSA
มาใช้ในการผลิต และในส่วนของ BDO นั้นระยะแรกบริษัทฯมีความจำเป็นต้องนำเข้า
ทั้งนี้บริษัทฯมีแผนที่ดำเนินการพิจารณาการลงทุนโครงการผลิต Bio-based BDO ในประเทศไทย
โดยจะติดตามการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตกับผู้พัฒนาต่อไป

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัทฯในปี 2554 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------------------- ------------------- -------------------
  งบการเงิน                         ปี 2554              ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ           -                   -

  รายได้รวม                         7                   8

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)              15                  37

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                 (8)                 (29)

  สินทรัพย์รวม                        359                 329

  หนี้สินรวม                          7                   6

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                      352                 323
  -------------------------------- ------------------- -------------------

4.2.3.2 หน่วยธุรกิจการกลั่น 

ปตท. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันผ่านบริษัทในเครือ 4 บริษัทได้แก่ บริษัท ไทยออยล์ จำกัด
(มหาชน) (TOP) บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) บริษัท
บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (BCP) และบริษัท ไออาร์พีซี จำกัด(มหาชน) (IRPC)

ปตท. ดำเนินธุรกิจขายน้ำมันดิบที่ ปตท.
จัดหามาจากแหล่งน้ำมันในประเทศและต่างประเทศให้กับโรงกลั่นและรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นเพื่อจำหน่ายต่อให้แก่ลูกค้าของกลุ่มธุรกิจน้ำมัน
ซึ่งโดยทั่วไปแล้วปริมาณผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ ปตท. รับซื้อจะอ้างอิงจากสัดส่วนการถือหุ้นของ
ปตท. ในโรงกลั่นนั้นๆ

ในช่วงระยะเวลาสามปีที่ผ่านมา โรงกลั่นน้ำมันของแต่ละบริษัทในเครือ ปตท.
มีกำลังการกลั่นและอัตราการใช้กำลังการกลั่นที่เกิดจากการนำน้ำมันดิบและวัตถุดิบเข้ากลั่น ดังนี้

  หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+---------+
| โ     | กำลัง  | ปี     |       | ปี     |       | ปี     |         |
| รงกลั่น |       | 2553  |       | 2554  |       | 2555  |         |
|       | ก     |       |       |       |       |       |         |
|       | ารกลั่น |       |       |       |       |       |         |
+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+---------+
|       |       | ปริมาณ | อัต    | ปริมาณ | อัต    | ปริมาณ | อัตราการ |
|       |       | น     | ราการ | น     | ราการ | น     |         |
|       |       | ้ำมันดิบ |       | ้ำมันดิบ |       | ้ำมันดิบ | ใช้กำลัง  |
|       |       |       | ใ     |       | ใ     |       |         |
|       |       | /     | ช้กำลัง | /     | ช้กำลัง | /     | การกลั่น  |
|       |       | วัตถุดิบ |       | วัตถุดิบ |       | วัตถุดิบ |         |
|       |       |       | ก     |       | ก     |       | (ร้อยละ) |
|       |       | ท     | ารกลั่น | ท     | ารกลั่น | ท     |         |
|       |       | ี่ใช้กลั่น |       | ี่ใช้กลั่น |       | ี่ใช้กลั่น |         |
|       |       |       | (ร    |       | (ร    |       |         |
|       |       |       | ้อยละ) |       | ้อยละ) |       |         |
+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+---------+
| TOP   | 275   | 261   | 95    | 283   | 103   | 278   | 101     |
| ^(/1) |       |       |       |       |       |       |         |
+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+---------+
| SPRC  | 155   | 158   | 102   | 153   | 99    | 161   | 104     |
| ^(/2) |       |       |       |       |       |       |         |
+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+---------+
| BCP   | 120   | 89    | 74    | 90    | 75    | 77    | 64      |
| ^(/3) |       |       |       |       |       |       |         |
+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+---------+
| IRPC  | 215   | 174   | 81    | 160   | 74    | 175   | 81      |
| ^(/4) |       |       |       |       |       |       |         |
+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+---------+
| PTTGC | 145   | 145   | 100   | 131   | 90    | 146   | 100     |
| ^(/5) |       |       |       |       |       |       |         |
+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+---------+

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน, กลุ่ม ปตท.

/1 ในปี 2553 TOP หยุดซ่อมอุปกรณ์แลกเปลี่ยนความร้อน (Heat Exchanger)
ของหน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาหน่วยที่ 2(CCR-2) เป็นเวลา 15 วัน
ซ่อมบำรุงหน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซินที่ 3 เป็นเวลา 10 วัน
เปลี่ยนสารเร่งปฏิกิริยาหน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันดีเซลหน่วยที่ 2 เป็นเวลา 13 วัน
ซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นน้ำมันดิบที่ 1 (CDU-1) เป็นเวลา 7 วัน
และหน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาที่ 1 (CCR-1) เป็นเวลา 11 วัน
เปลี่ยนสารเร่งปฏิกิริยาในหน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วมที่ 1
(HCU-1) เป็นเวลา 14 วัน และหยุดซ่อมบำรุงใหญ่หน่วยกลั่นน้ำมันดิบที่ 2 (CDU-2)
และหน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซินที่ 2 (HDT-2) ตั้งแต่ 10 พ.ย.-22 ธ.ค. 53

  ในปี 2554 TOP มีการซ่อมบำรุงหน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาหน่วยที่ 2
  และหน่วยกลั่นสุญญากาศหน่วยที่ 3 รวมระยะเวลาประมาณ 19 วัน

  ในปี 2555 TOP หยุดเดินเครื่องหน่วยต่างๆ เพื่อทำการซ่อมบำรุงตามวาระ ได้แก่
  หนวยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันดีเซลที่ 2 (HDS2: Hydrodesulfurization2)
  พร้อมเปลี่ยนสารเร่งปฏิกิริยาระหวางวันที่ 4 – 17 พ.ค. 55 หน่วยกลั่นน้ำมันดิบที่ 1
  (CDU-1) หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซินที่ 1 (HDT-1) และหน่วยกลั่นสุญญากาศที่ 1
  (HVU-1) ระหว่างวันที่ 15 ส.ค. - 10 ก.ย.55

  /2 ในปี 2553 SRPC หยุดการเดินเครื่องเพื่อซ่อมบำรุงหน่วย PGP, RFCCU, HVGO,
  Platformer ระหว่างวันที่ 4-9 ส.ค. 53 เป็นเวลา 6 วัน และหน่วย PGP, RFCCU,
  HVGO, Platformer, NHTU ,VDU และ CDU ระหว่างวันที่ 4-8 ต.ค. 53 เป็นเวลา 5 วัน
  เนื่องจากผลกระทบจากหน่วย RFCCU หยุดการเดินเครื่องเพราะอุปกรณ์หลัก

  ในปี 2554 SPRC หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น Platformer ตามกำหนดเวลา ระหว่างวันที่ 6-20
  มี.ค. 54 เป็นเวลา 15 วันต่อเนื่อง

  และหยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น PGP และ RFCCU
  เนื่องจากการสูญเสียความสมดุลของแรงดันในวาล์วตัวหลักลดต่ำลง ระหว่างวันที่ 6-7 และ 23
  มี.ค. 54 เป็นเวลา 3 วัน

  หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น HVGO ตามกำหนดเวลา ระหว่างวันที่ 6-20 มี.ค. 54 เป็นเวลา 15
  วันต่อเนื่อง

  หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น RFCCU ช่วงเดือน พ.ค. 54 และ ส.ค. 54 เป็นเวลารวมทั้งสิ้น 9
  วัน

  หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น DHTU
  ตามแผนเนื่องมาจากการเปลี่ยนตัวเร่งปฏิกิริยาและเตรียมการเชื่อมโยงกับกระบวนการผลิตใหม่
  ระหว่างวันที่ 15 ก.ย. - 21 ต.ค. 54 เป็นเวลารวมทั้งสิ้น 37 วัน

  ในปี 2555 หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น RFCCU วันที่ 24-26 ม.ค. 55 และ 13-17 ส.ค. 55
  เป็นเวลารวมทั้งสิ้น 8 วัน หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น DHTU วันที่13-27 มี.ค. 55 เป็นเวลา 15
  วัน และหยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น NHTU ช่วง 22 -30 ต.ค. 55 เป็นเวลาทั้งสิ้น 9 วัน

  /3 ปี 2554 และ ปี 2555 BCP หยุดซ่อมบำรุงประจำปี ในวันที่ 3 ก.พ.– 6 มี.ค. 54
  จำนวน 32 วัน และ วันที่ 25 พ.ค. -23 มิ. ย. 55 จำนวน 30 วัน ตามลำดับ และ
  หยุดซ่อมแซมหน่วยกลั่นน้ำมันดิบที่ 3 กำลังผลิต 80
  พันบาร์เรลต่อวันเนื่องจากอุบัติเหตุติดไฟในหอแยกน้ำมันก๊าด วันที่ 4 ก.ค. – 5 พ.ย. 55
  จำนวน 125 วัน

  /4 ในปี 2553 IRPC หยุดโรงงานเนื่องจากไฟฟ้าขัดข้องรวม 3 ครั้ง

  ในปี 2554 IRPC หยุดซ่อมบำรุงโรงงานปิโตรเคมีตามกำหนดเวลา นาน 3 สัปดาห์ ในไตรมาส
  1 และหยุดซ่อมบำรุงใหญ่ตามแผน นาน 49 วัน ระหว่างวันที่ 31 ต.ค – 18 ธ.ค.

  /5 PTTGC (PTTAR ในปี 2553)
  คิดเฉพาะกำลังการกลั่นของหน่วยกลั่นน้ำมันดิบไม่รวมหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสท

  ในปี 2553 มีการหยุดการผลิตบางส่วนเพื่อทำความสะอาดเตาเผา (Decoking)
  ของหน่วยแตกตัวน้ำมันหนักด้วยความร้อน
  (VBU)และหยุดผลิตทั้งหมดเพื่อทำความสะอาดคอลัมน์ที่อุดตันของหน่วยสร้างเสถียรภาพของแนฟทา(NHT)
  เป็นเวลา 2.4 วัน

  ในปี 25554 มีการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนระหว่างวันที่ 1 ก.พ. -19 มี.ค. เป็นเวลา 47 วัน

โดยโรงกลั่นมีการผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปออกมา ในปี 2553 – ปี 2555 ดังนี้

หน่วย : ล้านบาร์เรล

  --------------------------------- ------------ ------------ -------------
  ผลิตภัณฑ์                            ปี 2553       ปี 2554       ปี 2555

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)             18           21           20

  น้ำมันเบนซิน                         49           46           46

  น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน/น้ำมันก๊าด       38           36           32

  น้ำมันดีเซล                          125          126          140

  น้ำมันเตา                           32           32           32

  ยางมะตอย                          5            4            4

  อื่นๆ                               33           46           54

  รวม                               301          310          328
  --------------------------------- ------------ ------------ -------------

  ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

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

  /2 ปริมาณการผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ผลิตจาก 4 โรงกลั่น รวมกับที่ผลิตจากบริษัท PTTGC

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ผลิตได้จากแต่ละโรงกลั่นได้มีการจัดจำหน่ายทั้งในประเทศและส่งออกไปจำหน่ายยังตลาดต่างประเทศ
ดังนี้

หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

+-------+-------+------------+-------+-----------+-------+-----------+
| โ     | ปี     |            | ปี     |           | ปี     |           |
| รงกลั่น | 2553  |            | 2554  |           | 2555  |           |
+-------+-------+------------+-------+-----------+-------+-----------+
|       | ปริม   | สัดส่ว       | ปริม   | สัดส่วน     | ปริม   | สัดส่วน     |
|       | าณการ | นการจำหน่าย | าณการ | การจำหน่าย | าณการ | การจำหน่าย |
|       | จ     |            | จ     |           | จ     |           |
|       | ำหน่าย | ในประเทศ / | ำหน่าย | ในประเทศ  | ำหน่าย | ในประเทศ  |
|       |       | ต่างประเทศ  |       | /         |       | /         |
|       |       |            |       | ต่างประเทศ |       | ต่างประเทศ |
|       |       | (ร้อยละ)    |       |           |       |           |
|       |       |            |       | (ร้อยละ)   |       | (ร้อยละ)   |
+-------+-------+------------+-------+-----------+-------+-----------+
| TOP   | 276   | 80 / 20    | 305   | 87/13     | 296   | 88/12     |
+-------+-------+------------+-------+-----------+-------+-----------+
| SPRC  | 170   | 85 / 15    | 166   | 81/19     | 178   | 78/22     |
+-------+-------+------------+-------+-----------+-------+-----------+
| BCP   | 103   | 85 / 15    | 103   | 86/14     | 100   | 91/9      |
| ^(/1) |       |            |       |           |       |           |
+-------+-------+------------+-------+-----------+-------+-----------+
| IRPC  | 140   | 63 / 37    | 135   | 64/36     | 157   | 61/39     |
+-------+-------+------------+-------+-----------+-------+-----------+
| PTTGC | 152   | 64/36      | 151   | 68/32     | 193   | 70/30     |
| ^(/2) |       |            |       |           |       |           |
+-------+-------+------------+-------+-----------+-------+-----------+

  ที่มา : กลุ่ม ปตท.

/1 บางจาก มีการจัดหา/แลกเปลี่ยนผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นอื่นในประเทศ
ในส่วนที่ผลิตได้ไม่เพียงพอมาจำหน่ายในตลาดของตนเอง

  /2 PTTGC (PTTAR ในปี 2553) เป็นปริมาณการจำหน่ายเฉพาะหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ

4.2.3.2.1 บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (TOP)

บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจการกลั่นน้ำมันที่มีกระบวนการผลิตที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพสูงเพื่อผลิตและจำหน่ายน้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูปป้อนตลาดในประเทศเป็นส่วนใหญ่
ทั้งยังขยายการลงทุนให้ครอบคลุมธุรกิจการผลิตสารพาราไซลีน ธุรกิจการผลิตนํ้ามันหล่อลื่นพื้นฐาน
ธุรกิจผลิตไฟฟ้า ธุรกิจขนส่งนํ้ามันดิบ นํ้ามันปิโตรเลียม และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีทางเรือและทางท่อ
ธุรกิจด้านการบริหารจัดการเรือ ธุรกิจพลังงานทดแทน ธุรกิจสารทำละลาย
และธุรกิจให้บริการด้านการบริหารดูแลวิชาชีพในแขนงต่างๆ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.10
ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในสัดส่วนร้อยละ 50.90

TOP ตั้งอยู่ที่อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกันยายน 2507
ด้วยกำลังการกลั่นนํ้ามันดิบเริ่มแรก 35,000 บาร์เรลต่อวัน
หลังจากนั้นได้มีการลงทุนพัฒนาและขยายกำลังการผลิตอย่างต่อเนื่องจนในปี 2550 มีกำลังการผลิตที่
220,000 บาร์เรลต่อวัน จากนั้นในเดือน มิถุนายน 2550 TOP
มีกำลังการกลั่นเพิ่มขึ้นจากความสำเร็จของโครงการ Hot Oil ซึ่งทำการเชื่อมโยงให้ระบบของ
TLB ส่งความร้อนมาเพิ่มอุณหภูมิของน้ำมันดิบให้สูงขึ้นก่อนเข้าสู่หน่วยกลั่นที่ 1
ทำให้กำลังการกลั่นของTOP เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 5,000 บาร์เรลต่อวันเป็น 225,000
บาร์เรลต่อวัน และในเดือน ธันวาคม 2550
การดำเนินการก่อสร้างหน่วยกลั่นส่วนขยายเพื่อเพิ่มกำลังการผลิตของหน่วย CDU-3 แล้วเสร็จ
ทำให้ปัจจุบัน TOP มีกำลังการกลั่นเพิ่มเป็น 275,000 บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 25
ของกำลังการกลั่นน้ำมันดิบทั้งหมดของประเทศ ทั้งนี้ TOP จัดว่าเป็นโรงกลั่นหลักซึ่ง
ปตท.จะใช้เป็นฐานการผลิตเชิงพาณิชย์เพื่อสนับสนุนการตลาดของธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

(1) การผลิต

TOP จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพทางด้านการผลิตสูง
มีความคล่องตัวในการปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตและการเลือกใช้น้ำมันดิบ
สามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่หลากหลายคือมีหน่วย Hydrocracking (HCU), Thermal Cracking
(TCU) และ Fluid Catalytic Cracking (FCC) ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซล
น้ำมันอากาศยาน และน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น การผลิตของ TOP
จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายนอกและภายในประเทศ
โดยแหล่งภายนอกประเทศส่วนใหญ่จะเป็นการนำเข้าทั้งจากแหล่งตะวันออกกลางผ่านการขนส่งทางทะเล
สำหรับแหล่งภายในประเทศจะขนส่งทางรถไฟและทางเรือ
ทั้งนี้การเลือกใช้น้ำมันดิบจะขึ้นอยู่กับราคาและผลตอบแทนที่จะได้รับ

TOP จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้กับ ปตท. ตามสัญญา Product Offtake and
Crude Oil Supply Agreement (POCSA) โดย ปตท. และ TOP
ตกลงที่จะซื้อขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป ณ
ราคาตลาดตามขั้นตอนการกำหนดปริมาณของผลิตภัณฑ์ ข้อกำหนดและเงื่อนไขตามที่ระบุไว้ในสัญญา
POCSA ทั้งนี้ตามขั้นตอนการกำหนดปริมาณของผลิตภัณฑ์ ปตท.
ต้องเสนอชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์ที่ ปตท. ต้องการ ซึ่งต้องเป็นปริมาณอย่างน้อยร้อยละ 49.99
ของกำลังการกลั่น และ TOP จะแจ้งให้ทราบถึงชนิดและปริมาณผลิตภัณฑ์ที่บริษัทฯ สามารถส่งมอบให้
ปตท. ได้ภายในเวลาที่ตกลงกัน นอกจากนี้ ปตท. มีสิทธิพิเศษตามสัญญาที่จะซื้อผลิตภัณฑ์ ณ
ราคาตลาดในขณะนั้นก่อนลูกค้ารายอื่นในปริมาณสูงสุดร้อยละ 100 ของกำลังการผลิตของบริษัทฯ
ภายใต้เงื่อนไขที่ระบุไว้ในสัญญา POCSA

ปตท. จะรับซื้อผลิตภัณฑ์ของ TOP เพื่อการจำหน่ายในตลาดภายในประเทศให้ได้มากที่สุด
และบริษัทฯ ต้องตั้งเป้าหมายที่จะดำเนินการตามความต้องการของ ปตท. ในการผลิตผลิตภัณฑ์ของ
TOP ให้ใกล้เคียงที่สุดเท่าที่จะเป็นไปได้ในเชิงพาณิชย์และในทางเทคนิค เงื่อนไข
และข้อกำหนดของการซื้อผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปของ TOP

สัญญา POCSA
สามารถถูกยกเลิกโดยที่คู่สัญญาฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งได้แจ้งความจำนงดังกล่าวให้แก่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งเป็นลายลักษณ์อักษรเป็นการล่วงหน้าไม่น้อยว่า
12 เดือน แต่ทั้งนี้ คู่สัญญาไม่สามารถแจ้งความจำนงก่อนครบรอบปีที่ 13 นับจากวันที่สัญญา POCSA
มีผลบังคับใช้

ในการดำเนินธุรกิจเพื่อการเติบโตอย่างยั่งยืน ใส่ใจต่อสิ่งแวดล้อม ชุมชน และสังคม TOP
ได้มีการดำเนินโครงการซึ่งช่วยลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมด้านมลพิษ
โดยการผลิตน้ำมันดีเซลมาตรฐาน EURO IV ซึ่งลดกำมะถันในน้ำมันลงได้ถึง 7 เท่า
รวมทั้งการติดตั้ง Low NOx Burner เพื่อลดการปล่อยก๊าซไนโตรเจนไดออกไซด์ การติดตั้งระบบ
Continuous Emission Monitoring System (CEMs)
เพื่อควบคุมคุณภาพอากาศให้เป็นไปตามที่กฎหมายกำหนด
รวมไปถึงการนำความร้อนจากไอเสียที่ปล่อยทิ้งจากเครื่องผลิตไฟฟ้ากังหันก๊าซกลับมาใช้ใหม่

(2) การจำหน่าย

ใน ปี 2555 TOP มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 87
และส่งออกประมาณร้อยละ 13 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

 (3) การบริหาร

คณะกรรมการของ TOP ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. จำนวน 2 คน นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ TOP ซึ่งรวมถึงตำแหน่งประธานเจ้าหน้าที่บริหาร

(4) ผลการดำเนินงานของ TOP ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                    ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ      318,391        446,241        447,432

  รายได้รวม                    324,352        448,773        451,659

  ค่าใช้จ่ายรวม(รวมภาษี) ^(/1)    315,114        433,602        439,076

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ^(/2)       8,956          14,853         12,320

  สินทรัพย์รวม                   147,148        154,568        170,676

  หนี้สินรวม                     71,578         69,534         79,953

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 75,570         85,034         90,724
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

  ที่มา : บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)

  /1 รวมรายการภาษีเงินได้ (เครดิตภาษีเงินได้) ปี 2553 จำนวน 3,035 ล้านบาท ปี 2554
  จำนวน 5,274 ล้านบาท และ ปี 2555 จำนวน 1,789ล้านบาท

  /2 กำไร(ขาดทุน)ที่เป็นของผู้ถือหุ้นบริษัทใหญ่หลังหักส่วนที่เป็นของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย ปี 2553
  จำนวน 210 ล้านบาท ปี 2554 จำนวน 354 ล้านบาท และ ปี 2555 จำนวน 336 ล้านบาท

(5) การจัดโครงสร้างทางการเงินและการจัดหาเงินกู้ 

 TOP ได้มีการบริหารเงินของบริษัทในเครือในเชิงบูรณาการ เพื่อลดความเสี่ยงทางการเงินอันจะส่งผลให้สามารถประหยัดค่าใช้จ่ายทางการเงินได้ ทั้งนี้ยังให้ความสำคัญในการบริหารความเสี่ยงโดยการกระจายแหล่งเงินกู้ สกุลเงินกู้และประเภทอัตราดอกเบี้ยให้เหมาะสมกับโครงสร้างธุรกิจโดยมุ่งเน้นการกระจายความเสี่ยงและต้นทุนการเงินที่แข่งขันได้เป็นหลัก 

ในด้านการบริหารการเงินของ TOP
และบริษัทในเครือนั้นได้ให้ความสำคัญกับการบริหารกระแสเงินสดที่มีประสิทธิภาพ
รวมทั้งจัดโครงสร้างเงินทุนให้มีความเหมาะสม ซึ่งจะมีทั้งการปรับเงื่อนไขการกู้เงิน
การกระจายแหล่งเงินทุน เช่น การออกหุ้นกู้เพื่อขายนักลงทุนสถาบัน และนักลงทุนรายย่อย
การเตรียมวงเงินสำรองจากสถาบันการเงิน และการออกตั๋วสัญญาใช้เงินระยะสั้น
ทั้งนี้เพื่อให้เพียงพอกับความต้องการใช้เงินทุนหมุนเวียน TOP
ยังให้ความสำคัญกับระเบียบวินัยทางการเงิน (Financial Discipline)
เนื่องจากเป็นสิ่งจำเป็นอย่างยิ่งยวดในการบริหารกิจการท่ามกลางความไม่แน่นอนทางธุรกิจเช่นในปัจจุบัน
โดยบริษัทฯ
มุ่งเน้นการรักษาความสัมพันธ์ที่ดีกับนักลงทุนสถาบันในตลาดทุนอย่างต่อเนื่องเพื่อให้นักลงทุนมีความมั่นใจและเชื่อถือในการดำเนินงาน

TOP ได้มีการออกหุ้นกู้สกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ชนิดไม่มีหลักประกัน จำนวน 350 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
อายุของหุ้นกู้ 10 ปี ประเภทชำระคืนเงินต้นครั้งเดียว ซึ่งจะครบกำหนดชำระคืนเงินต้นในวันที่ 9
มิถุนายน 2558 และหุ้นกู้สกุลเงินบาทชนิดไม่มีหลักประกันและไม่ด้อยสิทธิ 5 ชุด จำนวนรวม
27,750 ล้านบาท ซึ่งจะครบกำหนดไถ่ถอนปี 2556 จำนวน 2,750 ล้านบาท ปี 2557 จำนวน
12,000 ล้านบาท ปี 2560 จำนวน 2,500 ล้านบาท ปี 2565 จำนวน 3,000 ล้านบาท และ ปี
2570 จำนวน 7,500 ล้านบาท

(6) โครงการขยายงานกลั่นและโครงการอื่นๆ

-   โครงการปรับปรุงประสิทธิภาพหน่วยกลั่นนํ้ามันสุญญากาศที่ 2 (High Vacuum Unit) :
    เป็นโครงการเพิ่มขีดความสามารถในการกลั่นแยกนํ้ามันเตาชนิดเบา (Vacuum Gas Oil
    หรือ Waxy Distillated) ออกจากนํ้ามันหนัก (Short Residue)
    ซึ่งนํ้ามันเตาชนิดเบาที่กลั่นแยกได้เพิ่มขึ้นนี้
    สามารถนำไปเพิ่มคุณค่าเป็นนํ้ามันสำเร็จรูปมูลค่าสูงได้ เช่น นํ้ามันเบนซิน และนํ้ามันดีเซล
    เป็นต้น โครงการดังกล่าวครอบคลุมการติดตั้งหน่วยกลั่น Deep Cut
    และการปรับปรุงหน่วยผลิตต่อเนื่องอื่นๆ โดยใช้เงินลงทุนประมาณ 3,000 ล้านบาท ขณะนี้
    อยู่ระหว่างการดำเนินการก่อสร้าง
    คาดว่าโครงการจะแล้วเสร็จและสามารถดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 1 ปี 2557

-   โครงการผลิตไขพาราฟิน ของ บมจ. ไทยลู้บเบส : เป็นโครงการเพิ่มมูลค่าไขสแลค
    (Slack Wax) ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์พลอยได้จากการผลิตนํ้ามันหล่อลื่นพื้นฐานให้เป็นไขพาราฟิน
    (Paraffin Wax) ซึ่งเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมเทียนไข เครื่องสำอาง บรรจุภัณฑ์
    และอาหาร ที่มีอัตราการเติบโตสูง
    โดยมีแผนการลงทุนในหน่วยผลิตใหม่ซึ่งมีกำลังการผลิตไขพาราฟินประมาณ 36,000 ตันต่อปี
    โดยใช้เงินลงทุนราว 1,085 ล้านบาท
    ขณะนี้อยู่ในระหว่างการออกแบบทางวิศวกรรมโดยละเอียด
    คาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในปี 2558

-   โครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ภายใต้โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ
    Cogeneration : ไทยออยล์มี
    กลยุทธ์การลงทุนในธุรกิจผลิตไฟฟ้าเพื่อกระจายความเสี่ยงจากธุรกิจโรงกลั่นนํ้ามันและปิโตรเคมี
    ไปยังธุรกิจที่มีโครงสร้างรายได้ที่แน่นอน ความเสี่ยงตํ่า
    และยังช่วยเสริมความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้าและไอนํ้าของเครือไทยออยล์ด้วย ในปี
    2554ไทยออยล์ได้ผ่านการคัดเลือกให้ขายไฟฟ้าภายใต้โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small
    Power Producer: SPP) ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm จำนวน 2
    โครงการ โครงการละ 90 เมกะวัตต์ มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ ภายในปี 2559
    โดยมีเงินลงทุนโครงการคิดเป็นมูลค่าประมาณ 10,200 ล้านบาท ในขณะนี้
    อยู่ระหว่างการดำเนินการศึกษาวิเคราะห์และจัดทำรายงานการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อม
    (Environmental Impact Assessment: EIA) ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในไตรมาส 2
    ปี 2556 และจะมีการเปิดประมูลคัดเลือกผู้รับเหมาต่อไป

-   โครงการขยายกองเรือของ บจ. ไทยออยล์มารีน : บจ. ไทยออยล์มารีน
    มีแผนการลงทุนผ่าน TOP-NTL Shipping Trust (Business Trust)
    ในประเทศสิงคโปร์ ซึ่งเป็นการร่วมทุนระหว่าง บจ. ไทยออยล์มารีน และ บจ. นทลิน
    โดยมีแผนการจัดหาเรือขนส่งนํ้ามันดิบชนิด VLCC จำนวน 2 ลำ เรือขนส่งก๊าซ VLGC จำนวน
    1 ลำ เรือเคมีขนาด 2,000 ตันบรรทุก (DWT) จำนวน 2 ลำ ขณะเดียวกัน
    มีแผนลงทุนจัดหาเรือขนส่งพนักงานและสัมภาระ (Crew Boat) จำนวน 8 ลำ ภายในปี
    2556-2557 ผ่าน บจ. ท๊อป มารีไทม์ เซอร์วิส ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่างบจ.
    ไทยออยล์มารีน กับ บจ. มาร์ซัน จากแผนธุรกิจฯ ดังกล่าวข้างต้น จะทำให้ บจ.
    ไทยออยล์มารีนมีกองเรือที่มีศักยภาพแข็งแกร่ง
    และมีความพร้อมในการเป็นฐานที่สำคัญในการสนับสนุนการเติบโตของกลุ่ม ปตท.
    และเครือไทยออยล์ อีกทั้งเป็นส่วนสำคัญที่สนับสนุนการนำเข้านํ้ามันและก๊าซของกลุ่ม ปตท.
    เพื่อความมั่นคงของพลังงานไทยอีกด้วย

-   โครงการขยายกำลังการผลิตสารทำละลาย (Solvent) : บจ.
    ศักดิ์ไชยสิทธิอยู่ในระหว่างดำเนินการก่อสร้างเพื่อขยายกำลังการผลิตสารทำละลายจากเดิม
    80,000 ตันต่อปี เป็น 160,000 ตันต่อปี
    เพื่อตอบสนองความต้องการผลิตภัณฑ์สารทำละลายที่เพิ่มขึ้นทั้งภายในประเทศ และในภูมิภาค
    โดยจะขยายกำลังการผลิตทั้งในส่วนของผลิตภัณฑ์เดิม เช่น Hexane, Rubber Solvent,
    TOPSol A100, TOPSol A150 และผลิตภัณฑ์ใหม่ๆ เช่น IsoPentane และ Pentane
    เกรดต่างๆ โดยคาดว่าโครงการจะสามารถดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในเดือนกันยายน ปี
    2556

-   การขยายตลาดของ บจ. ท็อป โซลเว้นท์ : บจ. ท็อป โซลเว้นท์ มีแผนที่จะรุกตลาด
    Specialty Product และ Tailor Made Hydro-carbon Solvent
    ซึ่งเป็นตลาดที่มีกลุ่มลูกค้าเฉพาะ
    แต่เป็นผลิตภัณฑ์ที่ให้ผลตอบแทนต่อหน่วยสูงกว่าผลิตภัณฑ์สารทำละลายทั่วไป
    โดยมีเป้าหมายดำเนินการขยายตลาดใน 3 พื้นที่หลัก ได้แก่ 1) ประเทศในกลุ่ม AEC 2)
    เอเชียตะวันออกเฉียงเหนือ และ 3) ตะวันออกกลาง ในปัจจุบัน บจ. ท็อป โซลเว้นท์ได้ตั้ง
    Representative Office ในประเทศจีน และมีแผนงานจะจัดตั้ง Representative
    Office เพิ่มเติมอีกแห่งที่เมืองดูไบ ประเทศสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์
    เพื่อสนับสนุนการทำการตลาดในกลุ่มประเทศตะวันออกกลางในอนาคต

-   โครงการปรับปรุงสายการผลิตเพื่อรองรับการใช้กากนํ้าตาลเป็นวัตถุดิบของ บจ. อุบล ไบโอ
    เอทานอล :
    โครงการนี้จะช่วยเพิ่มความยืดหยุ่นในการผลิตให้สามารถเลือกใช้วัตถุดิบได้ทั้งจากมันสำปะหลังและกากนํ้าตาล
    ทั้งยังเสริมประสิทธิภาพในการบริหารจัดการต้นทุนวัตถุดิบและเพิ่มศักยภาพในการแข่งขัน
    โดยเมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2555 คณะกรรมการ บจ. อุบล ไบโอ เอทานอล
    ได้มีมติอนุมัติการลงทุนดังกล่าวภายใต้งบประมาณการลงทุนไม่เกิน 300 ล้านบาท ทั้งนี้คาดว่า
    บจ. อุบลไบโอ เอทานอล จะก่อสร้างแล้วเสร็จ
    และเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ภายในไตรมาสแรกของปี 2556 โดย บจ. อุบล ไบโอ
    เอทานอลจะมีกำลังการผลิตเอทานอลทั้งสิ้น 400,000 ลิตรต่อวัน

4.2.3.2.2 บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC)

บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน)
ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายในประเทศและส่งออก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 36 ส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 64 ถือโดยบริษัท บริษัท เชฟรอน เซาท์
เอเชีย โฮลดิ้งส์ พีทีอี ลิมิเต็ด ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของบริษัทเชฟรอน คอร์ปอเรชั่น (เชฟรอน)

SPRC ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2539 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 155,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 14 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

 (1) การผลิต

SPRC จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Residue Fluid Catalytic Cracking (RFCCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลได้เพิ่มขึ้น การผลิตของ SPRC
จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากภายนอกและภายในประเทศ โดย ปตท. บริษัท เชฟรอน สหรัฐอเมริกา
(Chevron USA) และบริษัทเชฟรอน (ประเทศไทย) ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชฟรอน
เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ (Feedstock Supply Agreement)

(2) การจัดจำหน่าย

SPRC ดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Purchase and Sale
Agreement) โดยผู้ถือหุ้นมีภาระผูกพันที่จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจาก SPRC
เฉลี่ยไม่น้อยกว่า 88,200 บาร์เรลต่อวัน ตามสัดส่วนการถือหุ้น ตามราคาตลาดในประเทศ
นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว SPRC
ยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้แก่ โพรไพลีน
แนฟธาชนิดเบา และรีฟอร์เมท

ในปี 2555 SPRC มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 78
และส่งออกประมาณร้อยละ 22 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ SPRC ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 9 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท.
2 คน จากบริษัทในเครือของเชฟรอน 4 คน และกรรมการอิสระ 3 ท่าน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ SPRC ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  -------------------------- -------------- -------------- --------------
  งบการเงิน                   ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ     203,162        240,294        263,376

  รายได้รวม                   204,591        241,353        265,046

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)   199,028        233,468        260,350

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ           5,563          7,885          4,697

  สินทรัพย์รวม                  71,835         81,103         81,798

  หนี้สินรวม                    19,774         21,156         33,982

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                52,061         59,947         47,816
  -------------------------- -------------- -------------- --------------

  ที่มา: บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

  /1 รวมรายการภาษีเงินได้(เครดิตภาษีเงินได้) ปี 2553 จำนวน 2,389 ล้านบาท ปี 2554
  จำนวน 3,424 ล้านบาท และ ปี 2555 จำนวน 1,435ล้านบาท

(5) การแปลงสภาพเป็นบริษัท มหาชน

SPRC ได้รับความเห็นชอบจากผู้ถือหุ้นให้แปรสภาพเป็นบริษัท จำกัด (มหาชน)
ตามพระราชบัญญัติบริษัทมหาชนจำกัด พ.ศ. 2535 โดย SPRC
ได้จดทะเบียนแปรสภาพเป็นบริษัทมหาชน จำกัด เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2555

4.2.3.2.3 บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (BCP)

บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)
เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ดำเนินธุรกิจหลักเกี่ยวกับการบริหารโรงกลั่นน้ำมันและจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปผ่านสถานีบริการภายใต้เครื่องหมายการค้าของบริษัท
โดยจำหน่ายให้ผู้ใช้ในภาคขนส่ง สายการบิน เรือเดินสมุทร ภาคก่อสร้าง ภาคอุตสาหกรรม
ภาคเกษตร และการจำหน่ายผ่านผู้ค้าน้ำมันรายใหญ่ รายเล็ก
และลูกค้ารายย่อยทั่วไปรวมทั้งดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 27.22

โรงกลั่นน้ำมันของ BCP ตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในนามบริษัท
บางจากปิโตรเลียม จำกัด ตั้งแต่เดือนเมษายน 2528 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 120,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 11 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ ณ ปี 2555

(1) การผลิต

BCP ได้ลงทุนในโครงการ PQI (Product Quality Improvement Project)
ซึ่งได้เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ในเดือน ธันวาคม 2552 โดยโครงการดังกล่าวใช้เทคโนโลยี
Hydrocracking ซึ่งเป็นกระบวนการแปลงน้ำมันชนิดหนัก บางส่วน(น้ำมันเตา)
ให้เป็นน้ำมันชนิดเบา (น้ำมันเบนซินและดีเซล) ที่มีมูลค่าสูง ซึ่งจะทำให้ BCP ยกระดับจาก
Simple Refinery เป็นโรงกลั่นประเภท Complex Refinery
และเพิ่มศักยภาพในการทำกำไรในระยะยาว นอกจากนี้ BCP
ได้มุ่งเน้นในเรื่องของระบบความปลอดภัยและระบบป้องกันมลภาวะต่อสิ่งแวดล้อมเป็นอย่างมาก
เนื่องจากเป็นโรงกลั่นที่ตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร การผลิตของ BCP
จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายในและภายนอกประเทศเช่นเดียวกับ TOP โดย
ปตท.จัดหาน้ำมันดิบให้ BCP
ตามสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบเพชรซึ่งได้ทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบระยะยาวตลอดอายุการผลิต
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2528 ส่วนสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบในประเทศอื่นๆ มีระยะเวลา 1 ปี
โดยจะมีการเจรจาต่ออายุสัญญาปีต่อปี

นอกจากนี้ ปตท. ยังได้จัดทำสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ (Feedstock Supply Agreement)
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2549 และสิ้นสุดในระยะเวลา 12 ปี นับตั้งแต่วันที่โครงการ
PQI เริ่มดำเนินการทางการเชิงพาณิชย์ได้ (Commercial Operation Date) โดย ปตท.
จะจัดหาน้ำมันดิบทั้งหมดให้กับ BCP เป็นการเพิ่มศักยภาพในการจัดหาวัตถุดิบเพื่อใช้ในการผลิต

 (2) การจัดจำหน่าย

วันที่ 16 พฤษภาคม 2549 ปตท. ได้จัดทำสัญญาการรับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป (Product
Offtake Agreement) กับ BCP มีผลสิ้นสุดในระยะเวลา 12 ปี นับตั้งแต่วันที่โครงการ PQI
เริ่มดำเนินการทางการเชิงพาณิชย์ได้ (Commercial Operation Date: COD) โดยหลัง COD
ของโครงการ PQI แล้วเสร็จ ปตท. จะรับผลิตภัณฑ์จาก BCPไม่น้อยกว่า 30%
ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน อย่างไรก็ตาม BCP
ยังมีการจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปส่วนใหญ่ผ่านช่องทางการจำหน่ายของตนเอง ดังนี้

  1) การค้าปลีกและตลาดอุตสาหกรรม

-   การจำหน่ายผ่านสถานีบริการน้ำมัน

-   การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง

-   การจำหน่ายให้กิจการอุตสาหกรรม

  2) การจำหน่ายให้ผู้ค้าน้ำมันรายอื่น:
  เป็นการจำหน่ายให้กับบริษัทผู้ค้าน้ำมันขนาดใหญ่และปานกลางที่มีคลังน้ำมันเป็นของตนเอง
  เพื่อนำไปจำหน่ายต่อแก่ผู้บริโภคอีกทอดหนึ่ง ใน ปี 2555 BCP
  มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 91 และส่งออกประมาณร้อยละ 9
  ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

  คณะกรรมการบริษัท BCP ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 14 คน
  เป็นผู้บริหารจาก ปตท. 2 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ BCP ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- -------------- -------------- ---------------
  งบการเงิน                    ปี 2553^(/3)    ปี 2554         ปี 2555

  รายได้จากการขายและบริการ      136,369        158,610        165,246

  รายได้รวม                    138,192        160,333        168,162

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)    135,303        154,701        163,860

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ^(/2)       2,796          5,610          4,273

  สินทรัพย์รวม                   58,412         61,596         70,853

  หนี้สินรวม                     35,632         31,717         38,530

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 22,780         29,879         32,323
  --------------------------- -------------- -------------- ---------------

  ที่มา : บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

  /1 รวมรายการภาษีเงินได้ (เครดิตภาษีเงินได้) ปี 2553 จำนวน 995 ล้านบาท ปี 2554
  จำนวน 615 ล้านบาท และ ปี2555 จำนวน 715 ล้านบาท

  /2 กำไร(ขาดทุน)ที่เป็นของผู้ถือหุ้นบริษัทใหญ่หลังหักส่วนที่เป็นของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย ปี 2553
  จำนวน 76 ล้านบาท ปี 2554 จำนวน 22ล้านบาท และ ปี 2555 จำนวน 30 ล้านบาท

  /3 ในปี 2554
  บริษัทได้เปลี่ยนแปลงนโยบายการบัญชีเกี่ยวกับการบันทึกบัญชีสินทรัพย์ถาวรจากราคาที่ตีใหม่เป็นราคาทุน
  และได้ปฏิบัติตามมาตรฐานบัญชี ฉบับที่ 19 เรื่องผลประโยชน์พนักงาน
  ภายใต้นโยบายการบัญชีใหม่
  หนี้สินของกลุ่มบริษัทเกี่ยวกับผลประโยชน์หลังออกจากงานและหนี้สินผลประโยชน์ระยะยาวอื่น
  เพื่อปฎิบัติให้สอดคล้องกับการปฎิบัติในกลุ่มอุตสาหกรรมเดียวกัน
  การเปลี่ยนแปลงดังกล่าวถือปฎิบัติโดยวิธีปรับย้อนหลัง ซึ่งมีผลทำให้สินทรัพย์รวม ณ วันที่ 31
  ธันวาคม 2553 ลดลงเป็นจำนวน 4,041 ล้านบาท หนี้สินรวมเพิ่มขึ้น 231 ล้านบาท
  และส่วนของผู้ถือหุ้นลดลงจำนวน 4,272 ล้านบาท
  การเปลี่ยนแปลงดังกล่าวไม่มีผลกระทบต่อผลกำไรและกำไรต่อหุ้นสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม
  2554 และ 2553

(5) การปรับโครงสร้างทางการเงินและการจัดหาเงินกู้ 

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัทฯ มีทุนจดทะเบียน 1,531,643,461 บาท ทุนชำระแล้ว
1,376,923,157 บาท โดยแบ่งเป็นหุ้นสามัญ จำนวน 1,376,923,157 หุ้น มูลค่าที่ตราไว้หุ้นละ
1 บาท

ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2549 บริษัทฯ ได้ออกใบสำคัญแสดงสิทธิที่จะซื้อหุ้นสามัญที่ออกใหม่ของบริษัทฯ
(BCP-W1) จำนวน 69,092,486 หน่วย โดยจัดสรรให้แก่ผู้ถือหุ้นเดิมในอัตรา 10 หุ้นสามัญเดิมต่อ
1 หน่วยใบสำคัญแสดงสิทธิ มีอายุ 5 ปี โดยใบสำคัญแสดงสิทธิ 1 หน่วย มีสิทธิซื้อหุ้นสามัญได้ 1 หุ้น
ราคาใช้สิทธิที่จะซื้อหุ้นสามัญเท่ากับ 18 บาทต่อหุ้น
ซึ่งปัจจุบันใบสำคัญแสดงสิทธิได้ครบอายุและพ้นสภาพจากการเป็นหลักทรัพย์จดทะเบียนตั้งแต่วันที่ 14
พฤษภาคม 2554

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2553 บริษัทฯ
มีหุ้นกู้แปลงสภาพที่อยู่ในรูปของใบแสดงสิทธิในผลประโยชน์ที่เกิดจากหุ้นกู้แปลงสภาพของบริษัทฯ
(BCP141A) ซึ่งออกโดย บริษัท สยามดีอาร์ จำกัด คงเหลือ 135,097 หน่วย
มูลค่าที่ตราไว้หน่วยละ 10,000 บาท รวมมูลค่า 1,350,970,000 บาท
ซึ่งปัจจุบันใบสำคัญแสดงสิทธิได้ถูกไถ่ถอนเป็นหุ้นกู้แปลงสภาพและถูกแปลงเป็นหุ้นสามัญแล้วทั้งหมด

และนอกจากนี้บริษัทฯ ออกหุ้นกู้แปลงสภาพด้อยสิทธิ ชนิดห้ามโอนเปลี่ยนมือเสนอขายให้แก่ บริษัท
ปตท. จำกัด (มหาชน) จำนวน 58,560 หน่วย มูลค่าที่ตราไว้หน่วยละ 10,000 บาท รวมมูลค่า
585,600,000 บาท ซึ่งในปี 2554
หุ้นกู้แปลงสภาพดังกล่าวได้ถูกแปลงเป็นหุ้นสามัญแล้วทั้งหมดเช่นกัน

  (6) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆโครงการปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน

เป็นโครงการก่อสร้างหน่วยแตกตัวโมเลกุลน้ำมัน (Cracking Unit) และหน่วยอื่นๆ
โดยมีมูลค่าการลงทุนประมาณ 378 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ทำให้โรงกลั่น BCP
เปลี่ยนเป็นโรงกลั่นประเภท Complex Refinery
ซึ่งสามารถลดสัดส่วนการผลิตน้ำมันเตาให้อยู่ในระดับใกล้เคียงกับโรงกลั่นอื่นๆ
ทั้งนี้การก่อสร้างโครงการแล้วเสร็จ โดยเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ วันที่ 7 ธันวาคม
2552 เป็นต้นมา

ธุรกิจผลิตไบโอดีเซล

BCP ได้ลงทุนโรงงานผลิตไบโอดีเซลบนพื้นที่บริษัทฯ ที่อำเภอบางปะอิน ภายใต้ชื่อบริษัท
บางจากไบโอฟูเอล จำกัด ตั้งแต่ปี 2552 โดยได้รับผลตอบแทนที่ดี
และเป็นการสนับสนุนต่อนโยบายส่งเสริมพลังงานทดแทนของภาครัฐ
สามารถสร้างรายได้ให้กับเกษตรกร ซึ่งสำหรับปี 2555 บริษัท บางจากไบโอฟูเอล จำกัด
ได้ปรับปรุงกระบวนการผลิต (De-bottleneck) แล้วเสร็จโดยสามารถเพิ่มกำลังผลิตเป็น
360,000 ลิตรต่อวัน จาก 300,000 ลิตรต่อวัน
เพื่อรองรับความต้องการใช้ไบโอดีเซลที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคต

  ธุรกิจผลิตเอทานอล

BCP ได้เข้าซื้อหุ้นสามัญในบริษัท อุบล ไบโอ เอทานอล จำกัด ที่อำเภอนาเยีย จังหวัดอุบลราชธานี
จำนวน 583,000 หุ้น หรือคิดเป็นร้อยละ 21.28 ของจำนวนหุ้นทั้งหมด
ซึ่งประกอบกิจการผลิตเอทานอลโดยใช้มันสำปะหลังสด มันเส้นและกากน้ำตาลเป็นวัตถุดิบ
โรงงานอยู่ระหว่างการก่อสร้าง คาดว่าจะเสร็จประมาณไตรมาส 1 ปี 2556 มีกำลังผลิต
400,000 ลิตรต่อวัน
การลงทุนในธุรกิจเอทานอลยังช่วยเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาเอทานอลรองรับแผนการขยายการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์
E20 และ E85 ในอนาคต

  ธุรกิจโซลาร์ฟาร์มบางปะอิน

"Sunny Bangchak" ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) จำนวน 118 เมกะวัตต์
กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) และกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ส่วนเพิ่มค่าไฟฟ้า
(Adder) ในอัตรา 8 บาท/หน่วย และจัดตั้งขึ้นเป็นบริษัท บางจาก โซลาร์เอ็นเนอร์ยี จำกัด
เพื่อบริหารและดำเนินธุรกิจการผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์ โดยดำเนินการเฟสแรกที่
อำเภอบางปะอิน จังหวัดพระนครศรีอยุธยา
ซึ่งดำเนินการก่อสร้างหน่วยผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ขนาด 8 เมกะวัตต์แล้วเสร็จ
เริ่มผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคได้ตั้งแต่วันที่ 5 สิงหาคม 2554
แต่ต้องหยุดดำเนินงานชั่วคราวจากเหตุการณ์อุทกภัยตั้งแต่วันที่ 16 ตุลาคม 2554
ทั้งนี้สามารถกลับมาผลิตได้อีกครั้งตั้งแต่วันที่ 2 เมษายน 2555 โดยบริษัทฯ
สามารถเริ่มการผลิตในเชิงพาณิชย์ (COD) เฟส 1 รวม 38 เมกะวัตต์ได้ตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม
2555 และยังเปิดเป็นศูนย์การเรียนรู้พลังงานทดแทน
เพื่อให้ประชาชนทั่วไปสามารถเยี่ยมชมและเรียนรู้ผ่านนิทรรศการและกิจกรรมมากมาย นอกจากนี้
BCP กำลังก่อสร้างโครงการผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์ เฟสที่ 2 ที่อำเภอบางปะหัน
จังหวัดพระนครศรีอยุธยาและอำเภอบำเหน็จณรงค์ จังหวัดชัยภูมิ มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย
(PPA) 32 เมกะวัตต์ ซึ่งจะแล้วเสร็จในไตรมาส 1 ปี 2556 โดยบริษัทฯ
มีแผนขยายการติดตั้งโครงการการผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์ให้มีปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุดเสนอขาย
118 เมกะวัตต์

4.2.3.2.4 บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC)

บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) (IRPC) เดิมชื่อ บริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทย จำกัด
(มหาชน) (TPI) เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจอุตสาหกรรมปิโตรเคมีครบวงจร โดยเริ่มผลิตเม็ดพลาสติกในปี 2525
และได้ขยายการดำเนินธุรกิจเพิ่มขึ้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต่างๆ
จนสามารถผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีครบวงจรในปี 2543
จากสภาวะวิกฤตเศรษฐกิจของประเทศและการประกาศเปลี่ยนแปลงระบบอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศในเดือนกรกฏาคม
2540 ส่งผลกระทบต่อฐานะการเงินของบริษัทฯ
อย่างรุนแรงจนบริษัทต้องเข้าอยู่ภายใต้การฟื้นฟูกิจการเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2543
หลังจากนั้นบริษัทฯได้มีการดำเนินการตามแผนฟื้นฟูกิจการจนเป็นผลสำเร็จ โดย ปตท.
และกลุ่มผู้ร่วมลงทุนชำระเงินค่าหุ้นเพิ่มทุน เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2548 ทำให้ ปตท.
ถือหุ้นในบริษัทฯ เป็นสัดส่วนร้อยละ 31.5 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่น ได้แก่ ธนาคารออมสิน
กองทุนรวมวายุภักษ์หนึ่ง และกองทุนบำเหน็จบำนาญข้าราชการ และเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2549
ศาลล้มละลายกลางได้มีคำสั่งยกเลิกการฟื้นฟูกิจการของบริษัทฯ โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
ปตท. ถือหุ้นบริษัทฯเป็นสัดส่วนร้อยละ 38.51 โรงงานของบริษัทฯ ตั้งอยู่ที่ตำบลเชิงเนิน
อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง ประกอบด้วย โรงกลั่นน้ำมันและโรงงานปิโตรเคมีครบวงจร
โดยโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ สามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ
รวมถึงผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่น คือ น้ำมันหล่อลื่น ยางมะตอย
ผลิตภัณฑ์น้ำมันส่วนหนึ่งนำมาใช้เป็นวัตถุดิบของผลิตภัณฑ์ ปิโตรเคมี ได้แก่ โอเลฟินส์ อะโรเมติกส์
ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิตเม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ ได้แก่ เม็ดพลาสติกชนิด High Density
Polyethylene (HDPE), Polypropylene (PP), Acrylonitrile Butadiene Styrene
(ABS), Styrene Acrylonitril (SAN), Expanded Polystyrene (EPS) และ
Polystyrene (PS)
เพื่อจำหน่ายให้ผู้ประกอบการในอุตสาหกรรมพลาสติกขั้นต่อเนื่องนำไปเป็นวัตถุดิบเพื่อผลิตเป็นผลิตภัณฑ์พลาสติกสำเร็จรูปชนิดต่างๆ
บริษัทฯ มีสาธารณูปโภคที่ใช้ในการสนับสนุนการดำเนินงานของบริษัทฯ เช่น ท่าเรือน้ำลึก คลังน้ำมัน
โรงไฟฟ้า ทำให้บริษัทฯ ได้เปรียบด้านการบริหารจัดการและสามารถประหยัดต้นทุนโดยขนาด
(Economy of Scale) เช่น ค่าขนส่งวัตถุดิบ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบหลักของบริษัทมากกว่าร้อยละ 90 คือ น้ำมันดิบ (Crude)
โดยน้ำมันดิบส่วนใหญ่นำเข้าจากกลุ่มประเทศในตะวันออกกลาง บริษัทฯ
มีนโยบายจัดหาวัตถุดิบจากแหล่งต่างๆ ที่นำมาผลิตแล้วให้ผลตอบแทนสูงสุด ปัจจุบัน IRPC
ซื้อน้ำมันดิบส่วนใหญ่ผ่านบริษัทในกลุ่ม ปตท. เพื่อลดค่าใช้จ่ายต่างๆ เช่น ค่า L/C, ค่าขนส่ง
เป็นต้น

(2) การจัดจำหน่าย

-   ผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก

บริษัทฯ มีนโยบายเน้นการขายในประเทศ โดยเป็นการขายผ่านตัวแทนจำหน่ายและการขายตรง
ส่วนการขายต่างประเทศจะขายผ่านตัวแทนการค้าในต่างประเทศ นอกจากนี้ บริษัทฯ
มีนโยบายจะขายผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกผ่านบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด
ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ ปตท. บริษัทฯ จึงเข้าไปลงทุนในบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง
จำกัด โดยถือหุ้นร้อยละ 25 เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2551

-   ผลิตภัณฑ์น้ำมัน

ผลิตภัณฑ์น้ำมันมีลักษณะช่องทางการจำหน่าย ได้แก่ การจำหน่ายผ่านสถานีบริการ (Retail),
การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง, การจำหน่ายให้ลูกค้าขายส่ง (Wholesales),
การจำหน่ายให้ลูกค้ามาตรา 7, การส่งออก (Export) ให้กับผู้ค้าน้ำมันในต่างประเทศ,
การจำหน่ายน้ำมันดีเซล หรือ Automotive Diesel Oil (ADO) และ น้ำมันเตา (Fuel Oil)
ให้กับเรือที่มาใช้บริการ ท่าเทียบเรือของ IRPC
และการจำหน่ายน้ำมันให้กับสมาคมประมงในน่านน้ำ ทั้งนี้ในปี 2555 IRPC
มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 61 และส่งออกประมาณร้อยละ 39
ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ IRPC ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 17 คน
เป็นผู้บริหารจาก ปตท. จำนวน 4 คน นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ IRPC ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการใหญ่

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ IRPC ในปี 2553 – ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| งบการเงิน                   | ปี 2553      | ปี 2554      | ปี 2555      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   รายได้จากการขายและบริการ   | 221,611     | 246,888     | 292,430     |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   รายได้รวม                 | 223,497     | 246,085     | 294,993     |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)      | 217,311     | 242,144     | 295,952     |
|   ^(/1)                    |             |             |             |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   กำไร (ขาดทุน) สุทธิ^(/2)    | 6,100       | 3,941       | (959)       |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   สินทรัพย์รวม                | 120,458     | 132,119     | 141,977     |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   หนี้สินรวม                  | 45,587      | 56,197      | 67,815      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   ส่วนของผู้ถือหุ้น              | 74,871      | 75,922      | 74,162      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+

  ที่มา : บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน)

  /1 รวมรายการภาษีเงินได้ ปี 2553 จำนวน 130 ล้านบาท ปี 2554 จำนวน 85 ล้านบาท
  และปี 2555 จำนวน 65 ล้านบาท

  /2 กำไร(ขาดทุน)ที่เป็นของผู้ถือหุ้นบริษัทใหญ่หลังหักส่วนที่เป็นของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย ปี 2553
  จำนวน 4 ล้านบาท ปี 2554 จำนวน 11 ล้านบาทและ ปี 2555 จำนวน 21 ล้านบาท

  /3 ในปี 2555 บริษัทได้เปลี่ยนนโยบายการบัญชีสำหรับการรับรู้อนุพันธ์ทางการเงิน
  จากเดิมที่รับรู้ในงบการเงินตั้งแต่วันเริ่มแรกเป็นรับรู้เมื่อมีการจ่ายชำระตามสัญญา
  และใช้วิธีปรับปรุงย้อนหลังสำหรับการเปลี่ยนแปลงนโยบายการบัญชีดังกล่าว ซึ่งมีผลกระทบต่อ
  งบแสดงฐานะการเงิน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2554 โดยสินทรัพย์รวม ลดลง 57,841 ล้านบาท
  หนี้สินรวม ลดลง 48,797 ล้านบาท และส่วนของผู้ถือหุ้นลดลง 9,044 ล้านบาท
  และกระทบต่องบกำไรขาดทุนเบ็ดเสร็จปี 2554 โดยรายได้รวม ลดลง 62 ล้านบาท
  ค่าใช้จ่ายรวม เพิ่มขึ้น 103 ล้านบาท และ กำไรสุทธิ ลดลง 165 ล้านบาท

(5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

โครงการขยายกำลังการผลิตโพรพิลีนซึ่งแล้วเสร็จและดำเนินการผลิตได้ในเดือนตุลาคม 2555
ส่วนโครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินการ ได้แก่ โครงการขยายกำลังการผลิตเม็ดพลาสติก ABS
(ABS6) คาดว่าจะแล้วเสร็จและดำเนินการผลิตได้ในเดือนเมษายน 2556
และแผนการลงทุนในโครงการฟีนิกซ์
ซึ่งเป็นโครงการที่ครอบคลุมธุรกิจหลักและธุรกิจสนับสนุนของบริษัทฯ
ทั้งด้านการพัฒนาและปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิต
ด้านการบริหารจัดการทรัพย์สินที่มีอยู่เพื่อสร้างรายได้เพิ่มขึ้น
ด้านการพัฒนาผลิตภัณฑ์เพื่อสิ่งแวดล้อมอย่างยั่งยืน
ด้านการขยายกำลังการผลิตในสายผลิตภัณฑ์ที่ให้ผลตอบแทนสูง เป็นต้น ในปี 2555
บริษัทฯได้ร่วมลงทุนกับบริษัท อูเบะเคมีคอลส์ (เอเชีย) จำกัด (มหาชน)
ผู้นำตลาดระดับสากลในผลิตภัณฑ์ คาโปรแลคตัมและไนล่อน 6 ในสัดส่วนร้อยละ 25
เพื่อเพิ่มโอกาสทางธุรกิจด้านปิโตรเคมี

4.2.4 ธุรกิจการลงทุนต่างประเทศ

ปตท.
ขยายการลงทุนต่างประเทศอย่างต่อเนื่องโดยมีเป้าหมายในการสร้างรายได้จากการดำเนินธุรกิจในต่างประเทศ
ในสัดส่วนร้อยละ 20 ของรายได้ทั้งหมดของ ปตท. ภายในปี 2563 โดยลงทุนผ่านบริษัท พีทีที
อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ในธุรกิจถ่านหิน ก๊าซธรรมชาติ และ LNG
รวมถึงธุรกิจไฟฟ้าและพลังงานทดแทน และธุรกิจอื่นๆ ที่ต่อเนื่องของ ปตท. ในต่างประเทศ
และบริษัท พีทีที กรีนเอนเนอร์ยี จำกัด ในธุรกิจปลูกและพัฒนาสวนปาล์ม

4.2.4.1 บริษัท พีทีที อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (PTTI)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2550 ได้มีมติอนุมัติการจัดตั้งบริษัท
พีทีที อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (PTT International Company Limited – PTTI)
โดยจดทะเบียนเป็นบริษัทจำกัดในประเทศไทย และมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นตัวแทน ปตท.
ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับธุรกิจถ่านหิน ก๊าซธรรมชาติ และ LNG
รวมถึงธุรกิจไฟฟ้าและพลังงานทดแทน และธุรกิจอื่นๆ ที่ต่อเนื่องของ ปตท.
ในต่างประเทศโดยมีทุนจดทะเบียนเริ่มต้น 100,000,000บาท
ซึ่งได้ดำเนินการจดทะเบียนบริษัทแล้วเสร็จ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2550 โดย ปตท. ถือหุ้นทั้งหมด
100%

ต่อมา ณ วันที่ 1 เมษายน 2552 ในการประชุมสามัญผู้ถือหุ้น ประจำปี 2552
ที่ประชุมได้มีมติพิเศษอนุมัติให้ PTTI เพิ่มทุนจดทะเบียนจาก 100,000,000 บาท เป็น
16,600,000,000 บาท โดยการออกหุ้นใหม่เป็นหุ้นสามัญจำนวน 1,650,000,000 หุ้น
มูลค่าหุ้นละ 10 บาท และมติการประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้น ครั้งที่ 1/2554 เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์
2554 มีมติให้เพิ่มทุนจดทะเบียนอีกจำนวนทั้งสิ้น 19,445,000,000 บาท
โดยการออกหุ้นใหม่เป็นหุ้นสามัญจำนวน 1,944,500,000 หุ้น มูลค่าหุ้นละ 10 บาททำให้บริษัทฯ
มีทุนจดทะเบียนรวมทั้งสิ้น 36,045,000,000 บาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
บริษัทฯมีทุนจดทะเบียนที่เรียกชำระแล้วจำนวน 33,316,000,000 บาท (หุ้นสามัญ
3,331,600,000 หุ้น มูลค่าหุ้นละ 10 บาท)

(1) ความก้าวหน้าของการดำเนินธุรกิจ

- บริษัท East Mediterranean Gas (EMG): เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550
ที่ประชุมคณะกรรมการ PTTI ครั้งที่ 1/2550 มีมติอนุมัติการลงทุนซื้อหุ้น EMG ตามที่ ปตท.
มอบหมาย จำนวนร้อยละ 25 คิดเป็นจำนวนหุ้น 36.75 ล้านหุ้น และอนุมัติ การกู้เงิน
Shareholder’s Loan จาก ปตท. ในวงเงินรวม 621 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเทียบเท่า
21,735 ล้านบาทเพื่อซื้อหุ้น EMG โดย PTTI ได้ทำสัญญาเงินกู้ (Shareholder’s Loan) กับ
ปตท. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2550 และในวันที่ 4 ธันวาคม 2550 PTTI
ได้เบิกใช้วงเงินกู้ดังกล่าวเพื่อซื้อหุ้นบริษัท EMG ในสัดส่วนร้อยละ 25 เป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น
16,479 ล้านบาท

บริษัท EMG
เป็นบริษัทแห่งเดียวที่ได้รับสิทธิในการส่งออกก๊าซธรรมชาติจากประเทศอียิปต์เพื่อจำหน่ายยังประเทศอิสราเอลภายใต้
MOU ของทั้งสองประเทศ โดยบริษัท EMG มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากบริษัท Egyptian
General Petroleum Corp. (EGPC)/Egyptian Natural Gas Holding Company
(EGAS) ในปริมาณ 677 ล้านลบ.ฟุต/วัน เป็นเวลา 20 ปี
โดยขนส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากเมือง Al-Arish ในประเทศอียิปต์ไปยังเมือง
Ashkelon ทางตอนใต้ของประเทศอิสราเอล และได้เริ่มดำเนินการโครงการในไตรมาส 1 ปี
2551 ทั้งนี้ PTTI ได้สิทธิในการเป็นกรรมการในบริษัท EMG จำนวนทั้งสิ้น 3 คน

บริษัท EMG มีผลการดำเนินงานขาดทุนสุทธิในปี 2551 จำนวน 25.48 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในปี
2552 ขาดทุนสุทธิจำนวน 41.52 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในปี 2553 มีผลการดำเนินงานกำไรสุทธิ
42.50 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในขณะที่ปี 2554 มีผลการดำเนินงานขาดทุนสุทธิจำนวน 52.10
ล้านเหรียญสหรัฐฯ
ซึ่งเป็นผลมาจากเหตุการณ์ความไม่สงบในประเทศอียิปต์อย่างต่อเนื่องนับตั้งแต่เดือน กุมภาพันธ์
2554 เป็นต้นมา
โดยประชาชนได้ลุกฮือขึ้นต่อต้านและล้มรัฐบาลภายใต้การปกครองของอดีตประธานาธิบดีมูบารัคสำเร็จ
ทำให้อียิปต์ตกอยู่ภายใต้การปกครองชั่วคราวของรัฐบาลทหารก่อนจะเข้าสู่กระบวนการเลือกตั้งรัฐบาลใหม่
รวมถึงเกิดเหตุการณ์วางระเบิดท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ EGAS อย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ EGAS
ไม่สามารถส่งก๊าซฯให้กับ EMG ติดต่อกันเป็นระยะเวลานาน ส่งผลกระทบต่อธุรกิจของ EMG
อย่างมีนัยสำคัญ และยังเป็นผลให้ PTTI ได้จัดทำการประเมินมูลค่าการลงทุนใน EMG
เนื่องด้วยสถานการณ์ตั้งแต่ไตรมาสที่ 2 ปี 2554
มีเหตุบ่งชี้ว่าอาจเกิดการด้อยค่าของเงินลงทุนในโครงการดังกล่าว PTTI
จึงได้ทำการประเมินมูลค่าที่คาดว่าจะได้รับคืน (Recoverable amount) ของเงินลงทุนใน EMG
ณ วันที่ 1 ตุลาคม 2554 ด้วยวิธีส่วนลดกระแสเงินสด (DCF method) ส่งผลให้
บริษัทฯต้องบันทึกรับรู้การด้อยค่าทางบัญชีดังกล่าว โดย ที่ประชุมคณะกรรมการบริษัทฯ นัดพิเศษ วันที่
29 พฤศจิกายน 2554 ได้มีมติอนุมัติให้บริษัทฯ บันทึกการด้อยค่าเงินลงทุนใน EMG
บนงบการเงินรวมของบริษัทฯ ประจำปี 2554 เป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 5,821.7 ล้านบาท
และรับรู้ผลขาดทุนดังกล่าวในงบการเงินเฉพาะกิจการเป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 9,049.38 ล้านบาท

สืบเนื่องจากเหตุการณ์วางระเบิดท่อส่งก๊าซฯ ในประเทศอียิปต์อย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ EGPC/EGAS
ไม่สามารถดำเนินการส่งก๊าซฯ ให้แก่ EMG เป็นระยะเวลายาวนานทั้งสิ้นกว่า 13 เดือน
รวมถึงเกิดข้อพิพาทระหว่าง Egyptian Natural Gas Holding และ Egyptian General
Petroleum Corporation (“EGAS/EGPC”) กับ EMG เกี่ยวกับสัญญาซื้อขายก๊าซฯ
ในหลายประเด็นรวมถึงการไม่สามารถชำระค่าก๊าซฯ ภายในระยะเวลาที่กำหนด โดยต่อมา
EGPC/EGAS ได้ส่งจดหมายแจ้งขอยกเลิกสัญญาซื้อขายก๊าซฯ มายัง EMG เมื่อวันที่ 18 เมษายน
2555 โดย EMG ได้ดำเนินการออกจดหมายแจ้งกลับไปยัง EGAS/EGPC ลงวันที่ 22 เมษายน .
2555 เพื่อชี้แจงว่าการบอกเลิกสัญญาดังกล่าวมิชอบด้วยกฎหมายและเรียกร้องให้ EGPC/EGAS
เพิกถอนการบอกเลิกสัญญาดังกล่าว ต่อมาในวันที่ 29 เมษายน 2555 EGAS/EGPC
ได้มีจดหมายแจ้งกลับมายัง EMG เพื่อยืนยันการบอกเลิกสัญญาดังกล่าวอีกครั้งหนึ่ง
สืบเนื่องจากการแจ้งยกเลิกสัญญาซื้อขายก๊าซฯ โดย EGAS/EGPC ส่งผลให้ EMG
ไม่สามารถดำเนินการส่งก๊าซฯให้กับลูกค้าได้ตามสัญญาจนกระทั่งสิ้นสุดกระบวนการอนุญาโตตุลาการ
ยกเว้น EMG สามารถเจรจาหาข้อยุติข้อพิพาทดังกล่าว และ
สามารถเจรจาข้อตกลงทางการค้าร่วมกับ EGAS/EGPC ได้ PTTI
จึงได้ประเมินสถานการณ์และจัดทำประมาณการกระแสเงินสดของ EMG
เพื่อประเมินมูลค่าปัจจุบันของเงินลงทุนใน EMG อีกครั้ง

จากหลักการและสมมติฐานที่ใช้ในการประเมินมูลค่าการลงทุนที่คาดว่าจะได้รับคืน (Recoverable
Amount) ณ วันที่ 30 เมษายน 2555 ที่ประเมินไว้คือ 113.2 ล้านเหรียญสหรัฐฯ มูลค่าทางบัญชี
(Carrying Value) ของเงินลงทุนใน EMG ณ วันที่ 30 เมษายน 2555 บนงบการเงินรวมของ
PTTI โดยที่มูลค่าคงเหลือของเงินลงทุนใน EMG คือ 240.1 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือคิดเป็น
7,406.48 ล้านบาท) ซึ่งสูงกว่ากว่ามูลค่าที่คาดว่าจะได้รับคืนของเงินลงทุนใน EMG ดังกล่าว
ส่งผลให้ PTTI ต้องบันทึกลดมูลค่าทางบัญชีของเงินลงทุนใน EMG
ให้เท่ากับมูลค่าที่คาดว่าจะได้รับคืน
และรับรู้ส่วนลดดังกล่าวเป็นผลขาดทุนจากการด้อยค่าการลงทุนบนงบการเงินรวมของPTTI
ในไตรมาสที่ 2/2555 เป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 126.94 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งมีผลให้ ปตท.
ต้องบันทึกรับรู้ผลขาดทุนดังกล่าวบนงบการเงินรวมของปตท. เป็นเงินบาท ณ วันปิดงวดบัญชี 30
เมษายน 2555 เป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 3,972.32 ล้านบาท
และรับรู้ผลขาดทุนดังกล่าวในงบการเงินเฉพาะกิจการเป็นจำนวนเงิน 127.46 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
หรือคิดเป็น 3,988.43 ล้านบาท

- บริษัท PTT Mining Limited: เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2551 ที่ประชุมคณะกรรมการ PTTI
ครั้งที่ 5/2551 มีมติอนุมัติในหลักการให้จัดตั้งบริษัทย่อยในประเทศฮ่องกง โดยต่อมาเมื่อวันที่ 16
ธันวาคม 2551 PTTI เข้าซื้อหุ้นทั้งหมดในบริษัท Lints Limited (ปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น PTT
Mining Limited หรือ PTTML) ในเขตบริหารพิเศษฮ่องกง สาธารณรัฐประชาชนจีน
ซึ่งเป็นบริษัทที่จดทะเบียนจัดตั้งอยู่ก่อนแล้ว (Shell Company) โดยมีทุนจดทะเบียนรวมทั้งสิ้น
10,000 เหรียญฮ่องกง และทุนเรียกชำระแล้วจำนวน 1 เหรียญฮ่องกงเพื่อเป็นตัวแทนของ PTTI
ในการลงทุนในต่างประเทศ

เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2552 PTTML ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายหุ้นกับบริษัท Straits Resources
Limited (SRL) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ประเทศออสเตรเลีย เพื่อซื้อหุ้นบริษัท
Straits Bulk and Industrial Pty Limited (SBI) ปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น PTT Asia
Pacific Mining Pty Limited (PTTAPM) คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 60 ของจำนวนหุ้นทั้งหมด
ในมูลค่ารวมทั้งสิ้น 335 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเทียบเท่า 11,838.9 ล้านบาท โดย PTTAPM
เป็นบริษัทที่ SRL จัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบธุรกิจหลักโดยการถือหุ้นในบริษัทอื่น (Holding Company)
โดย PTTAPM ถือหุ้นร้อยละ 47.1 ในบริษัท Straits Asia Resources Limited
(ปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น Sakari Resources Limited
(SAR))ซึ่งจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ประเทศสิงคโปร์ และ SAR ถือหุ้นทั้งหมด 100%
ในเหมืองถ่านหิน Sebuku และเหมืองถ่านหิน Jembayan และถือหุ้นร้อยละ 80
ในโครงการสำรวจถ่านหิน Laung ในประเทศอินโดนีเซีย นอกจากนี้ PTTAPM ยังถือหุ้นร้อยละ 35
ในบริษัทร่วม Red Island Mineral Limited (RIM) ซึ่งจดทะเบียนในประเทศออสเตรเลีย
โดยประกอบธุรกิจร่วมทุนกับตัวแทนรัฐบาลมาดากัสการ์ในการสำรวจและพัฒนาเหมืองถ่านหิน ที่
Sakoa Coal Basin ในประเทศมาดากัสการ์

เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2553 PTTML ได้เสนอซื้อกิจการเหมืองถ่านหินของ SRL
(ปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น International Coal Holdings Pty Limited (ICH))
ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ประเทศออสเตรเลียโดย PTTML
ตกลงที่จะชำระเงินให้แก่ผู้ถือหุ้นของ ICH ในราคา 1.72 เหรียญออสเตรเลียต่อหุ้น
คิดเป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 544.1 ล้านเหรียญออสเตรเลีย ซึ่งการซื้อกิจการในครั้งนี้
เป็นการลงทุนตามนโยบายการขยายการลงทุนในธุรกิจเหมืองถ่านหินที่มีคุณภาพสูงและมีศักยภาพที่ดีสำหรับการเติบโตของกลุ่ม
ปตท. ในอนาคต

โดยการเข้าซื้อหุ้น SRL เสร็จสิ้นเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2554 PTTML ได้ชำระราคาของการเข้าซื้อ
ICH จำนวน 544,109,676 เหรียญออสเตรเลีย หรือ เทียบเท่า 16,831,216,669 บาท
(อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันโอนเงิน) และได้รับโอนหุ้นบริษัท ICH จำนวนหุ้นสามัญ 316,342,835
หุ้น (มูลค่าหุ้นละ 1.72 เหรียญออสเตรเลีย) ในวันดังกล่าวเป็นที่เรียบร้อย โดยธุรกิจหลักของ
ICH คือการถือหุ้นในบริษัทอื่น (Holding Company) โดยสินทรัพย์หลัก คือ ถือหุ้นร้อยละ 40 ใน
PTTAPM เป็นส่งผลให้ PTTI โดยผ่าน PTTML ถือหุ้นร้อยละ 100 ใน PTTAPM ซึ่งถือหุ้นร้อยละ
45.6 ใน SAR

เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2555 PTTAPM ซึ่งเป็นบริษัทที่ PTTML ถือหุ้นร้อยละ 100 ได้ใช้สิทธิตามสัญญา
Investment & Option Agreement ในการซื้อหุ้นใน RIM ส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 66.5
โดยเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้นจากเดิมร้อยละ 33.5 เป็นร้อยละ 100 ด้วยมูลค่าทั้งสิ้น 44.86
ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเทียบเท่า 1,361.09 ล้านบาท ทั้งนี้ RIM
ครอบครองสัมปทานสำรวจและทำเหมืองในประเทศสาธารณรัฐมาดากัสการ์ (Sakoa Coal
Field) ผ่านการถือหุ้นร้อยละ 80 ในบริษัท Madagascar Consolidated Mining Ltd
(MCM) โดยโครงการตั้งอยู่ทางด้านตะวันตกเฉียงใต้ของประเทศ
และโครงการมีศักยภาพในการส่งออกเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าและอุตสาหกรรมหนักต่างๆ
ในประเทศอินเดีย และประเทศในทวีปยุโรปตะวันตก

ต่อมา เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2555 PTTML ได้ประกาศทำคำเสนอซื้อหุ้นทั้งหมดของ SAR
ต่อตลาดหลักทรัพย์สิงคโปร์ (ทั้งนี้ PTTML มีสัดส่วนการถือหุ้นใน SAR โดยผ่าน PTTAPM
จำนวนร้อยละ 45.3 ณ วันที่ทำคำเสนอซื้อ) โดยกำหนดราคาเสนอซื้อไว้ที่ 1.90
เหรียญสิงค์โปร์ต่อ/หุ้น คิดเป็นวงเงินรวม 1,190 ล้านเหรียญสิงคโปร์ (หรือคิดเป็นวงเงินประมาณ
960 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเทียบเท่า 30,940 ล้านบาท) PTTML ได้มาซึ่งหุ้น SAR
ในสัดส่วนร้อยละ 44.9
โดยผ่านการเข้าซื้อหุ้นในตลาดหลักทรัพย์สิงคโปร์และการตอบรับคำเสนอซื้อหุ้นจากผู้ถือหุ้น SAR
ตั้งแต่วันที่ 27 สิงหาคม 2555 จนถึงวันปิดการทำคำเสนอซื้อหุ้นในวันที่ 22 ตุลาคม 2555
รวมเป็นสัดส่วนการถือหุ้นใน SAR ทั้งสิ้นร้อยละ 90.2 ทั้งนี้ เนื่องด้วย SAR
มีสัดส่วนของผู้ถือหุ้นรายย่อยต่ำกว่าร้อยละ 90 มีผลให้ SAR
ไม่สามารถดำรงสถานะเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์สิงคโปร์ตามกฎของตลาดหลักทรัพย์สิงคโปร์ได้
และได้มีการระงับการซื้อขายหุ้น SAR ในตลาดหลักทรัพย์สิงคโปร์ตั้งแต่วันที่ 23 ตุลาคม 2555
เป็นต้นมา นอกจากนี้ PTTML มีหน้าที่ตามมาตรา 215(3) ของ Companies Act
ในประเทศสิงคโปร์ ที่จะต้องรับซื้อหุ้น SAR
จากผู้ถือหุ้นรายย่อยทั้งหมดที่เหลือภายใต้เงื่อนไขเดียวกับคำเสนอซื้อที่ผ่านมา (Compulsory
Acquisition) เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยระยะเวลารับซื้อหุ้นดังกล่าวจะสิ้นสุดลงในวันที่ 6
กุมภาพันธ์ 2556 โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 PTTML ได้มาซึ่งหุ้น SAR จำนวนร้อยละ 48.4
ด้วยมูลค่า 1,033.6 ล้านเหรียญสิงคโปร์ รวมเป็นสัดส่วนการถือหุ้นใน SAR ทั้งสิ้นร้อยละ 93.6

ทั้งนี้ ที่ประชุมคณะกรรมการบริษัท ปตท. ครั้งที่ 11/2555 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2555
ได้มีมติอนุมัติการเพิกถอนหลักทรัพย์ SAR ออกจากตลาดหลักทรัพย์สิงคโปร์ โดยเมื่อวันที่ 11
มกราคม 2556
ตลาดหลักทรัพย์สิงคโปร์ได้เห็นชอบการเพิกถอนหลักทรัพย์ดังกล่าวแล้วและได้เพิกถอนหลักทรัพย์ในวันที่
15 กุมภาพันธ์ 2556 เป็นที่เรียบร้อยแล้ว

ในปี 2555 SAR สามารถผลิตถ่านหินได้จำนวนทั้งสิ้น 10.8 ล้านตันจากเหมือง Sebuku และ
Jembayan มีรายได้จากการขายจำนวนทั้งสิ้น 927.3 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
และมีกำไรสุทธิหลังหักภาษี 108.5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ

- บริษัทอื่นๆ : วันที่ 18 พฤศจิกายน 2553 ที่ประชุมคณะกรรมการบริษัท PTTI ครั้งที่ 10/2553
มีมติอนุมัติ ให้ PTTI และ/หรือ บริษัทย่อยของ PTTI
จัดตั้งบริษัทย่อยในประเทศไทยเพื่อใช้เป็นบริษัทร่วมทุนหรือลงทุน
โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำ 1,280 MW ในประเทศลาว
โดยการซื้อหุ้นสามัญบริษัท Xayaburi Power Company Limited (XPCL)
ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในประเทศลาว จากบริษัท ช. การช่าง (มหาชน) จำนวน 20,000,0001
หุ้น มูลค่าหุ้นละ 10 บาท คิดเป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 200,000,010.00 บาท ในสัดส่วนร้อยละ 25
โดยมีทุนจดทะเบียนเริ่มต้น 999,900 บาท มูลค่าหุ้นละ 100 บาท

ต่อมา วันที่ 22 พฤศจิกายน 2553 ได้จัดตั้งบริษัท นที ซินเนอร์ยี่ จำกัด
ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในประเทศไทย มีทุนจดทะเบียนทั้งสิ้น 999,900 บาท
ประกอบด้วยหุ้นสามัญจำนวน 9,999 หุ้น มูลค่าหุ้นละ 100 บาท โดย PTTI เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมดและ
PTTI ได้ชำระทุนจดทะเบียนเต็มจำนวนแล้วเมื่อ 22 พฤศจิกายน 2553 ต่อมาในวันที่ 20 ธันวาคม
2553 ที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้นบริษัท นที ซินเนอร์ยี่ จำกัด ครั้งที่ 1/2553
มีมติเพิ่มทุนจดทะเบียนของ NSC จากเดิมขึ้นเป็น 215,000,000.00 บาท วันที่ 25 กุมภาพันธ์
2554 โดย PTTI ได้ชำระทุนจดทะเบียนแก่บริษัท นที ซินเนอร์ยี่ จำกัด จำนวน 214,000,100
บาท (หุ้นสามัญจำนวน 2,140,001 หุ้น มูลค่าหุ้นละ 100 บาท) เพื่อใช้สำหรับซื้อหุ้น 25%
ในบริษัท Xayaburi Power Company Limited และ NSC ได้ชำระเงินค่าหุ้นบริษัท XPCL
แก่บริษัท ช.การช่าง จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 เป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น
200,000,010.00 บาท ในสัดส่วน 25% ต่อมาที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้น ครั้งที่ 1 /2554
มีมติให้บริษัทฯพิ่มทุนจดทะเบียนเป็นครั้งคราว จากทุนจดทะเบียนจำนวน 215,000,000.00 บาท
ขึ้นถึงเพดาน 415,000,000.00 บาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 บริษัทฯ มีทุนจดทะเบียน
ทั้งสิ้น 282,250,000 บาท โดยออกจำหน่ายและเรียกชำระค่าหุ้นแล้วเป็นจำนวน 282,250,000
บาท (หุ้นสามัญ 2,822,500 หุ้น มูลค่าหุ้นละ 100 บาท)

ต่อมาที่ประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้นของ บริษัท ไซยะบุรี พาวเวอร์ จำกัด (XPCL) ครั้งที่ 1/2554
เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2554 ได้มีมติให้เพิ่มทุนจดทะเบียนบริษัทจำนวนทั้งสิ้น 5,750 ล้านบาท
จากทุนจดทะเบียนเดิม 1,000 ล้านบาท เป็น 6,750 ล้านบาท โดยการออกหุ้นเพิ่มทุน จำนวน
575,000,000 ล้านหุ้น มูลค่าหุ้นละ 10 บาท และได้เรียกชำระทุนจากผู้ถือหุ้นจนถึง 31 ธันวาคม
2555 แล้วเป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 1,966,000,000 บาท โดยและ NSC
ได้ชำระทุนจดทุนจดทะเบียนในสัดส่วนของบริษัทฯ จำนวน 25% ให้แก่ XPCL จนถึงวันที่ 31
ธันวาคม 2555 แล้วเป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 491,500,000 บาท

(2) การบริหารจัดการ

คณะกรรมการบริษัท PTTI ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการ 7
คนซึ่งเป็นผู้บริหารจาก ปตท. 5 คน จากกระทรวงพลังงาน 1 คน และจากกระทรวงการคลัง 1
คน

(3) การเงิน

ผลการดำเนินงานรวมของบริษัท PTTI ปี 2552 - ปี 2555 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+-----------------------+--------------+---------------+--------------+
| งบการเงิน              | ปี 2553       | ปี 2554        | ปี2555        |
|                       |              |               |              |
|                       |              |               | ยังไม่สอบทาน   |
+-----------------------+--------------+---------------+--------------+
| รายได้รวม              | 24,765       | 31,384        | 29,921       |
+-----------------------+--------------+---------------+--------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)   | 27470        | 37,783        | 24,915       |
+-----------------------+--------------+---------------+--------------+
| กำไร(ขาดทุน) สุทธิ       | (2,705)      | (6,399)       | (5,006)      |
+-----------------------+--------------+---------------+--------------+
| สินทรัพย์รวม             | 67,623       | 69,893        | 61,985       |
+-----------------------+--------------+---------------+--------------+
| หนี้สินรวม               | 42,368       | 45,154        | 68,011       |
+-----------------------+--------------+---------------+--------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย     | 19,266       | 16,611        | 7,015        |
+-----------------------+--------------+---------------+--------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น           | 5,989        | 8,128         | (13,041)     |
+-----------------------+--------------+---------------+--------------+

  ที่มา: บริษัท พีทีที อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด

2.  บริษัท ปตท กรีน เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด (PTTGE)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมครั้งที่ 4/2550 เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2550
มีมติอนุมัติให้จัดตั้ง บริษัท ปตท กรีน เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด ซึ่ง ปตท. ถือหุ้น 100% เมื่อวันที่ 14
กันยายน 2550 โดยมีทุนจดทะเบียน 833 ล้านบาท ปัจจุบันมีทุนจดทะเบียนอยู่ที่ 10,860
ล้านบาทโดยมีวัตถุประสงค์หลักสำหรับลงทุนในธุรกิจปาล์มน้ำมัน
เพื่อเป็นแหล่งพลังงานทดแทนให้ประเทศตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนของกระทรวงพลังงาน
โดยมีเป้าหมายในการเข้าลงทุนในธุรกิจปาล์มน้ำมันที่ประเทศอินโดนีเซีย
เนื่องจากมีความเหมาะสมทางสภาพภูมิประเทศ ภูมิอากาศ และต้นทุนการผลิตที่ต่ำ
อีกทั้งยังมีพื้นที่เพียงพอสำหรับการลงทุนปลูกปาล์มในระยะยาวของ PTTGE โดยคณะกรรมการ ปตท.
ได้อนุมัติกรอบการลงทุนพื้นที่ปลูกปาล์ม 500,000 เฮกตาร์ หรือประมาณ 3.1 ล้านไร่

(1) ความก้าวหน้าของการดำเนินธุรกิจ

ในเดือนพฤษภาคม 2550 คณะกรรมการ ปตท. มีมติอนุมัติให้ PTTGE ลงทุนในบริษัท PT. Az
Zhara ด้วยเงินลงทุนจำนวน 1,871.25 ล้านบาท สำหรับสวนปาล์มน้ำมันบนพื้นที่ 734,375 ไร่
ตั้งอยู่ที่ เกาะ Kalimantan ปัจจุบันได้ดำเนินการลงปลูกไปแล้วจำนวน 9,580ไร่

เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2551 PTTGE เข้าซื้อกิจการบริษัท PT. Mitra Aneka Rezeki (PT.
MAR : Pontianak) โดยมีสินทรัพย์เป็นพื้นที่สำหรับพัฒนาสวนปาล์มน้ำมันขนาด 87,500 ไร่
ตั้งอยู่ที่เกาะ Kalimantanโดยปัจจุบันมีการพัฒนาพื้นที่แล้วทั้งสิ้น 68,550 ไร่ ที่ผ่านมา PT. MAR
(Pontianak) สามารถผลิตผลปาล์มดิบ(FFB) ได้เป็นจำนวน 206,140 ตัน ณ สิ้นเดือนตุลาคม ปี
2555

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมครั้งที่ 3/2551 ได้อนุมัติให้ PTTGE เข้าซื้อสินทรัพย์บริษัท PT.
Mitra Aneka Rezeki (PT. MAR (Palembang)) ผ่าน PT. MAR และมีมูลค่าลงทุน 645
ล้านบาท โดยมีสินทรัพย์สิทธิบนที่ดิน 43,750 ไร่ พื้นที่ชาวบ้านบน Contract Farming 93,750
ไร่ และโรงสกัดน้ำมันปาล์มดิบพร้อมดำเนินการผลิตขนาด 30 ตัน/ชม.
โครงการตั้งอยู่บนเกาะสุมาตรา ปัจจุบัน PT. MAR (Palembang)
ได้รับเอกสารสิทธิสำคัญต่างๆในการเพาะปลูกและการดำเนินการโรงสกัดครบถ้วนแล้ว
โดยบริษัทได้ถือกรรมสิทธิ์เอกสารต่างๆ เรียบร้อย และเข้าดำเนินการได้เมื่อปลายปี 2554
ที่ผ่านมา

ทั้งนี้ โรงสกัดน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ที่กำลังการผลิต 45 ตันต่อชั่วโมง ของโครงการPT. MAR
(Pontianak) และโรงสกัดฯ ของโครงการ PT. MAR (Palembang) ที่กำลังผลิต 30
ตันต่อชั่วโมง สามารถสร้างผลผลิต CPO ได้แล้วประมาณ 35,600 ตัน โดยรวมผลผลิต FFB และ
CPO ของทั้ง 2 โครงการ สามารถสร้างรายได้ให้แก่บริษัทฯ แล้วประมาณ 1,350 ล้านบาท

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมครั้งที่ 11/2551 ได้อนุมัติให้ PTTGE เข้าลงทุนในบริษัท PT.
First Borneo Plantations (PT. FBP) ในวงเงิน 2,608 ล้านบาท
โดยเป็นการเข้าลงทุนร่วมแบบ Joint Venture ซึ่ง PTTGE เข้าถือหุ้นในโครงการ PT. FBP
จำนวนร้อยละ 70 ซึ่งมีสิทธิในที่ดิน 675,000 ไร่ และมีทุนจดทะเบียน ณ วันเข้าซื้อประมาณ 867
ล้านบาท โครงการตั้งอยู่ที่ West Kalimantan ปัจจุบัน ได้ดำเนินการลงปลูกต้นปาล์ม
ไปแล้วเป็นพื้นที่จำนวน 22,720ไร่

(2) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท PTTGE ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 8
ท่านได้แก่

-   นายวิชัย พรกีรติวัฒน์

-   นายศิริศักดิ์ วิทยอุดม

-   นายเอกศักดิ์ โอเจริญ

-   นายชาญศิลป์ ตรีนุชกร

-   นายพีรฉัตร ปิ่นประยงค์

-   นายพัฒนเศรษฐ์ จังคศิริ

-   นายพิพัฒน์ สุวรรณะชฎ

-   นายสมเกียรติ เมสันธสุวรรณ

(3) การเงิน

ผลการดำเนินงานรวมของบริษัท PTTGE ในปี 2552 – ปี 2555 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านเหรียญสหรัฐฯ

+----------------------+----------------+---------------+--------------+
| งบการเงิน             | ปี 2553         | ปี 2554        | ปี 2555       |
+----------------------+----------------+---------------+--------------+
| รายได้รวม             | 7              | 12            | 40           |
|                      |                |               |              |
|                      |                | 1             |              |
+----------------------+----------------+---------------+--------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)  | 14             | 30            | 42           |
+----------------------+----------------+---------------+--------------+
| กำไร(ขาดทุน) สุทธิ      | (7)            | (18)          | (32)         |
+----------------------+----------------+---------------+--------------+
| สินทรัพย์รวม            | 211            | 316           | 386          |
+----------------------+----------------+---------------+--------------+
| หนี้สินรวม              | 9              | 12            | 87           |
+----------------------+----------------+---------------+--------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น          | 202            | 305           | 300          |
+----------------------+----------------+---------------+--------------+

4.3. ภาวะอุตสาหกรรม 

4.3.1 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจสำรวจและผลิตและก๊าซธรรมชาติ

4.3.1.1 โครงสร้างอุตสาหกรรมในปัจจุบัน 

ณ สิ้นปี 2554 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย
รวมทั้งส่วนของพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เป็นดังนี้

+------------------+---------------+-------------+--------------------+
| ปร               | ก๊าซธรรมชาติ    | น้ำมันดิบ      | ก๊าซธรรมชาติเหลว     |
| ิมาณสำรองปิโตรเลียม | (พ            |             | (Condensate)       |
|                  | ันล้านลูกบาศก์ฟุต) | (ล้านบาร์เรล) |                    |
|                  |               |             | (ล้านบาร์เรล)        |
+------------------+---------------+-------------+--------------------+
| ปร               | 10,061.33     | 214.56      | 238.71             |
| ิมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว |               |             |                    |
|                  |               |             |                    |
| (Proved          |               |             |                    |
| Reserves)        |               |             |                    |
+------------------+---------------+-------------+--------------------+
| ปริมา             | 10,793.09     | 383.11      | 306.29             |
| ณสำรองที่คาดว่าจะพบ |               |             |                    |
| (Probable        |               |             |                    |
| Reserves)        |               |             |                    |
+------------------+---------------+-------------+--------------------+
| ปร               | 6,569.11      | 209.76      | 126.37             |
| ิมาณสำรองที่อาจจะพบ |               |             |                    |
| (Possible        |               |             |                    |
| Reserves)        |               |             |                    |
+------------------+---------------+-------------+--------------------+

ที่มา : รายงานประจำปี 2554 ของ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ

การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีผู้ดำเนินการรายใหญ่ๆ (Operator) เช่น บริษัท
เชฟรอน ประเทศไทย สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม
จำกัด (มหาชน) บริษัท เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด บริษัท เฮสส์ (ประเทศไทย)
จำกัด และบริษัท มิตซุย ออยล์ เอ็กซ์พลอเรชั่น จำกัด เป็นต้น ในปี 2554
มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศเฉลี่ย 2,730 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 5 น้ำมันดิบ 136,516บาร์เรลต่อวัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 10
และก๊าซธรรมชาติเหลว 76,530 บาร์เรลต่อวัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 5

ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมของประเทศไทยสำหรับปี 2548 –ปี 2554 เป็นดังนี้

+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| ปี             | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ           | ก๊าซธรรมชาติเหลว |
|               | (ล              |                  |                |
|               | ้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) | (บาร์เรลต่อวัน)     | (บาร์เรลต่อวัน)   |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2548          | 2,292           | 113,890          | 69,487         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2549          | 2,353           | 128,950          | 75,250         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2550          | 2,515           | 133,549          | 78,844         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2551          | 2,658           | 145,616          | 85,862         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2552          | 2,576           | 150,864          | 83,493         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2553          | 2,860           | 152,800          | 88,632         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2554          | 2,730           | 136,516          | 76,530         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (www.dmf.go.th)

สำหรับระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline System) นั้น
ปัจจุบันการลงทุนและการดำเนินการ ส่วนใหญ่ โดย ปตท. นอกเหนือจาก ปตท.แล้ว บริษัท ปตท.
จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ Suez-Tractebel S.A.
แห่งประเทศเบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
ได้ดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อยเพื่อขนส่งและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล

ปัจจุบันกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยอยู่ภายใต้การกำกับดูแลโดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
พ.ศ. 2550 ในส่วนของกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมมีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานที่กำกับดูแล

4.3.1.2 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน และแนวโน้มในอนาคต 

ณ สิ้นปี 2555 การจัดหาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 4,561 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ที่ค่าความร้อน 1,000
บีทียูต่อลูกบาศก์ฟุต) (คิดเป็นสัดส่วนการจัดหาจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศร้อยละ 79 และ
21 ตามลำดับ) ปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ของปี2555 เพิ่มขึ้น 377 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ
9 เมื่อเทียบกับปี 2554 สำหรับการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติมีปริมาณเฉลี่ย 4,548
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้น 401 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 9.6

ทั้งนี้ปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2555 ให้กับลูกค้ากลุ่มต่างๆ มีดังนี้

-   ภาคไฟฟ้า

ปริมาณการจำหน่ายเฉลี่ย 2,680 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 59
ของปริมาณจำหน่ายทั้งหมด ประกอบด้วยการจำหน่ายให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย หรือ
กฟผ. เฉลี่ย 1,331 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระจำนวน 7 ราย เฉลี่ย 922
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจำนวน 20 ราย เฉลี่ย 427 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
โดยการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 180 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 7

-   ภาคอุตสาหกรรม

ปริมาณการจำหน่ายเฉลี่ย 629 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 14
ของปริมาณจำหน่ายทั้งหมด เพิ่มขึ้น 75 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 14
โดยมีจำนวนลูกค้าทั้งสิ้น 313 ราย

-   ภาคขนส่ง

การจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง หรือ NGV มีปริมาณเฉลี่ย 280 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 6 ของปริมาณจำหน่ายทั้งหมด โดยเพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมา 34
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 21
ซึ่งเป็นผลมาจากการขยายสถานีบริการอย่างต่อเนื่องทำให้ปัจจุบันมีสถานีบริการรวม 483 แห่ง
เป็นสถานีที่ ปตท.ลงทุนเอง 392 แห่ง และเอกชนลงทุน 91 แห่ง ครอบคลุม 54 จังหวัด โดยในปี
2555
สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่งทดแทนการใช้น้ำมันเบนซินและดีเซลเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 11
จากร้อยละ 9.2 ทั้งนี้ ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2555
มีจำนวนรถยนต์ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงทั้งประเทศรวม 374,857 คัน เพิ่มขึ้น 74,276 คัน
หรือร้อยละ 24.7 เมื่อเทียบกับปี 2554

-   โรงแยกก๊าซธรรมชาติ

การใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติมีปริมาณเฉลี่ย เฉลี่ย 958
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 21 ของปริมาณการจำหน่ายรวมทั้งหมด เพิ่มขึ้น 91
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 10 โดยเพิ่มขึ้นเนื่องจากในปี 2555
โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 5 และ 6 สามารถเดินเครื่องได้ใกล้กำลังผลิตสูงสุดมากกว่าปี 2554

ปริมาณการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงระหว่างปี 2548 – ปี 2555

หน่วย : ล้านหน่วย

  ----------------- --------- --------- --------- --------- --------- --------- --------- ----------
                    ปี 2548    ปี2549     ปี 2550    ปี 2551    ปี 2552    ปี 2553    ปี 2554    ปี 2555

  1. พลังน้ำ          5,671     7,950     7,961     6,951     6,966     5,347     7,935     8,431

  2. ก๊าซธรรมชาติ     94,468    94,439    98,244    104,458   106,343   118,438   108,292   119,434

  3. น้ำมันเตาและดีเซล 7,817     7,885     2,995     1,013     493.3     599.9     1,331     1363

  4. ถ่านหิน          20,614    24,468    30,881    30,838    29,808    29,764    31,681    34518

  5. กระแสไฟฟ้านำเข้า 6,228     7,176     6,945     4,961     4,748     9519.55   13,104    13212.83
  และอื่นๆ                                                                                  

  รวม               134,798   141,919   147,026   148,221   148,358   163,668   162,343   176,958

  อัตราการขยายตัว     5.7       5.3       3.6       0.8       0.1       10.3      -0.8      9.0
  (ร้อยละ)                                                                                 
  ----------------- --------- --------- --------- --------- --------- --------- --------- ----------

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (www.eppo.go.th)

เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555
คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8
มิถุนายน 2555 เรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573
ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) โดยแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่
3 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าในช่วง 5 ปี แรก
มีการขยายตัวอยู่ที่ร้อยละ 4 และในระยะยาวก็จะยังคงมีการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง
ซึ่งก๊าซธรรมชาติยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า
โดยตามแผนฉบับดังกล่าวผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรายใหม่จะใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า
เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติจะสามารถแข่งขันได้และเป็นที่ยอมรับด้านสิ่งแวดล้อมเมื่อเปรียบเทียบกับเชื้อเพลิงชนิดอื่น
โดยประมาณการการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามประเภทเชื้อเพลิง แสดงดังภาพ นอกจากนี้
ภาครัฐยังได้มีนโยบายผลักดันการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่งมากขึ้น
เนื่องจากมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ
และจะช่วยลดผลกระทบต่อผู้บริโภคในช่วงที่ราคาน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันในตลาดโลก

[]

4.3.1.3 การปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงาน 

รัฐบาลมีนโยบายให้มีการปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม โดยแยกงานนโยบาย
งานกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน และการประกอบกิจการพลังงานออกจากกัน
ให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานครอบคลุมทั้งกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติให้มีประสิทธิภาพ มั่นคง
มีปริมาณเพียงพอ และให้มีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระ คือ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เพื่อกำกับดูแลกิจการพลังงานของประเทศ โดยมีหน้าที่ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดโดยมิชอบ
และคุ้มครองผู้ใช้พลังงานและผู้ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน เมื่อวันที่ 19
กันยายน 2550
สภานิติบัญญัติแห่งชาติได้มีมติรับหลักการแห่งร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ.
2550 ซึ่งคณะรัฐมนตรีเป็นผู้เสนอ
และตั้งคณะกรรมาธิการวิสามัญเพื่อพิจารณาร่างพระราชบัญญัติดังกล่าว
พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ)
ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11
ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป

4.3.2 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจน้ำมัน 

4.3.2.1 อุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน 

ปัจจุบันประเทศไทยมีโรงกลั่นน้ำมันรวมทั้งสิ้น 6 แห่ง มีกำลังการกลั่นน้ำมันดิบรวมกันทั้งสิ้นประมาณ
1,087,000 บาร์เรลต่อวัน (ไม่รวมกำลังการผลิตของหน่วยกลั่นแยกคอนเดนเสทของ PTTGC
จำนวน 135,000 บาร์เรลต่อวัน และกำลังการผลิตของระยองเพียวริฟายเออร์ 17,000
บาร์เรลต่อวันซึ่งได้หยุดการผลิตลงอย่างไม่มีกำหนดเวลาตั้งแต่วันที่ 7 ก.พ.2555) ในปี 2555
โรงกลั่นน้ำมันมีการผลิตจริงรวมกันจำนวน 1,018,389 บาร์เรลต่อวัน
เมื่อรวมกับการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากโรงแยกก๊าซฯ และโรงงานปิโตรเคมีจำนวน 114,198
บาร์เรลต่อวัน ทำให้มีการผลิตน้ำมันสำเร็จรูปของประเทศรวมทั้งสิ้นจำนวน 1,132,587
บาร์เรลต่อวัน

ประเทศไทยผลิตน้ำมันสำเร็จรูปแยกเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปชนิดต่างๆ ดังนี้

หน่วย : บาร์เรลต่อวัน

  ---------------------------- -------------- -------------- --------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์                 ปี 2553         ปี 2554         ปี 2555

  น้ำมันเบนซิน                    218,198        208,424        222,092

  น้ำมันดีเซล                     401,606        398,052        431,782

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน           106,775        108,441        100,669

  น้ำมันเตา                      103,393        100,222        105,487

  น้ำมันก๊าด                      8,043          2,616          1,304

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว              136,400        156,592        157,054

  รวม                          974,414        974,347        1,018,389
  ---------------------------- -------------- -------------- --------------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศไทยสามารถดำเนินการได้ทั้งทางรถบรรทุก รถไฟ และเรือขนส่ง ทั้งนี้
ขึ้นอยู่กับที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมัน
การขนส่งน้ำมันดิบจากต่างประเทศจะใช้เรือขนส่งตามท่าเทียบเรือต่างๆ
ตลอดแนวชายฝั่งทะเลของประเทศ
ขณะที่การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศส่วนใหญ่จะขนส่งโดยทางรถไฟ
โดยที่น้ำมันดิบจะถูกขนส่งไปยังโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 6 แห่งเพื่อกลั่นเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจะถูกขนส่งโดยทาง รถบรรทุก รถไฟ เรือขนส่ง และท่อส่งน้ำมัน
ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางท่อส่งน้ำมันแม้จะเพิ่มสูงขึ้น
แต่ก็ยังมีปริมาณการใช้ไม่มากนักเมื่อเปรียบเทียบกับการขนส่งโดยรถบรรทุกและรถไฟ
เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันไม่ได้มีการเชื่อมต่อกับโรงกลั่นน้ำมันทุกแห่ง
โรงกลั่นน้ำมันส่วนใหญ่ตั้งอยู่ที่ภาคตะวันออกและภาคกลางของประเทศซึ่งเป็นพื้นที่ที่มีความต้องการใช้น้ำมันสูงกว่าภาคอื่นๆ
ของประเทศ

4.3.2.2 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายน้ำมัน

ประเทศไทยมีผู้ค้าน้ำมันที่จดทะเบียนเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รวม 43 ราย ในปี 2555
มีความต้องการใช้น้ำมันทั้งประเทศรวม 44,467 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 5.9
ทุกผลิตภัณฑ์มีปริมาณการใช้เพิ่มขึ้น ยกเว้นน้ำมันเตา สำหรับปริมาณการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว
(LPG) ยังคงเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง แม้ว่าภาครัฐได้ยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีก
แต่ยังคงควบคุมราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น จึงทำให้ราคาขายปลีก LPG ในประเทศแตกต่างจากราคา
LPG ในตลาดโลก และราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศค่อนข้างมาก
ส่วนน้ำมันเตามีปริมาณการใช้ลดลงร้อยละ 3.8
เนื่องจากภาคอุตสาหกรรมเปลี่ยนไปใช้พลังงานอื่นที่มีราคาถูกกว่า เช่น ถ่านหิน และก๊าซธรรมชาติ
เป็นต้น การแข่งขันในการจำหน่ายน้ำมัน นอกเหนือจากการพัฒนาคุณภาพผลิตภัณฑ์และบริการ
การแสวงหาโอกาสในการเพิ่มรายได้
รวมทั้งการบริหารต้นทุนที่มีประสิทธิภาพตลอดห่วงโซ่อุปทานแล้ว
การแข่งขันทางด้านราคายังคงมีอยู่อย่างต่อเนื่องตามกลไกตลาด
รายละเอียดแสดงปริมาณความต้องการใช้น้ำมันของประเทศ ปรากฏตามตารางที่ 1

ตารางที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันของประเทศ ปี 2553 – 2555

หน่วย : ล้านลิตร

ที่มา: กรมธุรกิจพลังงาน

โครงสร้างราคาน้ำมัน 

โครงสร้างราคาน้ำมันประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น และราคาขายปลีก
ในส่วนของราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ประกอบด้วย ราคา ณ โรงกลั่น ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล
กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และภาษีมูลค่าเพิ่ม
และในส่วนของราคาขายปลีก ประกอบด้วย ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ค่าการตลาด
และภาษีมูลค่าเพิ่ม

จากการที่ประเทศไทยเป็นประเทศผู้นำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศในรูปของน้ำมันดิบ
และน้ำมันสำเร็จรูปบางส่วน ประกอบกับการค้าน้ำมันเป็นไปอย่างเสรี ดังนั้น การกำหนดราคาน้ำมัน
ณ โรงกลั่นจึงอ้างอิงกับราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกตามหลักการเทียบเท่าการนำเข้า
(Import Parity) ซึ่งกำหนดโดยภาครัฐ
รวมถึงขึ้นอยู่กับการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา (หรือค่าเงินบาท)
ซึ่งส่งผลโดยตรงต่อการคำนวณต้นทุนตามหลักการเทียบเท่าการนำเข้าดังกล่าว

ปี 2555 เมื่อราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น
ส่งผลให้ต้นทุนน้ำมันของผู้ค้าที่ซื้อมาจากโรงกลั่นหรือจากการนำเข้าสูงขึ้น
ผู้ค้าจึงจำเป็นต้องปรับขึ้นราคาขายปลีกในประเทศ อย่างไรก็ตาม
ภาครัฐได้ใช้กลไกด้านภาษีและกองทุนต่างๆ
ที่เกี่ยวข้องในการช่วยลดผลกระทบด้านค่าครองชีพที่จะเกิดขึ้นต่อประชาชน
โดยการปรับลดอัตราเงินเรียกเก็บเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
เพื่อพยายามรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลภายในประเทศไม่ให้สูงเกิน 30 บาทต่อลิตร
ตั้งแต่เดือนมิถุนายน 2555 ทั้งนี้
เนื่องจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วถือเป็นพลังงานพื้นฐานซึ่งมีบทบาทสำคัญต่อการขับเคลื่อนเศรษฐกิจของประเทศ
ประเทศไทยมีโครงสร้างราคาน้ำมัน ปรากฏตามตารางที่ 2
ในส่วนของอัตราภาษีสรรพสามิตของผลิตภัณฑ์ ปรากฏตามตารางที่ 3

ตารางที่ 2 โครงสร้างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานคร ณ วันที่ 28 ธันวาคม 2555

หน่วย : บาท/ลิตร

  ------------------------------ --------- --------- ---------- ---------- ---------- ---------- ------------
                                 เบนซิน 91  เบนซิน 95  แก๊สโซฮอล   แก๊สโซฮอล   แก๊สโซฮอล   แก๊สโซฮอล   ดีเซลหมุนเร็ว
                                                     91         95 อี 10    95 อี 20    95 อี 85    

  ราคา ณ โรงกลั่น ^(/1)            24.0035   24.4373   23.9859    24.2020    23.8814    20.9546    24.8803

  ภาษีสรรพสามิต ^(/2)              7.0000    7.0000    6.3000     6.3000     5.6000     1.0500     0.0050

  ภาษีเทศบาล ^(/2)                0.7000    0.7000    0.6300     0.6300     0.5600     0.1050     0.0005

  กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ^(/2)         7.2000    8.5000    0.5000     2.8000     -1.8000    -11.8000   1.5000

  กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน   0.2500    0.2500    0.2500     0.2500     0.2500     0.2500     0.2500
  ^(/2)                                                                                          

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)               2.7407    2.8621    2.2166     2.3927     1.9944     0.7392     1.8645

  ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น             41.8942   43.7494   33.8825    36.5747    30.4858    11.2988    28.5003

  ค่าการตลาด                      1.7344    4.5333    1.3995     1.1732     1.7703     9.7021     1.2053

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)               0.1214    0.3173    0.0980     0.0821     0.1239     0.6791     0.0844

  ราคาขายปลีก                     43.75     48.60     35.38      37.83      32.38      21.68      29.79
  ------------------------------ --------- --------- ---------- ---------- ---------- ---------- ------------

ที่มา: สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน

/1 โรงกลั่นกำหนดจากราคาตลาดโลก

/2 รัฐบาลกำหนด

  ตารางที่ 3 แสดงอัตราภาษีสรรพสามิตของผลิตภัณฑ์ ณ วันที่ 28 ธันวาคม 2555

  ----------------------------------------- -----------------------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์                              บาทต่อลิตร

  1. น้ำมันเบนซิน 91                           7.0000

  2. น้ำมันเบนซิน 95                           7.0000

  3. น้ำมันแก๊สโซฮอล 91                        6.3000

  4. น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี10                    6.3000

  5. น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี 20                   5.6000

  6. น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี 85                   1.0500

  7. น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว                         0.0050

  8. น้ำมันเตา (FO 600 (1) 2% S)              1.0357

  9. น้ำมันเตา (FO 1500 (2) 2% S)             1.0055

  10. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (บาทต่อกิโลกรัม)         2.1700
  ----------------------------------------- -----------------------------

ที่มา : สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน

ในส่วนของเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ปัจจุบันรัฐบาลกำหนดให้ผู้ผลิตหรือผู้นำเข้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเป็นผู้ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันตามอัตราที่กำหนดซึ่งขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดน้ำมัน
นอกจากนี้ รัฐบาลมีนโยบายผลักดันการใช้พลังงานทดแทน
โดยมีการปรับอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนน้ำมัน สำหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันแก๊สโซฮอลอย่างต่อเนื่อง
เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน ตารางแสดงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน และอัตราเงินชดเชย
ณ วันที่ 28 ธันวาคม 2555 ปรากฏตามตารางที่ 4

ตารางที่ 4 ตารางแสดงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน และอัตราเงินชดเชย ณ วันที่ 28 ธันวาคม
2555

  ที่มา : สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน

4.3.2.3 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว

โครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในปัจจุบันเป็นแบบกึ่งลอยตัว
โดยภาครัฐได้มีการยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีก แต่ยังคงมีการควบคุมราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น
ซึ่งรวมถึงราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งที่ผ่านมาในช่วงที่ราคาน้ำมันปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศแตกต่างจากราคา LPG
ในตลาดโลกและราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศค่อนข้างมาก
ทำให้ปริมาณความต้องการก๊าซ LPG
ในประเทศเพิ่มขึ้นอย่างมากโดยเฉพาะในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ส่งผลให้ตั้งแต่เดือน เมษายน
2551 กำลังการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศไม่เพียงพอกับปริมาณความต้องการ
กระทรวงพลังงานจึงมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้นำเข้าก๊าซ LPG ในราคาตลาดโลก
และจำหน่ายในราคาที่รัฐควบคุม โดย ปตท.
จะได้รับเงินชดเชยคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายหลัง

รัฐบาลมีมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงาน โดยการประชุมของ กพช. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์
2556 ได้มีมติให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคา LPG ภาคครัวเรือนต่อไปจนถึงสิ้นเดือนมีนาคม
2556 LPG ภาคขนส่ง ยังคงตรึงราคาตั้งแต่ 16 สิงหาคม 2555 เป็นต้นไป จนถึงปัจจุบัน
สำหรับการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG
ในภาคอุตสาหกรรมให้ทยอยปรับราคาเพื่อให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันโดยได้กำหนดเพดานการปรับราคาขายปลีกไว้สูงสุดไม่เกิน
30.13 บาท/กก. (ปัจจุบัน ราคา LPG ภาคอุตสาหกรรมได้ถูกปรับจนเท่ากับ 30.13 บาท/กก.
ตั้งแต่เดือนเมษายน 2555)

ในระยะยาวรัฐบาลได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
รับไปดำเนินการศึกษาจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการนำเข้า LPG ในอนาคต เช่น
ขยายระบบคลังและท่าเรือเพื่อนำเข้า LPG รวมถึงการขยายขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG
ไปยังคลังภูมิภาคต่างๆ เพื่อรองรับความต้องการในอนาคตอย่างเพียงพอ
โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ

โครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว

ทั้งนี้ โครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะประกอบด้วย 3 ส่วนคือ

(1) ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า

(2) ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ประกอบด้วย

- ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และภาษีมูลค่าเพิ่ม

(3) ราคาขายปลีก ประกอบด้วย

- ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ค่าการตลาดและภาษีมูลค่าเพิ่ม

ตัวอย่างโครงสร้างราคา LPG ณ วันที่ 28 ธันวาคม 2555

  หน่วย : บาท/กิโลกรัม

  ------------------------------- ------------------- -------------------
                                  ภาคครัวเรือน          ภาคอุตสาหกรรม

  ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า   10.2644             10.2644
  ^(/1)                                               

  ภาษีสรรพสามิต ^(/2)               2.1700              2.1700

  ภาษีเทศบาล ^(/2)                 0.2170              0.2170

  กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ^(/2)          1.0349              12.2549

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)                0.9580              0.9580

  ราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม          14.6443             25.8643

  ค่าการตลาด                       3.2566              3.2566

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)                0.2280              1.0134

  ราคาขายปลีก                      18.13               30.13
  ------------------------------- ------------------- -------------------

  ที่มา : สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน

  /1 รัฐบาลกำหนดโดยอ้างอิงราคาตลาดโลก

  /2 รัฐบาลกำหนดและควบคุมค่าการตลาดเฉพาะราคา LPG ภาคครัวเรือน

4.3.3 ภาวะอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 

4.3.3.1 โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 

โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีสามารถแบ่งได้เป็น 3 ขั้น ดังนี้

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

(2) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นกลาง :
    เป็นการนำผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้นจากผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นต้นไปผ่านกระบวนการต่างๆจนได้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นกลาง
    เช่น สไตรีนโมโนเมอร์ ไวนิลคลอไรด์โมโนเมอร์
    เอทิลีนไกลคอล กรดเทเรฟทาลิกบริสุทธิ์ ฟีนอล และอะซีโตน เป็นต้น

(3) อุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลาย :
    เป็นการนำผลิตภัณฑ์ที่เกิดขึ้นจากผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นกลางไปผ่านกระบวนการต่างๆ
    จนได้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นปลายในรูปของเม็ดพลาสติกชนิดต่างๆ เช่น โพลิเอทิลีน
    โพลิโพรไพลีน โพลิไวนิลคลอไรด์ โพลิสไตรีน หรือวัตถุสังเคราะห์ต่างๆ
    ซึ่งจะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบพื้นฐานในการผลิตของอุตสาหกรรมต่อเนื่องอื่นๆ เช่น
    อุตสาหกรรมบรรจุภัณฑ์ อุตสาหกรรมเครื่องใช้ไฟฟ้า อุตสาหกรรมชิ้นส่วนรถยนต์
    และอุตสาหกรรมสิ่งทอ เป็นต้น

4.3.3.2 สถานการณ์ปิโตรเคมีของประเทศไทย

การผลิตปิโตรเคมีโดยรวมของประเทศไทยในปี 2555 เพิ่มขึ้นร้อยละ 5 จากปี 2554
โดยเป็นผลมาจากการฟื้นตัวของอุปสงค์ภายในประเทศโดยเฉพาะในส่วนของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นปลายภายหลังเหตุการณ์มหาอุทกภัยเมื่อปลายปี
2554 ที่ผ่านมาเป็นหลัก
กอปรกับการออกนโยบาย/มาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของภาครัฐในระหว่างปีและความเชื่อมั่นผู้บริโภคที่ปรับตัวดีขึ้น
ช่วยชดเชยอุปสงค์ภายนอกประเทศที่ปรับลดลงจากสถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่ยังคงมีความไม่แน่นอนสูงจากปัญหาเศรษฐกิจยุโรปที่ยืดเยื้อและความกังวลปัญหาหน้าผาการคลังของสหรัฐอเมริกา
ทั้งนี้ความต้องการบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในประเทศโดยรวมขยายตัวร้อยละ 6
ใกล้เคียงกับปีที่ผ่านมา ขณะที่การนำเข้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีโดยรวมหดตัวร้อยละ 7
ซึ่งเป็นการหดตัวอย่างต่อเนื่องจากปีก่อนหน้าและการส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีโดยรวมไม่มีการขยายตัวอย่างมีนัยสำคัญเมื่อเปรียบเทียบกับปีที่ผ่านมา

หากพิจารณาสัดส่วนของการส่งออกเปรียบเทียบกับการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในแต่ละขั้นของประเทศแล้ว
พบว่า ประเทศส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นต้น ขั้นกลางและขั้นปลาย ร้อยละ 15 35 และ 59
ของการผลิตในแต่ละขั้นตามลำดับ
ซึ่งเป็นสัดส่วนที่ลดลงเมื่อเทียบกับปีก่อนโดยเฉพาะในส่วนของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นต้นและขั้นกลาง
เนื่องจากใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นปลายเพื่อตอบสนองการบริโภคภายในประเทศเป็นหลักตามเหตุผลข้างต้น

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผ       |             |             |            |             |
| ลิต การนำเข |             |             |            |             |
| ้า การบริโภค |             |             |            |             |
|  และการส่งอ |             |             |            |             |
| อกผลิตภัณฑ์ปิโ |             |             |            |             |
| ตรเคมีขั้นต้น^ |             |             |            |             |
| (*)ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2551       | 5,515       | 523         | 5,427      | 609         |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2552       | 7,074       | 305         | 6,341      | 1,037       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2553       | 7,947       | 354         | 7,065      | 1,236       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2554       | 9,418       | 351         | 8,195      | 1,575       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2555       | 10,045      | 276         | 8,832      | 1,488       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

* Ethylene, Propylene, Benzene, Toluene และ P-Xylene

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต     |             |             |            |             |
|  การนำเข้า  |             |             |            |             |
| การส่งออก แ |             |             |            |             |
| ละการบริโภค |             |             |            |             |
| ผลิตภัณฑ์ปิโตร |             |             |            |             |
| เคมีขั้นกลาง^ |             |             |            |             |
| (*)ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2551       | 4,008       | 354         | 2,882      | 1,479       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2552       | 4,529       | 264         | 3,140      | 1,654       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2553       | 4,648       | 370         | 3,394      | 1,625       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2554       | 4,586       | 367         | 3,212      | 1,741       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2555       | 4,474       | 234         | 3,160      | 1,547       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

*VCM, SM, Caprolactam, PTA, Cyclohexane และ MEG

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| กา         |             |             |            |             |
| รผลิต การนำ |             |             |            |             |
| เข้า การส่งอ |             |             |            |             |
| อก และการบ |             |             |            |             |
| ริโภคผลิตภัณฑ |             |             |            |             |
| ์ปิโตรเคมีขั้นป |             |             |            |             |
| ลายของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2551       | 4,190       | 687         | 2,782      | 2,094       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2552       | 4,293       | 668         | 2,862      | 2,098       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2553       | 4,998       | 899         | 3,295      | 2,604       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2554       | 6,049       | 836         | 3,371      | 3,513       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2555       | 6,491       | 942         | 3,618      | 3,815       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

* PE (including EVA), PVC, PP, PS, EPS และ ABS/SAN

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| กา         |             |             |            |             |
| รผลิต การนำ |             |             |            |             |
| เข้า การส่งอ |             |             |            |             |
| อก และการบ |             |             |            |             |
| ริโภคผลิตภัณฑ |             |             |            |             |
| ์ปิโตรเคมีโดย |             |             |            |             |
| รวมของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2551       | 13,713      | 1,567       | 11,091     | 4,182       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2552       | 15,896      | 1,237       | 12,343     | 4,789       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2553       | 17,593      | 1,623       | 13,754     | 5,465       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2554       | 20,053      | 1,554       | 14,778     | 6,829       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2555       | 21,010      | 1,452       | 15,610     | 6,850       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

4.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม 

4.4.1 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

ตลอดระยะเวลาการดำเนินงานของโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมา ปตท.
ได้ตระหนักถึงผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ความปลอดภัย และอาชีวอนามัย
รวมทั้งคุณภาพชีวิตและสุขภาพของประชาชนที่อาศัยอยู่ในบริเวณใกล้เคียง ดังนั้น ปตท.
จึงได้ติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่องและเคร่งครัด
โดยในช่วงก่อนการก่อสร้างได้มีการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
(Environmental Impact Assessment : EIA)
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
พร้อมทั้งระบุมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
และมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
เพื่อเสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.)
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ซึ่งจนถึงปัจจุบัน ปตท. ได้ดำเนินการติดตามตรวจวัด
บันทึกผล และจัดทำรายงานฯ เสนอต่อ สผ. รวมถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น
สำนักงานทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมจังหวัด กรมโรงงานอุตสาหกรรม
ตามที่กฎหมายกำหนดอย่างเคร่งครัด ยิ่งไปกว่านั้น
เพื่อให้เกิดความมั่นใจในประสิทธิภาพของระบบบำบัดมลพิษทางอากาศ
และเป็นไปตามคำแนะนำของกรมโรงงานอุตสาหกรรม โรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง หน่วยที่ 1
และ 5
ยังได้เพิ่มเติมการติดตั้งเครื่องมือหรือเครื่องอุปกรณ์พิเศษเพื่อตรวจสอบคุณภาพอากาศจากปล่องแบบอัตโนมัติ
(Continuous Emission Monitoring System : CEMS) ในปี 2546 และปี 2548
ตามลำดับ ซึ่งจากการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมของโรงแยกก๊าซธรรมชาติทุกหน่วย
และโรงแยกก๊าซอีเทนตั้งแต่เริ่มเปิดดำเนินการ พบว่าคุณภาพอากาศ คุณภาพเสียง คุณภาพน้ำ
และการจัดการกากของเสียจากกระบวนการผลิต
ล้วนอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานตามที่กฎหมายกำหนด
อีกทั้งยังได้มีการดำเนินโครงการปรับปรุงประสิทธิภาพกระบวนการผลิตตลอดจนโครงการอนุรักษ์พลังงานอื่นๆ
ร่วมด้วย เช่น โครงการระบบหมุนเวียนพลังงานความร้อนเหลือทิ้งกลับคืน สำหรับโรงแยกก๊าซฯ
หน่วยที่ 5 ซึ่ง EIA ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการผู้ชำนาญการแล้ว
และปัจจุบันอยู่ระหว่างนำมาตรการด้านสิ่งแวดล้อมไปปฏิบัติในขั้นตอนการออกแบบรายละเอียดวิศวกรรมและก่อสร้าง
นอกจากนี้ยังได้มีการขอทบทวนมาตรการด้านสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับสภาพพื้นที่ปัจจุบันสำหรับโรงแยกก๊าซฯ
หน่วยที่ 4 โดยขณะนี้อยู่ระหว่างดำเนินการศึกษาและจัดทำรายงานการขอเปลี่ยนแปลงรายละเอียด
EIA เพื่อเสนอต่อหน่วยงานอนุญาตพิจารณาอีกด้วย

นอกจากการปฏิบัติตามกฎหมายข้างต้นแล้ว ปตท. ยังดำเนินการระบบการจัดการแบบบูรณาการ หรือ
Integrated Management Systems (IMS) ซึ่งเป็นการรวมระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO
14001 ระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก.18001//OHSAS 18001
และระบบบริหารคุณภาพ ISO9001 เข้าด้วยกัน โดยปัจจุบัน ทั้งโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง
และโรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอม (หน่วยที่ 1-6)
ได้รับการรับรองจากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.) เรียบร้อยแล้ว
และสามารถรักษาการรับรองได้อย่างต่อเนื่องจนถึงปัจจุบัน และ ในปี 2555
โรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง ยังได้รับการรับรองระบบมาตรฐานการจัดการพลังงาน ตามมาตรฐาน
ISO 50001 เพิ่มเติมอีกด้วย

4.4.2 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ถึงแม้ว่าการดำเนินการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ได้เกิดขึ้นก่อนที่โครงการประเภทระบบขนส่งปิโตรเลียมทางท่อ
จะถูกกำหนดให้อยู่ในข่ายที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
(Environmental Impact Assessment) ตามประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี
และสิ่งแวดล้อม พ.ศ. 2539 มากกว่า 10 ปี อย่างไรก็ตาม ปตท.
ได้ตระหนักถึงความสำคัญของสภาพแวดล้อมทั้งก่อนการก่อสร้าง ระหว่างการก่อสร้าง
และภายหลังการก่อสร้างมาโดยตลอด
โดยมีการศึกษาและประเมินผลกระทบที่มีต่อสิ่งแวดล้อมก่อนดำเนินโครงการ
เพื่อกำหนดมาตรการป้องกันแก้ไขและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมระหว่างก่อสร้างและระยะดำเนินการ
รวมทั้งมีการปรับสภาพพื้นที่ให้เข้าสู่สภาพเดิมเมื่อการฝังกลบท่อแล้วเสร็จ
ซึ่งทุกโครงการนับแต่การก่อสร้างท่อส่งก๊าซฯ
สายประธานเส้นแรกที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย และโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติอื่นๆ
ก็มีแนวทางปฏิบัติในทิศทางเดียวกัน

สำหรับท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากสหภาพพม่ามายังชายแดนไทยที่บ้านอีต่อง
และต่อมายังโรงไฟฟ้าราชบุรีจังหวัดราชบุรี ที่เริ่มก่อสร้างในปี 2540 นั้น ปตท.
ได้จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อเสนอต่อ สผ.
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เช่นเดียวกับการดำเนินการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งจากการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา
ล้วนปรากฏว่าเป็นไปตามมาตรการลดและติดตามผลกระทบที่ได้เสนอไว้ในรายงานฯ

ในระหว่างปี 2547 จนถึงปัจจุบัน โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติทุกขนาด
ไม่ว่าจะเป็นโครงการตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 หรือโครงการท่อส่งก๊าซฯ
ไปยังกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า และสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV) นั้น
ได้มีการศึกษาและจัดทำรายงาน EIA
รวมทั้งมีการนำมาตรการลดผลกระทบและระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมไปสู่การปฏิบัติทั้งในระยะก่อสร้างและระยะดำเนินการทุกโครงการ
โดยโครงการตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 ที่อยู่ในระหว่างการศึกษาและจัดทำรายงาน
EIA เพื่อเสนอต่อ สผ. หรืออยู่ระหว่างการพิจารณา ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซฯ
มายังสถานีควบคุมก๊าซ BVW01 โครงการท่อส่งก๊าซฯ ภูมิภาคนครสวรรค์ โครงการท่อส่งก๊าซฯ
ภูมิภาคนครราชสีมา โครงการติดตั้งหน่วยผสมก๊าซฯ (Mixing Facility)
เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงให้กับโครงข่ายระบบท่อฯ และโครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ
หน่วยที่ 4 สถานีเพิ่มความดันก๊าซโทรโยค เป็นต้น ส่วนโครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ
ในทะเล โครงการท่อส่งก๊าซฯเส้นที่ 4 (ระยอง-แก่งคอย)
และโครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ หน่วยที่ 4 ปัจจุบันยังอยู่ในระหว่างการก่อสร้าง

สำหรับโครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า และสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ
(NGV) ที่อยู่ในระหว่างการก่อสร้าง ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซฯ นวนคร-รังสิต
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังบริษัทสุนทร เมทัล จำกัด โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังบริษัท สหวิริยา
เพลทมิล จำกัด (มหาชน) โครงการท่อส่งก๊าซฯไปยัง Alpha-Power ถนนสุวินทวงศ์
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ภายในนิคมหนองแค โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังบริษัท SAICO
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังกลุ่มลูกค้าบริเวณแนวท่อบริษัท QCP โครงการท่อส่งก๊าซฯ
Debottleneck (Looping BV#25) โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังบริษัท สตาร์คอร์ โครงการ
ท่อส่งก๊าซฯไปยังกลุ่มบริษัท ดาว เคมิคอล (ประเทศไทย) จำกัด บริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล
จำกัด และโครงการผลิตไฟฟ้าและ
ไอน้ำ ของบริษัทปตท.เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (EPS) โครงการท่อส่งก๊าซฯ
ไปยังโรงไฟฟ้านวนครการไฟฟ้า และโครงการ
ท่อส่งก๊าซฯ ไปยังสถานีบริการก๊าซธรรมชาติต่างๆ เป็นต้น

สำหรับโครงการที่อยู่ในระหว่างการศึกษาและจัดทำรายงาน EIA เพื่อเสนอต่อ สผ.
หรืออยู่ระหว่างการพิจารณา ได้แก่ โครงการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ
โทรโยค โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังโรงไฟฟ้าวังน้อยหน่วยที่ 4 โครงการท่อฯ
เชื่อมระบบท่อนวนคร-รังสิต โครงการส่วนขยายโครงการท่อส่งก๊าซฯ ปทุมธานี-พญาไท
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังบริษัท ศักดิ์ชัยสิทธิ์ จำกัด โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังบริษัทยูเอ็มซี
เม็ททอล จำกัด โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังบริษัท ผลิตภัณฑ์ตราเพชร จำกัด โครงการท่อส่งก๊าซฯ
ไปยังกลุ่มลูกค้าเป้าหมายบริเวณทางหลวง 331 ตัดกับทางหลวงหมายเลข 344 โครงการท่อฯ
ไปยังบริษัท จีเอ็มพี แพ็คเกจจิ้ง จำกัด และบริษัท เอเชียแฟซิฟิกกลาส จำกัด โครงการท่อส่งก๊าซฯ
ไปยังบริษัท ซีพีค้าปลีกและการตลาด จำกัด โครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังบริษัท ไซมีส เมอร์ชานไดส์
จำกัด โครงการท่อส่งก๊าซฯ ภายในนิคมอุตสาหกรรมราชบุรี โครงการท่อส่งก๊าซฯ
ไปยังนิคมอิสเทิร์นซีบอร์ด และโครงการท่อส่งก๊าซฯ ไปยังสถานีบริการก๊าซธรรมชาติต่างๆ

เพื่อให้การดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อม อาชีวอนามัย และความปลอดภัยเป็นไปตามมาตรฐานสากล
สายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทุกหน่วย จึงได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO
14001 และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก.18001/OHSAS 18001
เข้ามาปฏิบัติ โดยได้รับการรับรองระบบ ISO 14001 และ มอก.18001/OHSAS 18001
จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.)
เรียบร้อยแล้วและสามารถรักษาการรับรองได้อย่างต่อเนื่องจนถึงปัจจุบัน นอกจากนี้ในปี 2555
ทุกเขตปฏิบัติการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติยังได้รับการรับรองระบบมาตรฐานการจัดการพลังงาน
ตามมาตรฐาน ISO 50001 เพิ่มเติมอีกด้วย

4.4.3 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการท่าเทียบเรือของคลังปิโตรเลียมและผลิตภัณฑ์อื่นๆ

ในการก่อสร้างท่าเทียบเรือของ ปตท. เพื่อขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ได้มีการจัดทำรายงาน EIA
ซึ่งระบุมาตรการป้องกัน และแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
ตลอดจนได้ดำเนินการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อคุณภาพสิ่งแวดล้อม (Monitoring)
ตามที่กฎหมายกำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เสนอต่อ สผ. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง
ซึ่งจากการติดตามตรวจสอบดังกล่าว ปตท.
สามารถปฏิบัติตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบสิ่งแวดล้อมได้อย่างครบถ้วน
โดยผลการติดตามตรวจวัดทั้งหมดอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานตามที่กฎหมายกำหนด
อีกทั้งหน่วยงานของ ปตท.
ที่มีท่าเทียบเรือขนส่งผลิตภัณฑ์ทุกคลังยังได้รับการรับรองระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และ มอก.18001/OHSAS 18001 จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.)
เรียบร้อยแล้วเช่นเดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

โครงการท่าเทียบเรือที่อยู่ในขั้นตอนการจัดทำรายงาน EIA ได้แก่
โครงการปรับปรุงท่าเทียบเรือน้ำมันและก๊าซของคลังปิโตรเลียมสงขลา
โดยโครงการดังกล่าวอยู่ในสถานะชะลอโครงการ ยังไม่มีกำหนดการก่อสร้างที่แน่นอน
และโครงการที่อยู่ในระหว่างการพิจารณาโดยคณะกรรมการผู้ชำนาญการ ได้แก่
โครงการขยายท่าเทียบเรือและก่อสร้างถังเก็บผลิตภัณฑ์เพิ่มเติมของคลังก๊าซเขาบ่อยา
และโครงการปรับปรุงท่าเทียบเรือพร้อมวางท่อน้ำมันใต้ทะเลและก่อสร้างถังเก็บผลิตภัณฑ์เพิ่มเติมของคลังน้ำมันศรีราชา

4.4.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการร่วมลงทุนในโรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นน้ำมัน

อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและการกลั่นเป็นอุตสาหกรรมอีกประเภทที่ต้องจัดทำรายงาน EIA
ตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535 โดย ปตท.
ได้ร่วมลงทุนและเข้าไปมีส่วนร่วมในขั้นตอนของการพัฒนา
รวมทั้งในขั้นตอนการก่อสร้างหรือขยายโรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นน้ำมันต่างๆ
ในสัดส่วนที่มากน้อยต่างกัน โดยในปัจจุบัน
มีโครงการก่อสร้างและ/หรือขยายโรงงานในความรับผิดชอบของบริษัทในกลุ่มที่ ปตท.ถือหุ้นโดยตรง
ซึ่งเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากองค์กรอิสระแล้ว
และอยู่ระหว่างการการดำเนินการจัดรับฟังความคิดเห็น ได้แก่ โครงการโรงงานผลิตสารฟีนอล
(ส่วนขยาย ครั้งที่ 2) ของบริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด ทั้งนี้
สำหรับโครงการที่ก่อสร้างแล้วเสร็จและเข้าสู่ระยะดำเนินการ
ก็ได้ปฏิบัติตามมาตรการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
รวมทั้งมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบสิ่งแวดล้อมอย่างเคร่งครัด ซึ่งมีการติดตามตรวจวัด
บันทึกผล และจัดทำรายงานเสนอต่อ สผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเป็นระยะตามที่กำหนด

4.4.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการร่วมลงทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

ปตท. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจขยายและพัฒนาการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง
ไม่ว่าจะเป็นการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
รวมไปถึงการลงทุนในธุรกิจการผลิตไฟฟ้าไอน้ำและน้ำเย็น โดยในขณะนี้
มีโครงการที่ได้จัดทำรายงาน EIA
ตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535 แล้วเสร็จ
และได้รับการพิจารณาเห็นชอบจากคณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ แล้ว
อยู่ในระหว่างการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม
รวมทั้งติดตามคุณภาพสิ่งแวดล้อมในระยะก่อสร้าง ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าของบริษัท บีกริม บีไอพี
เพาเวอร์ จำกัด (BIP) และโครงการโรงไฟฟ้าของบริษัท บางปะอิน โคเจนเนอร์เรชั่น จำกัด
(BIC) สำหรับโครงการที่อยู่ในระหว่างการศึกษาและจัดทำรายงาน EIA เพื่อเสนอต่อ สผ.
และการศึกษาความเป็นไปได้ (Feasibility study) ของโครงการ ได้แก่
โครงการโรงไฟฟ้าของบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT) CUP-4
และโครงการโรงไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้า นวนคร จำกัด (NNEG)
สำหรับโครงการที่ก่อสร้างแล้วเสร็จและเข้าสู่ระยะดำเนินการ
ก็ได้ปฏิบัติตามมาตรการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
รวมทั้งมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบสิ่งแวดล้อมอย่างเคร่งครัด ซึ่งมีการติดตามตรวจวัด
บันทึกผล และจัดทำรายงานเสนอต่อ สผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเป็นระยะตามที่กำหนด

4.5 การวิจัยและพัฒนา

สถาบันวิจัยและเทคโนโลยี ปตท. (สวญ.) ดำเนินงานวิจัยและพัฒนา
โดยมุ่งเน้นการเสริมสร้างฐานทางด้านเทคโนโลยี (Technology Base Structure)
และขีดความสามารถของนักวิจัยให้เป็นผู้เชี่ยวชาญในแต่ละสาขา
รวมทั้งกำหนดกลไกการดำเนินงานให้มีกระบวนการเชื่อมโยงการทำงานระหว่าง สวญ.
และกลุ่มธุรกิจ เพื่อรองรับทิศทางองค์กรที่มุ่งเน้นการพัฒนาผลิตภัณฑ์และกระบวนการ
สร้างความได้เปรียบในการแข่งขัน สามารถตอบสนองความต้องการลูกค้าได้รวดเร็ว ทั้งนี้ สวญ.
มีโครงสร้างการดำเนินงานเป็นดังนี้

4.5.1 งานวิจัยและพัฒนาที่สำคัญของ สวญ.

4.5.1.1 วิจัยธรณีวิทยาและวิศวกรรมปิโตรเลียม

สืบเนื่องมาจากการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย ทั้งในภาคการขนส่ง อุตสาหกรรม
และการผลิตไฟฟ้า ส่งผลให้ปริมาณความต้องการก๊าซธรรมชาติภายในประเทศเพิ่มสูงขึ้น ดังนั้น
สวญ. จึงมุ่งเน้นการวิจัยและพัฒนาด้านผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียม เช่น ก๊าซธรรมชาติ
โดยให้ความสำคัญนับตั้งแต่การสำรวจ การผลิต การควบคุมคุณภาพ และการขนส่ง
และได้ดำเนินงานวิจัยทางด้านธรณีวิทยาและวิศวกรรมปิโตรเลียม
โดยมุ่งเน้นด้านการวิจัยกระบวนการตรวจสอบทางธรณีวิทยา
วิจัยการเพิ่มประสิทธิภาพการนำน้ำมันและก๊าซกลับมาใช้
รวมถึงการวิจัยกระบวนการสำรวจและขุดเจาะแหล่งปิโตรเลียมประเภทใหม่ (Unconventional
Reservoir Exploitation) ได้แก่ FLNG, oil sands, deepwater ฯลฯ
โดยได้มีการก่อตั้งห้องปฏิบัติการทางธรณีวิทยาที่ สวญ. วังน้อย
นอกจากนี้ยังมีการวิจัยและพัฒนาการตรวจประเมินและการยืดอายุการใช้งานโรงงานและระบบท่อ
วิจัยแก้ปัญหาการเกิดตะกรันและไขในท่อส่งก๊าซด้วยวิธีการทางกายภาพและเคมีเพื่อคงสภาพท่อส่งก๊าซฯ
ให้มีประสิทธิภาพดังเดิม
โดยได้มีการวิจัยการแก้ปัญหาการเกิดไขในการขนส่งน้ำมันทางรถไฟให้แก่แหล่ง S1
ซึ่งนอกจากช่วยลดค่าขนส่งแล้วยังสามารถนำไขมาใช้ประโยชน์สร้างมูลค่าได้ถึง 500 – 1,000
ล้านบาทต่อปี

ปัจจุบัน สวญ.
ยังมีการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับงานวิจัยทางด้านธรณีวิทยาและวิศวกรรมปิโตรเลียมอย่างต่อเนื่อง
โดยอยู่ระหว่างดำเนินการก่อสร้างอาคารและจัดหาอุปกรณ์วิจัยทางธรณีวิทยาต่างๆ
เพื่อให้บริการแก่กลุ่ม ปตท.
และเป็นศูนย์กลางการศึกษาด้านธรณีวิทยาและวิศวกรรมปิโตรเลียมของประเทศไทย

4.5.1.2 วิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีกระบวนการปิโตรเลียมและปิโตรเคมี

งานวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีกระบวนการปิโตรเลียมและปิโตรเคมี
ถือเป็นเครื่องมือสำคัญเพื่อเสริมสร้างและพัฒนาศักยภาพการดำเนินงานของบริษัทในกลุ่ม ปตท.
สวญ. จึงได้ทำการศึกษาวิจัยกระบวนการผลิตปิโตรเลียมและปิโตรเคมี
เพื่อแก้ไขและป้องกันปัญหาที่เกิดขึ้นในกระบวนการผลิตของหน่วยปฏิบัติการ
เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน พัฒนากระบวนการใหม่ ทั้งยังเป็นศูนย์กลางการวิจัยและพัฒนา
รวมถึงการวิจัยพัฒนาและประเมินประสิทธิภาพของตัวเร่งปฏิกิริยาและตัวดูดซับให้แก่บริษัทในกลุ่ม
ปตท.
ซึ่งได้ทำการพัฒนาตัวเร่งปฏิกริยาและตัวดูดซับที่มีประสิทธิภาพใกล้เคียงกับตัวดูดซับเชิงพาณิชย์เพื่อทดแทนการนำเข้า
นอกจากนี้ยังมีการวิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีร่วมกับบริษัทปิโตรเคมีในกลุ่ม ปตท.
เพื่อนำไปสู่การพัฒนาและเพิ่มมูลค่าให้แก่ผลิตภัณฑ์
โดยโครงการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีกระบวนการปิโตรเลียมและปิโตรเคมีที่มีการดำเนินการ เช่น
งานวิจัยการสังเคราะห์และขึ้นรูปพลาสติกชีวภาพ (Bio-Plastics)
เพื่อสนับสนุนการใช้ชีวมวลในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีทดแทนปิโตรเลียม
โดยได้ผลิตแก้วพลาสติกชีวภาพแบบย่อยสลายได้ 100% ใช้งานในร้านอเมซอน
รวมถึงงานวิจัยและพัฒนาสูตรและตัวเร่งปฏิกิริยาสำหรับสังเคราะห์ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีจำเพาะ เช่น
Ultra High Molecular Weight PE
นอกจากนี้ยังมีการวิจัยกระบวนการที่ใช้ในโรงงานปิโตรเคมีต่างๆเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานหรือพัฒนาเทคโนโลยีใหม่ที่เหมาะสมกับแหล่งวัตถุดิบและแนวโน้มของตลาด
เช่นการวิจัยและพัฒนาเตาปฏิกรณ์แบบ Microchannel Base
ที่มีขนาดเล็กและมีประสิทธิภาพการถ่ายเทพลังงานและมวลสารสูงสำหรับประยุกต์ใช้กับกระบวนการ
GTL (Gas-to-Liquid) ขนาดเล็ก เช่น
กระบวนการแปรรูปก๊าซจากแหล่งก๊าซขนาดเล็กเป็นน้ำมันดิบสังเคราะห์ อีกด้วย

สถาบันวิจัยและเทคโนโลยี ปตท. ได้ขยายศักยภาพงานวิจัยด้านกระบวนการและปิโตรเคมีที่ทันสมัย
เพื่อรองรับการขยายตัวอย่างต่อเนื่องของธุรกิจปิโตรเคมีของกลุ่ม ปตท.
ปัจจุบันได้ให้บริการทดสอบประเมินประสิทธิภาพตัวเร่งปฏิกิริยาและตัวดูดซับ ให้แก่บริษัทในกลุ่ม
ปตท. อีกทั้งอยู่ระหว่างดำเนินการก่อสร้างโรงงานจำลองกระบวนการผลิต HDPE
ที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
สำหรับงานวิจัยตัวเร่งปฏิกิริยาและกระบวนการพอลิเมอไรเซชันในระดับโรงงานนำร่อง (Pilot
Plant) ซึ่งสามารถให้บริการทดสอบกระบวนการพอลิเมอไรเซชันแก่บริษัทในกลุ่ม ปตท.
พร้อมดำเนินการในปี พ.ศ. 2556

4.5.1.3 วิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและเชื้อเพลิงทางเลือก

สวญ. ได้ทำการวิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ทั้งน้ำมันเชื้อเพลิงและสารหล่อลื่น ทั้งด้านคุณภาพ
และผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมมาโดยตลอด ผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงของ ปตท.
ที่จำหน่ายจึงล้วนผ่านการยืนยันคุณภาพการใช้งาน และเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม
โดยเฉพาะอย่างยิ่งในภาวะวิกฤตด้านพลังงานที่เกิดขึ้นอยู่ในขณะนี้
การนำผลิตผลทางการเกษตรมาพัฒนาเป็นเชื้อเพลิงทดแทนสามารถช่วยเหลือเกษตรกรให้มีรายได้เพิ่มขึ้น
ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ
นับเป็นการสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ทั้งยังช่วยรักษาสภาพแวดล้อม สวญ.
จึงดำเนินการศึกษา
วิจัยและพัฒนาการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงสังเคราะห์จากพืชเพื่อทดแทนผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมในอนาคต
ดังเช่น ความสำเร็จในการคิดค้นสูตรน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี 20 (E20) และน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี 85
(E85) จำหน่ายเป็นรายแรกของประเทศไทย และ สวญ.
ยังคงมุ่งมั่นพัฒนาโดยเดินหน้างานวิจัยการผลิตเอทานอลจากเส้นใยพืช (Cellulosic Ethanol)
ในวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร เช่น ฟางข้าว เศษสับปะรด ใบอ้อย ทะลายปาล์ม และ
น้ำทิ้งจากโรงงานผลิตแป้งมันสำปะหลัง เพื่อนำไปสู่การลดต้นทุน
และเป็นการใช้วัตถุดิบที่ไม่ใช่พืชอาหารซึ่งจะช่วยลดผลกระทบของพลังงานที่มีต่อราคาอาหารในอนาคต

สำหรับการพัฒนาพืชพลังงานทางเลือกนั้น สวญ.
ได้ทำการศึกษาสายพันธุ์และวิธีปลูกสาหร่ายขนาดเล็ก (Micro-algae) และสบู่ดำสำหรับผลิตน้ำมัน
การศึกษาการผลิตเมธานอลและไดเมธิลอีเธอร์ (DME)
จากวัสดุชีวมวลด้วยกระบวนการแกสซิฟิเคชัน (Gasification)
รวมถึงการดำเนินการศึกษาและพัฒนากระบวนการผลิตน้ำมันไบโอไฮโดรจีเนทดีเซล
(Bio-hydrogenated Diesel หรือ BHD) ซึ่งมีโครงสร้างใกล้เคียงน้ำมันดีเซลที่ใช้กันในปัจจุบัน
และสามารถใช้งานในเครื่องยนต์ดีเซลที่อัตราส่วนสูงรวมทั้งสามารถปรับปรุงคุณภาพเป็น Biojet
สำหรับใช้งานในเครื่องบินเพื่อลดการปลดปล่อยมลภาวะจากธุรกิจการบินตามข้อกำหนด Emission
Trading Scheme (ETS) ของกลุ่มประเทศยุโรปได้
ทั้งนี้ได้มีการร่วมมือวิจัยการใช้ไบโอเจ็ตในเครื่องบินของการบินไทย ด้วยสัดส่วนการผสมไบโอเจ็ต
ร้อยละ 50 โดยได้ทดสอบบินครั้งแรกในวันที่ 21 ธันวาคม 2554
และบินในเที่ยวบินเชิงพาณิชย์เป็นครั้งแรกในภูมิภาคเอเชียเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2554

ในส่วนของน้ำมันหล่อลื่น สวญ.
ได้ทำการพัฒนาน้ำมันหล่อลื่นยานยนต์และอุตสาหกรรมครอบคลุมการใช้งานทุกด้าน
รวมถึงเป็นผู้นำในการใช้มาตรฐานสากลล่าสุดคือ API SN ออกจำหน่ายเป็นรายแรกของประเทศ
เพื่อให้สนองตอบความก้าวหน้าด้านเทคโนโลยีและยืดอายุการใช้งานของยานยนต์ นอกจากนี้
ในการวิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์หล่อลื่นของ ปตท. นั้น สวญ.
ยังได้พัฒนาสายผลิตภัณฑ์ออกไปให้หลากหลายยิ่งขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยในปี 2555
ได้มีการพัฒนาผลิตภัณฑ์หล่อลื่น Performa NGV และ Performa Synthetic NGV
สำหรับรถยนต์ใช้ก๊าซธรรมชาติ และ Gasoline Engine Oil 0W-20
สูตรประหยัดน้ำมันสำหรับรถยนต์เบนซิน ออกจำหน่ายสู่ท้องตลาด

นอกเหนือจากหล่อลื่นยานยนต์และอุตสาหกรรมแล้ว สวญ. ยังทำการวิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์พิเศษ
(Specialty Products) เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่ม เช่น การสร้างมูลค่าเพิ่มให้แก่ยางมะตอย
ด้วยการผลิต Polymer Modified Asphalt (PMA)
ซึ่งมีคุณสมบัติยืดหยุ่นเหนือกว่ายางมะตอยปกติ และ Warm Mixed Asphalt (WMA)
ซึ่งสามารถผสมได้ที่อุณหภูมิต่ำ เป็นต้น ทั้งหมดนี้เพื่อรองรับกับความต้องการของผู้บริโภคในอนาคต
ดังนั้นผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงและหล่อลื่นของ ปตท. จึงครอบคลุมความต้องการของตลาด
ได้รับการรับรองโดยผู้ผลิต และมีคุณภาพเหนือคู่แข่งในตลาด
โดยจำหน่ายในราคาที่เหมาะสมและเป็นธรรม
และครองส่วนแบ่งตลาดเชื้อเพลิงและหล่อลื่นเป็นอันดับหนึ่งจนถึงปัจจุบัน

4.5.1.4 เทคนิคพลังงานประยุกต์และเครื่องยนต์ทดสอบ

สวญ. มีห้องปฏิบัติการทดสอบด้านเครื่องยนต์ (Engine Test) และยานยนต์ (Vehicle Test)
ที่ทันสมัยรองรับการทดสอบที่หลากหลาย
และใช้วิธีการทดสอบอ้างอิงมาตรฐานที่เป็นที่ยอมรับในระดับสากล
สรรหาเทคโนโลยีด้านพลังงานประยุกต์
ทำการวิจัยด้านเทคนิคในการอนุรักษ์พลังงานและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
ทำการทดสอบและประเมินผลเครื่องยนต์ ยานยนต์ การเผาไหม้
และการปลดปล่อยมลพิษจากการใช้ผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงต่างๆ
นอกจากนี้ยังดำเนินการวิจัยและพัฒนาเชิงวิศวกรรมในการประยุกต์ใช้ก๊าซธรรมชาติในอุตสาหกรรมและยานยนต์
(NGV) ทั้งนี้เพื่อเป็นการสนับสนุนการตลาดของธุรกิจ ปตท. โดยเฉพาะอย่างยิ่ง
เพื่อรับประกันคุณภาพของผลิตภัณฑ์ของ ปตท. ตลอดจนความพึงพอใจของผู้บริโภค ผลิตภัณฑ์ต่างๆ
ที่ออกจำหน่ายภายใต้ชื่อ ปตท. จะผ่านการวิเคราะห์ ทดสอบ และประเมินผล ด้านประสิทธิภาพ
สมรรถนะ และมลพิษจากห้องปฏิบัติการเครื่องยนต์ทดสอบเพื่อยืนยันผลการใช้งานตามมาตรฐานสากล

งานวิจัยที่สำคัญของสถาบันวิจัยฯ ได้แก่
การวิจัยเพื่อส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงสะอาดและใช้เป็นเชื้อเพลิงราคาประหยัดทดแทนน้ำมัน
โดยวิจัยและพัฒนาการใช้ NGV (Natural Gas for Vehicles)
ซึ่งสามารถลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงและลดมลพิษทางอากาศลงได้ในระดับหนึ่ง
ภาครัฐจึงให้การสนับสนุนและมีการขยายผลเพื่อใช้กับรถยนต์โดยสาร ขสมก. และรถแท็กซี่
ทั้งนี้การใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในรถยนต์เบนซินจะต้องติดตั้งชุดอุปกรณ์ควบคุมการจ่ายเชื้อเพลิง
(Conversion Kit) เพื่อให้สามารถใช้สลับไปมาระหว่างก๊าซธรรมชาติกับน้ำมันเบนซินได้ สวญ.
จึงได้ทำการศึกษา วิจัย
หาแนวทางในการปรับปรุงชุดอุปกรณ์ดังกล่าวให้เหมาะสมกับการใช้งานในประเทศ
พร้อมทั้งคิดค้นและพัฒนาอุปกรณ์จ่ายเชื้อเพลิงอิเล็กทรอนิกส์สำหรับยานยนต์ก๊าซธรรมชาติ (Engine
Control Unit, ECU) สำหรับรถยนต์เบนซินใช้ก๊าซธรรมชาติระบบ Bi-Fuel
เพื่อควบคุมส่วนผสมเชื้อเพลิงและจังหวะการฉีดเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับคุณภาพก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยและสภาวะการทำงานของเครื่องยนต์
อันจะช่วยให้เครื่องยนต์มีการเผาไหม้ที่มีประสิทธิภาพ สมรรถนะเครื่องยนต์สูง
และปลดปล่อยมลพิษต่ำ
โดยได้ออกจำหน่ายอุปกรณ์ดังกล่าวในเชิงพาณิชย์ในประเทศไทยและมาเลเซียในปี 2554
และได้ต่อยอดงานวิจัยไปใช้พัฒนา ECU ที่สามารถใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีคุณภาพหลากหลาย (Flex
CNG ECU) นอกจากนี้
ยังทำการพัฒนาระบบเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในเครื่องยนต์ดีเซลที่ปรับแต่งเป็นระบบเชื้อเพลิงร่วม
(Diesel Dual Fuel Engine) ด้วยการประยุกต์แนวคิดระบบ Premixed Charge
Compression Ignition (PCCI)
ทำให้สามารถใช้ก๊าซธรรมชาติในเครื่องยนต์ดีเซลด้วยสัดส่วนสูงถึงร้อยละ 60 สูงกว่า ECU
ในท้องตลาดซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนดีเซลได้เพียงร้อยละ 30 เครื่องยนต์มีสมรรถนะดี
และการปลดปล่อยมลพิษต่ำได้ สวญ.
ยังคงนำแนวคิดการพัฒนาเครื่องยนต์ก๊าซธรรมชาติไปต่อยอดเพื่อประยุกต์ใช้กับเครื่องยนต์หลายประเภท
อีกทั้งนักวิจัยของ สวญ. ยังได้รับเชิญเป็นวิทยากรในการสัมมนา การฝึกอบรม การให้ความรู้
และการแก้ไขปัญหาการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง เพื่อสนับสนุนการดำเนินธุรกิจของ ปตท.
นอกจากนี้ห้องทดสอบยานยนต์ของปตท.ยังได้มีการปรับปรุงเพื่อขยายการทดสอบรองรับมาตรฐานการทดสอบในอนาคต
ได้มีการอัพเกรดอุปกรณ์ทดสอบมลพิษให้สามารถทดสอบในระดับมาตรฐาน Euro IV และ Euro V
ในปี พ.ศ. 2555 สวญ. ได้ก่อสร้างสถานีเติมไฟฟ้า เพื่อรองรับการวิจัยรถใช้ไฟฟ้าที่จะแล้วเสร็จ
โดย สวญ. มีแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านรถยนต์ไฟฟ้าต่างๆในอนาคต เช่น สถานีเติมไฟฟ้า
หัวเติมไฟฟ้า เทคโนโลยีแบตเตอรี่ เพื่อรองรับทิศทางยานยนต์ในอนาคตต่อไป

นอกจากนี้ยังมีการศึกษาการใช้ประโยชน์จากก๊าซธรรมชาติในเชิงอุตสาหกรรม
โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการก่อสร้าง Gas Application Lab
เพื่อพัฒนาเครื่องจักรอุตสาหกรรมและเทคโนโลยีการใช้ก๊าซในภาคอุตสาหกรรมเป็นการสนับสนุนการขยายตลาดก๊าซธรรมชาติในเชิงอุตสาหกรรมและพาณิชย์
รวมทั้งการอนุรักษ์พลังงาน

4.5.1.5 วิจัยและบริหารจัดการสิ่งแวดล้อม

ไม่เพียงแต่จะคำนึงถึงมุมมองในเชิงธุรกิจเท่านั้น สวญ.
ยังตระหนักถึงความสำคัญในการรักษาสิ่งแวดล้อม จึงได้ดำเนินการวิจัยและบริหารจัดการสิ่งแวดล้อม
เพื่อลดและป้องกันผลกระทบของปัญหาสิ่งแวดล้อมที่มีต่อการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท.
และชุมชนใกล้เคียง โดยทำหน้าที่ค้นคว้า วิจัย พัฒนา
และประเมินคุณภาพด้านสิ่งแวดล้อมทั้งทางอากาศ น้ำ ดิน และกากของเสีย แก่ธุรกิจน้ำมัน
ไม่ว่าจะเป็นคลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน ธุรกิจก๊าซฯ ปิโตรเคมีและการกลั่น
และอาคารสำนักงาน เพื่อกำหนดแนวทาง วิธีการ
และวางมาตรการแก้ไขหรือลดผลกระทบจากสิ่งที่ไม่เป็นไปตามข้อกำหนด
ตลอดจนวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีในการป้องกัน แก้ไข ควบคุม ฟื้นฟูและกำจัดมลพิษ
จากการดำเนินกิจกรรมของบริษัทในกลุ่ม ปตท. ทั้งในระยะสั้นและระยะยาว โดย ปตท.ได้มีการทำ
Carbon Accounting สำหรับกลุ่ม ปตท. เพื่อประเมินปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG)
ของกลุ่ม ปตท. เป็นข้อมูลในการติดตามและวางแผนมาตรการลดการปลดปล่อย GHG
โดยได้มีการกำหนดมาตรฐาน (Standardization) การคำนวณปริมาณปลดปล่อย GHG
และติดตามการปลดปล่อย GHG ของกลุ่มปตท.เป็นรายปีตั้งแต่ปี 2550
มีการศึกษาแบบจำลองการตัดสินลงทุนเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมทั้งด้านอากาศและแหล่งน้ำ
โดยการพัฒนาแบบจำลองการกระจายมลพิษทางอากาศ
และทำบัญชีแหล่งน้ำและข้อมูลการใช้น้ำในพื้นที่มาบตาพุด อีกทั้ง สวญ.ยังได้ทำการศึกษาวัฏจักรชีวิต
(LCA) ของเชื้อเพลิงจากปิโตรเลียม เชื้อเพลิงชีวภาพ พลาสติกชีวภาพและยางมะตอย
เพื่อเป็นข้อมูลแนวทางการพัฒนาพลังงานทดแทนให้เกิดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด

นอกจากการประเมินและติดตามการปลดปล่อยมลพิษแล้ว สวญ.ยังมีงานวิจัยด้านการบำบัดมลพิษ
เช่นการบำบัดดินปนเปื้อนน้ำมันด้วยกระบวนการทางชีวภาพ ได้แก่การพัฒนาเตาปฏิกรณ์ชีวภาพ
(Bioreactor) การพัฒนาวิธีเก็บแบบทีเรียบำบัดในรูปเซลล์แห้ง (Freeze-Dry)
และการบำบัดโดยใช้พืชร่วมกับจุลินทรีย์ (Land Farming)
รวมถึงให้บริการหาแนวทางบำบัดมลพิษแก่บริษัทในกลุ่ม ปตท.
เช่นการบำบัดน้ำทิ้งปนเปื้อนน้ำมันจากสถานีบริการน้ำมันของ ปตท. รวมทั้งระบบนำน้ำกลับคืน
นอกจากนี้ยังมีการวิจัยการเลี้ยงสาหร่ายสำหรับดูดซับ CO₂ และผลิตเป็นก๊าซชีวภาพ
ทั้งหมดนี้เพื่อใช้พัฒนากระบวนการบำบัดให้มีประสิทธิภาพ
ลดผลกระทบจากการดำเนินธุรกิจที่มีต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชน
ซึ่งสอดคล้องกับแนวทางการดำเนินงานที่ยึดมั่นต่อความรับผิดชอบต่อสังคม

4.5.1.6 แผนและบริหารงานวิจัย

การจัดทำแผนและบริหารงานวิจัย เป็นส่วนที่สำคัญในการบริหารจัดการงานวิจัยและพัฒนาของ สวญ.
โดยจัดทำแผนวิจัยและพัฒนาทั้งระยะสั้นและระยะยาว (Roadmap)
ดำเนินการควบคุมติดตามผลการดำเนินงานให้มีประสิทธิภาพสูงสุด
รวมทั้งประเมินผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากโครงการวิจัย
เพื่อประสิทธิภาพและประสิทธิผลของโครงการวิจัยต่างๆ
และสร้างเครือข่ายงานวิจัยกับหน่วยงานภาคการศึกษา ภาครัฐ ภาคเอกชน
ทั้งภายในและต่างประเทศ เพื่อเสริมสร้างความรู้ด้านปิโตรเลียม ปิโตรเคมี
สร้างสรรค์ผลการศึกษาวิจัยอย่างบูรณาการและเชื่อถือได้
อันจะเป็นหนทางในการสร้างมูลค่าและโอกาสทางธุรกิจในเชิงรุก
นอกจากนี้ยังดำเนินการสำรวจตลาด ทัศนคติ
และความพึงพอใจของลูกค้าและผู้บริโภคในผลิตภัณฑ์และบริการ ที่ครอบคลุมธุรกิจหลักของ ปตท.
มีการประเมินและสำรวจภาพพจน์องค์กรอย่างต่อเนื่อง เพื่อที่จะนำมาใช้ประกอบการวางแผนธุรกิจ
พัฒนาผลิตภัณฑ์และบริการธุรกิจให้สนองความต้องการของลูกค้าและผู้บริโภคอย่างมีประสิทธิภาพ
ทั้งยังศึกษาและวิจัย ทางด้านตลาด ธุรกิจ สังคม วิเคราะห์ทางการเงิน
ความเป็นไปได้ทางเศรษฐศาสตร์ และสายโซ่คุณค่าผลิตภัณฑ์
เพื่อเป็นแนวทางในการดำเนินโครงการวิจัย และสนับสนุนแผนและกลยุทธ์องค์กร
โดยมีเป้าหมายเพื่อเตรียมความพร้อมให้ ปตท. และบริษัทในกลุ่ม ปตท.
ให้สามารถแข่งขันในตลาดได้เป็นอย่างดี
อีกทั้งยังมีการสำรวจความพึงพอใจของพนักงานต่อองค์กรและหน่วยงานภายในอย่างต่อเนื่อง
เพื่อนำมาพัฒนาการบริหารงานทรัพยากรบุคคล ให้มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น
ด้วยความมุ่งมั่นในการพัฒนาองค์กรไปสู่ความเป็นเลิศ (High Performance Organization)
ต่อไป

ในปี 2555 สายงานวิจัยของกลุ่ม ปตท. ได้ร่วมกันจัดทำ PTT Group Technology Roadmap
เป็นแผนแม่บทด้านการวิจัยและพัฒนาให้สอดคล้อง เป็นไปในทิศทางเดียวกัน
สนับสนุนการดำเนินธุรกิจของทุกบริษัทในกลุ่ม ปตท. และใช้ทรัพยากรด้านการวิจัยและพัฒนาของกลุ่ม
ปตท. ให้เกิดประโยชน์สูงสุดอนึ่ง ด้วยความมุ่งมั่นในการพัฒนาด้านพลังงานอย่างต่อเนื่อง
โดยมีเป้าหมายที่จะเป็นหนึ่งในกลไกเพื่อนำไปสู่ความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ สวญ.
จึงได้มีการติดตามเทคโนโลยีทุกรูปแบบ เพื่อทราบทิศทาง และแนวโน้มด้านพลังงานอย่างใกล้ชิด
รวมทั้งศึกษาศักยภาพ และเตรียมความพร้อมก่อนที่จะพัฒนานำเทคโนโลยีมาใช้ในเชิงพาณิชย์
รวมทั้งเป็นศูนย์บริหารจัดการความรู้ทางวิชาการและเทคโนโลยี เพื่อเป็นประโยชน์ต่องานวิจัย
กลุ่มธุรกิจ และกลุ่มบริษัท ปตท.
พร้อมให้ข้อมูลเชิงเทคนิคและเชิงวิชาการที่ถูกต้องแก่ลูกค้าและผู้บริโภค
เพื่อเป็นการสร้างความเข้าใจและความเชื่อมั่นในผลิตภัณฑ์และบริการของ ปตท. นอกจากนี้
ยังมีการบริหารจัดการทรัพย์สินทางปัญญา สิทธิประโยชน์
และข้อตกลงความร่วมมือกับสถาบันและบุคคลต่างๆ ให้เกิดประโยชน์สูงสุดอีกด้วย

เพื่อเพิ่มขีดความสามารถด้านการวิจัยและพัฒนาให้ครอบคลุมการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท.
อย่างครบถ้วนยิ่งขึ้น ปตท. ได้ลงทุนก่อสร้าง PTT Innovation Park
เป็นศูนย์รวมอาคารปฏิบัติการวิจัยและพัฒนารวมทั้งอาคารต้นแบบโรงงาน
และห้องปฏิบัติการทดสอบต่างๆ บนพื้นที่ข้างสถาบันวิจัยฯ เดิม และมีการจัดตั้งโครงการก่อสร้าง
PTT Innovation Park ในปี 2555 เพื่อรับผิดชอบควบคุมดูแลการก่อสร้าง
โดยประสานงานกับนักวิจัยและหน่วยธุรกิจเพื่อจัดทำแผนการใช้ประโยชน์พื้นที่ให้ครอบคลุมความต้องการ
และเกิดประโยชน์สูงสุด

สวญ. ได้รับการรับรองระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO
และได้รับการรับรองระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย ISO 18001 จาก
สรอ.อีกทั้งได้รับการรับรองมาตรฐาน มอก. 17025
(ข้อกำหนดทั่วไปว่าด้วยความสามารถของห้องปฏิบัติการทดสอบและห้องปฏิบัติการสอบเทียบ)
จากสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 สถาบันวิจัยและเทคโนโลยี ปตท. มีพนักงานรวมทั้งสิ้น 151 คน
โดยมีค่าใช้จ่ายในช่วงที่ผ่านมาเป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ----------------- ----------------- ----------------- -----------------
  ปี 2552            ปี 2553            ปี 2554            ปี 2555

  1,100             1,424             1,457             1,819
  ----------------- ----------------- ----------------- -----------------