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

3.1 ธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

ณ ปัจจุบัน ปตท.และบริษัทในกลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
เป็นผู้ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจรเพียงรายเดียวในประเทศ
โดยครอบคลุมตั้งแต่การสำรวจและผลิต การจัดหา การขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
การแยกก๊าซธรรมชาติ และการจัดจำหน่าย โดย
ปตท.เป็นเจ้าของและผู้ดำเนินการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission
Network) เพียงรายเดียวในประเทศไทย และเป็นผู้ดำเนินการจัดหา ขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินธุรกิจแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ที่สุดในประเทศไทย

กลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ประกอบด้วยหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งเป็นหน่วยงานภายในของ ปตท.
และบริษัทในกลุ่มที่ประกอบกิจการเกี่ยวเนื่องกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
โดยหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติของ ปตท. แบ่งออกเป็น 4 หน่วยธุรกิจย่อย ได้แก่

(1) หน่วยธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
    รับผิดชอบจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติทั้งในประเทศและต่างประเทศเพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายใหญ่

(2) หน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) รับผิดชอบดำเนินการ
    บำรุงรักษา และพัฒนาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

(3) หน่วยธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ รับผิดชอบดำเนินการและพัฒนาธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
    ซึ่งในปัจจุบันมีจำนวนทั้งสิ้น 5 โรง โดยโรงแยกก๊าซฯ หน่วยที่ 5 ของ
    ปตท.ได้ก่อสร้างแล้วเสร็จและได้เริ่มทดสอบการผลิตปลายเดือนธันวาคม 2547
    และเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2548 เป็นต้นมา

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

ในปี 2548 ปตท. มีรายได้จากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ก๊าซฯ รวม 184,336.70 ล้านบาท
และมีรายได้จากการจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้กับผู้บริโภคผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันอีก
23,761.74 ล้านบาท และสำหรับปี 2549 ปตท. มีรายได้จากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ก๊าซฯ รวม
217,578.46 ล้านบาท
และมีรายได้จากการจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้กับผู้บริโภคผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันอีก
24,048.03 ล้านบาท

นอกเหนือจากหน่วยธุรกิจที่กล่าวข้างต้น ปตท.
มีบริษัทในกลุ่มธุรกิจก๊าซธรรมชาติที่มีบทบาทสำคัญและช่วยส่งเสริมให้กลุ่ม ปตท.
ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร ดังนี้

(1) บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)
    เป็นผู้ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ
    และเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดยมี ปตท.เป็นผู้ถือหุ้นรายใหญ่
    วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท. ถือหุ้นใน ปตท.สผ. สัดส่วนร้อยละ 66.13
    ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(2) บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (PTTNGD) เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ
    Suez-Tractebel S.A. แห่งประเทศเบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
    เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อย
    เพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล
    ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท.ถือหุ้นใน PTTNGD สัดส่วนร้อยละ 58
    ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

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

(4) บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด (DCAP) เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.
    กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)
    เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับลูกค้าบริเวณสนามบินสุวรรณภูมิ ทั้งนี้ ณ
    วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท.ถือหุ้นใน DCAP สัดส่วนร้อยละ 35 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(5) บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT) เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับบริษัท ปตท.
    เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (บริษัทที่เกิดจากการควบรวมบริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด
    (มหาชน) และบริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548)
    และบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด(มหาชน) เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้าและไอน้ำ
    (Utilities) จำหน่ายให้กับผู้ถือหุ้น
    รวมถึงบริษัทในเครือของผู้ถือหุ้นและโรงงานบริเวณใกล้เคียง ทั้งนี้ ณ วันที่
    31 ธันวาคม 2549 ปตท. ถือหุ้นใน PTTUT สัดส่วนร้อยละ 40 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(6) บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด (RPCL)
    เป็นผู้ประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ให้กับ กฟผ. ทั้งนี้ ณ วันที่
    31 ธันวาคม 2549 ปตท.ถือหุ้นใน RPCL สัดส่วนร้อยละ 15 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(7) บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อก่อสร้างท่าเทียบเรือ
    และสถานีรับจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
    ดำเนินธุรกิจให้บริการ/จัดการเกี่ยวกับการปฏิบัติการและบำรุงรักษาท่าเรือรับผลิตภัณฑ์ LNG
    คลังสำรอง LNG และ LNG Re-gasification Plant Unit ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
    2549 ปตท.ถือหุ้นใน PTTLNG สัดส่วนร้อยละ 100 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(8) บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (IPT)
    เป็นผู้ประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าเอกชน (IPP) ให้กับ กฟผ. ทั้งนี้ ณ วันที่ 31
    ธันวาคม 2549 ปตท.ถือหุ้นใน IPT สัดส่วนร้อยละ 20 ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

(9) บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (TP)
    เป็นผู้ดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)
    โดยเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบโคเจนเนอเรชั่น ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
    (Combined-Cycle Co-generation Power Plant) มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 118
    เมกะวัตต์ และผลิตไอน้ำ 168 ตันต่อชั่วโมง ทั้งนี้ คณะกรรมการ ปตท.
    ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548 มีมติให้ ปตท. ซื้อหุ้นสามัญของ TP จากบริษัท
    ปตท.สผ.อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (ปตท.สผ.อ.) (บริษัทย่อยของ ปตท.สผ.)
    ซึ่งถืออยู่ทั้งหมดในสัดส่วนร้อยละ 26 เป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 2,300 ล้านบาท โดย
    ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของ TP เมื่อวันที่
    23 ธันวาคม 2548 ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 TP มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 2,810
    ล้านบาท โดย ปตท. ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 26

  แผนภาพต่อไปนี้แสดงการประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท.

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

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

รายละเอียดการประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม ปตท. แบ่งได้เป็น 6 ส่วน ดังต่อไปนี้

1.  การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

2.  ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

3.  โรงแยกก๊าซธรรมชาติ

4.  การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

5.  ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

6.  การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติ

การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
อยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย ปตท.
เป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งปัจจุบันมีอยู่ทั้งสิ้น 12
ฉบับ แบ่งเป็นสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติในประเทศจำนวน 10 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล 1 (แหล่งเอราวัณ), สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคล
2-3[1]¹,สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกช, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งไพลิน,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งทานตะวัน/เบญจมาศ, สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งน้ำพอง,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ A-18[2]², สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอาทิตย์[3]³,
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ B-17&C-19 และ B-17-01^(/4)
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งภูฮ่อม^(/5)
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างประเทศอีกจำนวน 2 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา^(/6)
และสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเยตากุนในสหภาพเมียนมาร์ ทั้งนี้ การจัดหาก๊าซธรรมชาติของ
ปตท. ส่วนใหญ่จะมาจากแหล่ง/แปลงสัมปทานก๊าซธรรมชาติในประเทศ
โดยมีปริมาณและสัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2547-2549 เป็นดังนี้

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

^(/1) ไม่รวมการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเจดีเอ เนื่องจากยังไม่ได้ดำเนินการผลิต

^(/2) รวมแหล่ง/แปลงสัมปทานภายใต้สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติยูโนแคลและยูโนแคล2-3

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

สำหรับการรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาและเยตากุน
เนื่องจากเกิดความล่าช้าในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรี
ทำให้โรงไฟฟ้าราชบุรีไม่สามารถรับซื้อก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2541 และการลงนามในสัญญา
Ratchaburi Master Gas Sales Agreement กับ กฟผ.ล่าช้าออกไปเป็นเดือนตุลาคม 2543
ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่ลดลงเนื่องจากเกิดความตกต่ำทางเศรษฐกิจ
รวมทั้งความล่าช้าในการก่อสร้างโครงการท่อส่งก๊าซราชบุรี-วังน้อย ส่งผลให้
ปตท.ต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนตามเงื่อนไขแบบ
Take-or-Pay ที่เกิดขึ้นตั้งแต่ปี 2541 จนถึงปี 2544 เป็นจำนวนเงินรวม 36,265.8 ล้านบาท
ทั้งนี้ มติคณะรัฐมนตรีในเดือนกรกฎาคม 2543 กำหนดให้จัดสรรภาระค่าดอกเบี้ยที่เกิดจากภาระ
Take or Pay ให้หน่วยงานต่างๆร่วมรับผิดชอบ โดย ปตท.รับภาระร้อยละ 11.4
กฟผ.รับภาระร้อยละ 12.8 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 75.8
ลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจะเป็นผู้รับภาระ อย่างไรก็ตาม ระหว่างปี 2544 – 2549
ปตท.สามารถรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและ
เยตากุนได้เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำที่ต้องรับ (Make-up)
มีผลให้เงินจ่ายล่วงหน้าค่าซื้อก๊าซธรรมชาติลดลงเป็นจำนวนสะสมรวม 15,636.13 ล้านบาท ดังนั้น
ยอดเงินจ่ายล่วงหน้าค่าซื้อก๊าซธรรมชาติ จึงมียอดสุทธิ 20,629.67 ล้านบาท
ดังปรากฎอยู่ในงบดุลของ ปตท. ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549

สำหรับราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่กำหนดในสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดราคาฐานเริ่มต้น
(Initial Base Price) ซึ่งเป็นราคาคงที่
โดยจะมีสูตรปรับราคาซึ่งกำหนดสูตรราคาสูงสุดและราคาต่ำสุด
เพื่อคุ้มครองผู้ซื้อและผู้ขายก๊าซธรรมชาติ โดยสูตรปรับราคาก๊าซธรรมชาติ
จะประกอบด้วยปัจจัยต่อไปนี้ 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

3.1.2 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

เมื่อผู้ขายก๊าซธรรมชาติได้ส่งมอบก๊าซธรรมชาติให้กับ ปตท. ที่จุดส่งมอบแล้ว
ก๊าซธรรมชาติทั้งหมดจะถูกส่งไปยังลูกค้าต่างๆ โดยผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทั้งนี้
การดำเนินงานและการบำรุงรักษาระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติจะอยู่ในความรับผิดชอบของหน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ปัจจุบัน ณ 31 ธันวาคม 2549 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission Pipeline) ของ
ปตท. มีความยาวรวมประมาณ 2,753 กิโลเมตร
ซึ่งประกอบด้วยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกความยาวประมาณ 1,384 กิโลเมตร
และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลความยาวประมาณ 1,369 กิโลเมตร
(ไม่รวมระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ/Distribution Pipeline อีกประมาณ 770
กิโลเมตร) โดยระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จะต่อเชื่อมแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างๆ
ในอ่าวไทย และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุน สหภาพเมียนมาร์
ที่ชายแดนไทย-สหภาพเมียนมาร์ เข้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และลูกค้าอุตสาหกรรม
ภายในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ยังประกอบด้วย
หน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point Control Unit)
และอุปกรณ์รวมก๊าซธรรมชาติ (Common Header)
ซึ่งเป็นกระบวนการเพื่อควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆในอ่าวไทยให้มีค่าความร้อนคงที่เป็นหนึ่งเดียวและมีคุณภาพเดียวกันทั้งระบบ

  ข้อมูลเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเฉพาะระบบที่สำคัญ ณ ปัจจุบัน เป็นดังนี้

+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ระบ             | คว | ข | ความสา | ป  | รายละเอียด                  |
| บท่อส่งก๊าซธรรมชาติ | าม | น | มารถสูง | ีที่เ |                            |
|                 | ยา | า | สุดในกา | ริ่ม |                            |
|                 | วร | ด | รส่งก๊าซ |    |                            |
|                 | วม | ท | ธรรมชา |    |                            |
|                 |    | ่อ | ติ^(/1) |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
|                 | (  | ( | (ล้าน   | ดำ |                            |
|                 | กิโ | น | ลบ.    | เน |                            |
|                 | ลเ | ิ้ว | ฟุต/วัน) | ินง |                            |
|                 | มต | ) |        | าน |                            |
|                 | ร) |   |        |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ระบบท่อส่งก       |    |   |        |    |                            |
| ๊าซธรรมชาติในทะเล |    |   |        |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| เอราวัณ-โรงแย    | 4  | 3 | 860    | 25 | เป                         |
| กก๊าซธรรมชาติระยอ | 15 | 4 |        | 24 | ็นระบบท่อจากแท่นเอราวัณในอ่าวไท |
| ง (ท่อสายประธาน) |    |   |        |    | ยไปยังโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
|                 |    |   |        |    | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| แหล่งบงกช-เอราว  | 1  | 3 | 635    | 25 | เป็นระบบท่อจากแหล่งบง         |
| ัณ (ท่อสายประธาน) | 71 | 2 |        | 39 | กชในอ่าวไทยที่เชื่อมกับแท่นเอราวัณ |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| เอราวัณ-โรงแยก   | 4  | 3 | 1,150  | 2  | เป็นระบบท่อคู่ขนานจากแท่นเอราว  |
| ก๊าซธรรมชาติระยอง | 18 | 6 |        | 53 | ัณไปยังโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| (ท่อคู่ขนาน)       |    |   |        | 9- | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
|                 |    |   |        | 25 |                            |
|                 |    |   |        | 40 |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| เอร             | 1  | 2 | 210    | 25 | เป็นระบบท่อจ                 |
| าวัณ-โรงไฟฟ้าขนอม | 61 | 4 |        | 39 | ากแท่นเอราวัณไปยังโรงไฟฟ้าขนอม |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดนครศรีธรรมราช          |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ระบบท่อส         |    |   |        |    |                            |
| ่งก๊าซธรรมชาติบนบก |    |   |        |    |                            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| โรงแยก          | 1  | 2 | 540    | 25 | เป็นระบบ                    |
| ก๊าซธรรมชาติระยอง | 04 | 8 |        | 24 | ท่อจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| -โรงไฟฟ้าบางปะกง |    |   |        |    | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรง                    |
|   (ท่อสายประธาน) |    |   |        |    | ไฟฟ้าบางปะกง จังหวัดฉะเชิงเทรา |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| โรงไฟฟ้าบางปะกง- | 57 | 2 | n.a.   | 25 | เป็นระบบท่อจากโรงไฟฟ้าบางปะกง |
| โรงไฟฟ้าพระนครใต้ |    | 8 | ^(/2)  | 24 | จังหวัดฉะเชิงเทรา             |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครใต้        |
|   (ท่อสายประธาน) |    |   |        |    | จังหวัดสมุทรปราการ            |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| บางพลี-สระบุรี     | 99 | 2 | 280    | 25 | เป็นระบบท่อจากอำเภอบางพลี     |
| (ท่อสายประธาน)   |    | 4 |        | 24 | จังหวัดสมุทรปราการ            |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงปูนซิเมนต์ของ บมจ.     |
|                 |    |   |        |    | ปูนซีเมนต์ไทย ที่อำเภอท่าหลวง    |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดสระบุรี                 |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| แหล่งน้ำพ         | 3  | 1 | 140    | 25 | เป็นระบบท่อจากแหล่งน้ำพอง      |
| อง-โรงไฟฟ้าน้ำพอง | .5 | 6 |        | 33 | ไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง           |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดขอนแก่น                |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| โรงแยก          | 1  | 2 | 620    | 25 | เป็นระบบท่อคู่ขน               |
| ก๊าซธรรมชาติระยอง | 05 | 8 |        | 39 | านจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง |
| -โรงไฟฟ้าบางปะกง |    |   |        |    | ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง     |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกง         |
|   (ท่อคู่ขนาน)     |    |   |        |    | จังหวัดฉะเชิงเทรา             |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| บางปะ           | 1  | 3 | 860    | 25 | เป็นระบบท่อคู่ข                |
| กง-โรงไฟฟ้าวังน้อย | 01 | 6 |        | 39 | นานจากสถานีเพิ่มความดันบางปะกง |
| (ท่อคู่ขนาน)       |    |   |        |    | จังหวัดฉะเชิงเทรา ไปยังโรงไฟฟ้า |
|                 |    |   |        |    | วังน้อย จังหวัดพระนครศรีอยุธยา   |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ท่อส่ง            | 2  | 4 | 1,100  | 25 | เ                          |
| ก๊าซธรรมชาติจากชา | 38 | 2 |        | 41 | ป็นระบบท่อจากจุดรับมอบก๊าซธรรมช |
| ยแตนไทยและสหภาพ |    |   |        |    | าติชายแดนไทยและสหภาพเมียนมาร์ |
| เมียนม           |    |   |        |    | ที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี      |
| าร์-โรงไฟฟ้าราชบุรี |    |   |        |    | เพื่อนำก๊าซธรรมชา             |
|                 |    |   |        |    | ติจากโครงการยาดานาและเยตากุน |
|                 |    |   |        |    | ไปยังโรงไฟฟ้าราชบุรี           |
|                 |    |   |        |    | จังหวัดราชบุรี                 |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+
| ราชบุรี-วังน้อย     | 1  | 3 | 330    | 25 | เป็นร                       |
|                 | 54 | 0 |        | 43 | ะบบท่อที่เชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซธรร |
|                 |    |   |        |    | มชาติบริเวณสถานีวัดปริมาณก๊าซธรร |
|                 |    |   |        |    | มชาติราชบุรีเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธ |
|                 |    |   |        |    | รรมชาติบางปะกง-โรงไฟฟ้าวังน้อย |
|                 |    |   |        |    | (ท่อคู่ขนาน) ที่สถานี            |
|                 |    |   |        |    | วัดปริมาณก๊าซธรรมชาติวังน้อย     |
+-----------------+----+---+--------+----+----------------------------+

^(/1) ความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นความสามารถเฉพาะของท่อแต่ละเส้นเท่านั้น
และขึ้นอยุ่กับองค์ประกอบของก๊าซธรรมชาติ

^(/2) ไม่สามารถระบุความสามารถสูงสุดในการส่งก๊าซธรรมชาติได้
เนื่องจากมีการส่งก๊าซธรรมชาติทั้งไปและย้อนกลับ (Reverse Flow)

[]

3.1.3 โรงแยกก๊าซธรรมชาติ

นอกจาก ปตท.จะจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าโดยตรงแล้ว
ปตท.ได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
เพื่อเพิ่มมูลค่าให้กับก๊าซธรรมชาติและก่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยการแยกสารประกอบไฮโดรคาร์บอนชนิดต่างๆ
ซึ่งเป็นองค์ประกอบที่สำคัญในก๊าซธรรมชาติ ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
ประกอบด้วย ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้มและก๊าซโซลีนธรรมชาติ
นอกจากนี้ ยังมีผลพลอยได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติ คือ ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
ซึ่งสามารถนำไปใช้ประโยชน์ในอุตสาหกรรมต่างๆได้ ทั้งนี้
ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติและวัตถุประสงค์ในการนำไปใช้แสดงตามตารางข้างล่างนี้

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

  ก๊าซอีเทน           เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซโพรเพน         เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว   เป็นเชื้อเพลิงในครัวเรือน ยานพาหนะ และโรงงานอุตสาหกรรม
  (ก๊าซหุงต้ม)         และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีขั้นต้น

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ    เป็นวัตถุดิบสำหรับป้อนเข้าโรงกลั่นน้ำมันเพื่อผลิตน้ำมันสำเร็จรูป
                    และเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีขั้นต้น
  ----------------- -----------------------------------------------------

ปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้ประกอบการธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ในประเทศไทย โดย ณ วันที่
31 ธันวาคม 2549 ปตท. มีโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้งสิ้น 5 โรง
มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้สูงสุด 1,710 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
โดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 2 3 และ 5 ตั้งอยู่ที่ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมือง
จังหวัดระยอง มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้ 350 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน 250
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน 350 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ 530 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ
และโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 ตั้งอยู่ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช
มีความสามารถแยกก๊าซธรรมชาติได้ 230 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ สำหรับงวดสิ้นสุดวันที่ 31
ธันวาคม 2549 โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 2 3 และ 5
ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ 98 ร้อยละ 107 ร้อยละ 98
และร้อยละ 83 ตามลำดับ สำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4
ได้ใช้ความสามารถในการแยกก๊าซธรรมชาติคิดเป็นร้อยละ 67
เนื่องจากความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอมในปัจจุบันไม่สามารถรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่
4 เมื่อมีการผลิตเต็มที่ได้ ซึ่งหากความต้องการก๊าซธรรมชาติในอนาคตสูงขึ้น
โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 จะสามารถเพิ่มการผลิตได้ ทั้งนี้
ปตท.ได้ทำการปรับปรุงประสิทธิภาพของโรงแยกก๊าซฯ อย่างต่อเนื่อง โดยปัจจุบันโรงแยกก๊าซฯ ทั้ง
5 หน่วยของ ปตท. มีความสามารถแยกก๊าซฯ สูงสุดที่ระดับ 1,770 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

สัดส่วนของผลิตภัณฑ์ต่างๆ ที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2547 – 2549 เป็น
ดังนี้

  --------------------------- --------------- --------------- ---------------
  ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ   ปี 2547          ปี 2548          ปี 2549

  ก๊าซอีเทน (ตัน)                555,716         839,288         988,106

  ก๊าซโพรเพน (ตัน)              253,088         292,733         262,722

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)   1,522,282       1,865,812       1,916,085
  (ตัน)                                                        

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ ^(/1) (ตัน)   240,720         313,864         305,448
  --------------------------- --------------- --------------- ---------------

  ที่มา : ปตท.

^(/1) ไม่รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
Control Unit)6

สำหรับปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ต่างๆ ที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในช่วงปี 2547
– 2549 เป็นดังนี้

  --------------------------- --------------- --------------- ---------------
  ผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ   ปี 2547          ปี 2548          ปี 2549

  ก๊าซอีเทน (ตัน)                546,762         831,893         979,762

  ก๊าซโพรเพน (ตัน)              206,802         221,062         239,126

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)   1,777,645       2,130,219       2,186,336
  ^(/1) (ตัน)                                                  

  ก๊าซโซลีนธรรมชาติ ^(/2)(ตัน)    418,477         475,848         480,343
  --------------------------- --------------- --------------- ---------------

  ที่มา : ปตท.

  ^(/1) รวมการขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ ปตท. ซื้อมาจากผู้ผลิตปิโตรเคมีประมาณ
  202,659ตันในปี 2546 , 201,046 ตันในปี 2547 197,111 ตันใน
  ปี 2548 และ 217,671 ตัน ใน ปี 2549 เพื่อนำมาขายต่อ

  ^(/2) รวมก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew Point
  Control Unit)

 ราคาจำหน่ายผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าปิโตรเคมีจะเป็นไปตามสูตรราคาที่ตกลงกับลูกค้าเป็นรายๆ ไป โดยจะอ้างอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีในตลาดโลก ส่วนราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม) และก๊าซโซลีนธรรมชาติ ซึ่งจัดจำหน่ายภายในประเทศและส่งออกผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท. จะอิงกับราคาตลาดโลก

3.1.4 การจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

ปตท. จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้า ได้แก่ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
(Transmission Pipeline) และท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
โดย ณ 31 ธันวาคม 2549 จำนวนลูกค้าอุตสาหกรรมมีทั้งสิ้น 220 ราย นอกจากนี้ ปตท.
ยังได้นำก๊าซธรรมชาติบางส่วนผ่านเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
โดยผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะถูกจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มต่างๆ
(รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ ปตท.) ในช่วงปี 2547 – 2549
มีรายละเอียดดังนี้

+---------------+----------+-------+---------+------+---------+-----+
| กลุ่มลูกค้า       | ปี 2547   |       | ปี 2548  |      | ปี 2549  |     |
+---------------+----------+-------+---------+------+---------+-----+
|               | ล้าน      | ร้อยละ | ล้าน     | ร    | ล้าน     | ร้อ  |
|               | ล        |       | ล.      | ้อยละ | ล.      | ยละ |
|               | .บ.ฟุต/วัน |       | บ.ฟุต/วัน |      | บ.ฟุต/วัน |     |
+---------------+----------+-------+---------+------+---------+-----+
| 1. กฟผ.       | 993      | 35.8  | 1,010   | 33.7 | 1,015   | 3   |
|               |          |       |         |      |         | 2.9 |
+---------------+----------+-------+---------+------+---------+-----+
| 2.            |   723    | 26.1  | 802     | 26.8 |   824   | 2   |
| ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ  |          |       |         |      |         | 6.7 |
+---------------+----------+-------+---------+------+---------+-----+
| 3.            |   418    | 15.1  | 428     | 14.3 |   417   | 1   |
| ผ             |          |       |         |      |         | 3.5 |
| ู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก |          |       |         |      |         |     |
+---------------+----------+-------+---------+------+---------+-----+
| 4.            |   250    | 9.0   | 263     | 8.8  |   301   | 9.8 |
| ลูกค้าอ         |          |       |         |      |         |     |
| ุตสาหกรรม^(/1) |          |       |         |      |         |     |
+---------------+----------+-------+---------+------+---------+-----+
| 5.            |   389    | 14.0  | 491     | 16.4 |   527   | 1   |
| โรงแยกก๊า      |          |       |         |      |         | 7.1 |
| ซธรรมชาติ^(/2) |          |       |         |      |         |     |
+---------------+----------+-------+---------+------+---------+-----+
| รวม           |   2,773  | 100.0 | 2,994   | 1    |   3,084 | 10  |
|               |          |       |         | 00.0 |         | 0.0 |
+---------------+----------+-------+---------+------+---------+-----+

  ที่มา : ปตท.

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

  ^(/1) รวมก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้กับบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด

  ^(/2)
  ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ถูกแยกเป็นผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติซึ่งได้แก่
  ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม และก๊าซโซลีนธรรมชาติ
  เพื่อจำหน่ายให้กับลูกค้าต่อไป และผลิตภัณฑ์ส่วนหนึ่งจะจำหน่ายผ่านหน่วยธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
  โดยรวมปริมาณก๊าซโซลีนธรรมชาติที่ได้จากหน่วยควบคุมจุดกลั่นตัวของก๊าซธรรมชาติ (Dew
  Point Control Unit) จำนวน 22. 2 20.7 22.7 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2547-2549
  ตามลำดับ

โดยทั่วไป โครงสร้างราคาจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับกลุ่มลูกค้าผู้ผลิตไฟฟ้าจะประกอบด้วย 2
ส่วนหลัก ได้แก่ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อ รายละเอียด ดังนี้

(1) ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ

ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ คือ ผลรวมของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท.
รับซื้อจากผู้ขายก๊าซธรรมชาติและค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ

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

  (2) อัตราค่าผ่านท่อ

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

ในการกำหนดอัตราค่าผ่านท่อสำหรับการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าแต่ละรายนั้นขึ้นอยู่กับพื้นที่การใช้ก๊าซธรรมชาติของลูกค้า
ดังนี้

-   โซน 1 พื้นที่ในทะเล (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง)

-   โซน 2 พื้นที่นอกชายฝั่งขนอม (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม)

-   โซน 3 พื้นที่บนบก (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก)

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Demand Charge เป็นดังนี้

หน่วย : บาท/ล้านบีทียู

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

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

ผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติในส่วนของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระจะต้องชำระค่าผ่านท่อในส่วนของ
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 ในปี 2549
อัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge กำหนดไว้เท่ากับ 0.3418 บาทต่อล้านบีทียู
โดยมีผลตั้งแต่เดือนตุลาคม 2546

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

โครงการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์

เพื่อส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงทางเลือกในภาคขนส่ง
ลดผลกระทบต่อสภาพเศรษฐกิจอันเนื่องมา
จากราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
ลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม และสนับสนุนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศ
ที่สนับสนุนให้ใช้เชื้อเพลิงที่สามารถจัดหาได้จากแหล่งภายในประเทศ ปตท.ได้เริ่มนำ NGV
มาใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับรถโดยสารประจำทาง NGV ของ องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.)
ตั้งแต่ปี 2536 และมีการขยายตลาด NGV อย่างต่อเนื่องจน ณ 31 ธันวาคม 2549 มียานยนต์ที่ใช้
NGV ประมาณ 25,371 คัน โดยมีสถานีบริการก๊าซ NGV ที่เปิดให้บริการแล้ว 102 สถานี
กรุงเทพและปริมณฑล 72 สถานี ต่างจังหวัด 30 สถานี และปัจจุบันมียอดจำหน่าย NGV ประมาณ
14 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน โดย ปตท. มีเป้าหมายให้ใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนน้ำมันในภาคขนส่ง 19%
เป็นปริมาณประมาณ 509 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2554

3.1.5 ธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ปตท. ดำเนินธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมผ่านบริษัทย่อย ได้แก่ บริษัท
ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)
ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท.
ถือหุ้นร้อยละ 66.13 ของทุนที่ออกและชำระแล้วของ ปตท.สผ. ซึ่งส่งผลให้กลุ่ม ปตท.
ประกอบธุรกิจก๊าซธรรมชาติอย่างครบวงจร

ในการประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งในและต่างประเทศ ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขวิธีการให้สัมปทานของประเทศ นั้นๆ เช่น ในการลงทุนต่างประเทศ
อาจเป็นรูปแบบ Product Sharing Agreement/Contract หรือ Services Agreement
โดยปัจจุบัน ปตท.สผ.ประกอบธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอยู่ในประเทศ สหภาพพม่า เวียดนาม
กัมพูชาอินโดนีเซีย โอมาน อัลจีเรีย และอิหร่าน ส่วนการลงทุนภายในประเทศไทย ปตท.สผ.
จะต้องปฏิบัติตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
ซึ่งได้กำหนดรายละเอียดและขั้นตอนการยื่นขอและอนุมัติสัมปทาน (Concession)
การยกเลิกแปลงสำรวจ ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามสัมปทาน
รวมถึงกำหนดผลตอบแทนในรูปแบบต่างๆ ที่รัฐพึงได้ในฐานะที่เป็นเจ้าของทรัพยากรปิโตรเลียม
โดยผลตอบแทนดังกล่าวอาจอยู่ในรูปค่าภาคหลวง ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมและสิทธิพิเศษอื่นๆ เป็นต้น

3.1.5.1 การลงทุน

ปตท.สผ. มีการลงทุนในโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจำนวนทั้งหมด 34 โครงการ
เป็นโครงการลงทุนในประเทศไทย จำนวน 14 โครงการ ลงทุนในพื้นที่คาบเกี่ยว 2 โครงการ
และลงทุนในต่างประเทศ 18 โครงการ สัดส่วนการร่วมทุนของ
ปตท.สผ.และบริษัทย่อยในแต่ละโครงการ เป็นดังนี้ (ข้อมูลจาก ปตท.สผ. ณ วันที่ 16 กุมภาพันธ์
2550)

+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | โครงการ                     | ลักษ       | ระยะดำเนิน | สัดส่วนก     |
|   |                             | ณะการลงทุน |           | ารร่วมทุน(%) |
|   |                             |           | โครงการ   |            |
|   |                             | ของ       |           |            |
|   |                             | ปตท.สผ.   |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 1 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ใ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| ไ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 1. โครงการบงกช              | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 44.4445    |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 2. โครงการ S1               | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 3. โครงการ PTTEP1           | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 4. โครงการนางนวล            | ผู้ดำเนินการ | ผลิต       | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 5. โครงการอาทิตย์             | ผู้ดำเนินการ | สำร       | 80         |
|   |                             |           | วจและพัฒนา |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 6. โครงการ L22/43           | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 7. โครงการ L53/43 & L54/43  | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 8.โครงการ L21,28 & 29/48    | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 9. โครงการ E5               | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 10. โครงการ UNOCAL III      | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 5          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 11. โครงการไพลิน             | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 45         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 12. โครงการ G4/43           | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 15         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 13. โครงการภูฮ่อม             | ผู้ร่วมทุน    | พัฒนา      | 20         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 14. โครงการ B8/32 & 9A¹⁾    | ผู้ร่วมทุน    | ผล        | 25.00091   |
|   |                             |           | ิตและสำรวจ |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 2 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| ใ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสหภาพพม่า              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 15. โครงการพม่า M7 & M9      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 16. โครงการพม่า M3 & M4      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 17. โครงการพม่า M11          | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 18. โครงการยาดานา (M5, M6)  | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 25.50      |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 19. โครงการเยตากุน (M12, M   | ผู้ร่วมทุน    | ผลิต       | 19.31784   |
|   | 13, M 14)                   |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอินโดนีเซีย              |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 20. โครงการอินโดนีเซีย         | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 39         |
|   | เมรางิน-1²⁾                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 21.โครงการเบงการา -1        | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 40         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศเวียดนาม               |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 22. โครงการเวียดนาม 9-2      | ผู้ร่ว       | สำรวจ     | 25         |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 23. โครงการเวียดนาม 16-1     | ผู้ร่ว       | สำรวจ     | 28.5       |
|   |                             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 24. โครงการเวียดนาม B &      | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 8.5        |
|   | 48/95                       |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 25. โครงการเวียดนาม 52/97    | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 7          |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศกัมพูชา                 |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 26. โครงการกัมพูชา B          | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 30         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | พื้นที่พัฒนาร่วม                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 27. โครงการ(G9/43)          | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 28. โครงการพื้นที่พัฒนาร่วม       | ผู้ร่ว       | พัฒนา      | 50         |
|   | ไทย-มาเลเซีย B17             | มดำเนินการ |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
| ( |                             |           |           |            |
| 3 |                             |           |           |            |
| ) |                             |           |           |            |
| ต |                             |           |           |            |
| ่า |                             |           |           |            |
| ง |                             |           |           |            |
| ป |                             |           |           |            |
| ร |                             |           |           |            |
| ะ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ท |                             |           |           |            |
| ศ |                             |           |           |            |
| น |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| ก |                             |           |           |            |
| ภ |                             |           |           |            |
| ูม |                             |           |           |            |
| ิภ |                             |           |           |            |
| า |                             |           |           |            |
| ค |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| อ |                             |           |           |            |
| เ |                             |           |           |            |
| ช |                             |           |           |            |
| ีย |                             |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | รัฐสุลต่านโอมาน                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 29. โครงการโอมาน 44         | ผู้ดำเนินการ | สำร       | 100        |
|   |                             |           | วจและพัฒนา |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 30. โครงการโอมาน 58         | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศสาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน    |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 31. โครงการอิหร่าน ซาเว่ห์      | ผู้ดำเนินการ | สำรวจ     | 100        |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอัลจีเรีย                |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 32. โครงการอัลจีเรีย 433a &    | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 35         |
|   | 416b                        |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | ประเทศอียิปต์                  |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 33. โครงการโรมมานา          | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+
|   | 34.โครงการซิติ อับ เอล รามาน   | ผู้ร่วมทุน    | สำรวจ     | 30         |
|   | ออฟชอร์                      |           |           |            |
+---+-----------------------------+-----------+-----------+------------+

หมายเหตุ : 1) PTTEPO ถือหุ้นในบริษัท ออเร้นจ์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และบริษัท บี8/32
พาร์ทเนอร์ จำกัด ซึ่งเป็นผู้ถือสัมปทานในโครงการ

2) ในปี 2549 PTTEPO โอนสัดส่วนทั้งหมดในโครงการให้แก่ PTTEP Merangin Company
Limited

นอกจากนี้ ปตท.สผ. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจอื่นๆ ดังนี้

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

-   ร่วมลงทุนร้อยละ 19.3178 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 อะโรเมติกส์
    (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) บริษัทไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท ปตท.
    เคมิคอล จำกัด (มหาชน) ในสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 20 เท่ากันทุกบริษัท เพื่อจัดตั้งบริษัท
    พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด เพื่อสร้างศักยภาพ และเพิ่มขีดความสามารถทางด้าน ICT
    สนับสนุนให้เกิดความเชื่อมโยงในกลุ่มธุรกิจให้มีประสิทธิภาพมากขึ้นและตอบสนองทิศทางและกลยุทธ์ของบริษัทในกลุ่ม
    ปตท.

3.1.5.2 ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

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

ปตท.สผ. จะไม่ถือว่าปริมาณสำรองที่สำรวจพบทั้งหมดเป็นปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
จนกว่าจะมีการทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหรือคอนเดนเสทกับลูกค้า ดังนั้น
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วในรายงานนี้
จึงไม่รวมปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่สำรวจพบในโครงการเวียดนาม B & 48/95
โครงการเวียดนาม 52/97 และโครงการเวียดนาม 16-1 นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม
โครงการ G4/43 โครงการพม่า M7, M9 และ โครงการอัลจีเรีย 433a & 416b
เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์ และ ปตท.สผ.
อาจปรับปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วเพิ่มขึ้นเมื่อ ปตท.สผ.
คาดว่าปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้นสามารถนำมาใช้ได้อย่างแน่นอน
ภายใต้การดำเนินงานและสภาวะเศรษฐกิจที่เป็นอยู่
ซึ่งนโยบายการประเมินปริมาณสำรองดังกล่าวสอดคล้องกับแนวทางของ U.S. Society of
Petroleum Engineers ในด้านการประเมินปริมาณสำรองส่วนที่เพิ่มขึ้น
แต่การประเมินปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ.
จะเข้มงวดกว่าเนื่องจากจะปรับปริมาณสำรองส่วนเพิ่มต่อเมื่อมีการทำสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมแล้วเท่านั้น
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว ทั้งนี้ ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อย
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

+---------------------------+--------------+------------+------------+
| ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว         | ปี 2547       | ปี 2548     | ปี 2549     |
+---------------------------+--------------+------------+------------+
| ในประเทศ                  | 645          | 688        | 652        |
|                           |              |            |            |
| ต่างประเทศ                 | 254          | 262        | 271        |
+---------------------------+--------------+------------+------------+
| รวม                       | 899          | 950        | 923        |
+---------------------------+--------------+------------+------------+

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของ ปตท.สผ. ณ 31 ธันวาคม 2549
เมื่อแบ่งตามผลิตภัณฑ์จะเป็นก๊าซธรรมชาติ 5,001 พันล้านลูกบาศก์ฟุต
และเป็นน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 156 ล้านบาร์เรล หรือรวมทั้งหมดเป็น 923
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

3.1.5.3 ผลการดำเนินงาน

(1) การผลิต

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยคิดเป็น 71
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือประมาณ 194,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 10,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 5
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิตส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการบี 8/32 และ
9 เอ โครงการไพลินและโครงการบงกช
การเริ่มการผลิตใหม่ของโครงการภูฮ่อมและโครงการโอมาน 44
โดยมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยรวมทุกโครงการในปี 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

  --------------------- --------------- ---------------- -----------------
  ปริมาณการผลิต           ปี 2547          ปี 2548           ปี 2549

  รวมทุกโครงการ          154,000         184,000          194,000
  --------------------- --------------- ---------------- -----------------

(2) การจัดจำหน่าย

ผลิตภัณฑ์ที่ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยทำการผลิตเพื่อจำหน่ายมี 4 ชนิด คือ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ
ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและคอนเดนเสท โดย ปตท.เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์เกือบทั้งหมดของ
ปตท.สผ.และบริษัทย่อย คิดเป็นร้อยละ 82.82 ของผลิตภัณฑ์ทั้งหมดของ ปตท.สผ. ในปี 2548
สำหรับการซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ปตท. ได้ทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาวกับ ปตท.สผ.
อายุสัญญาประมาณ 25-30 ปี มีการกำหนดปริมาณซื้อขายขั้นต่ำเป็นรายปี
ส่วนการซื้อขายน้ำมันดิบและ คอนเดนเสท
จะอิงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีคุณสมบัติใกล้เคียงกับน้ำมันดิบที่ผลิตได้
เพื่อให้สามารถสะท้อนมูลค่าของผลิตภัณฑ์ได้ใกล้เคียงกับราคาตลาด โดย ปตท.
ทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบและคอนเดนเสทกับ ปตท.สผ. เช่นเดียวกัน

สำหรับปี 2549 ปตท.สผ.และบริษัทย่อยมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์รวมทั้ง 4 ชนิดเพิ่มขึ้นเป็น 169,348
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เมื่อเปรียบเทียบกับปริมาณขายของปี 2548 ที่ 153,531
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
โดยยอดขายที่เพิ่มขึ้นส่วนใหญ่เป็นผลจากการขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของโครงการ B8/32 & 9A
การขายก๊าซธรรมชาติของโครงการไพลิน บงกชและยาดานา รวมทั้งการขายน้ำมันดิบของโครงการ
S1 ทั้งนี้ ปริมาณการจำหน่ายผลิตภัณฑ์แต่ละชนิดของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อยในช่วงปี 2547 –ปี
2549 เป็น ดังนี้

+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| ผลิตภัณฑ์                  | ปี 2547       | ปี 2548       | ปี 2549       |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| น้ำมันดิบ (พันบาร์เรลต่อวัน)   | 18.7         | 19.5         | 36.1         |
|                         |              |              |              |
| ก๊าซธรรมชาติ              | 614.0        | 625.5        | 698.4        |
| (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)       |              |              |              |
|                         | 273.0        | 273.0        | 264.43       |
| ก๊าซปิโตรเลียมเหลว         |              |              |              |
| (เมตริกตันต่อวัน)           | 15.8         | 15.45        | 18.20        |
|                         |              |              |              |
| คอนเดนเสท               |              |              |              |
| (พันบาร์เรลต่อวัน)          |              |              |              |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| รวมทุกผลิตภัณฑ์             | 134,070      | 153,531      | 169,348      |
|                         |              |              |              |
| (บ                      |              |              |              |
| าร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน) |              |              |              |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| ราคาขายผลิตภัณฑ์โดยเฉลี่ย    | 23.38        | 29.37        | 36.52        |
|                         |              |              |              |
| (เหรียญสหร               |              |              |              |
| ัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) |              |              |              |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+

(3) การบริหาร

ปตท. บริหารการลงทุนใน ปตท.สผ. โดยร่วมเป็นคณะกรรมการ ปตท.สผ.
เพื่อใช้อำนาจหน้าที่ในการกำหนดนโยบายและกำกับดูแลการดำเนินกิจการของ ปตท.สผ.
ภายใต้หลักการกำกับดูแลกิจการที่ดี ณ ปี 2549 คณะกรรมการ ปตท.สผ.
ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 15 คน เป็นตัวแทนจากคณะกรรมการและผู้บริหาร ปตท. 5 คน
นอกจากนี้ ผู้บริหารของ ปตท.
ได้รับคัดเลือกตามระเบียบว่าด้วยคณะกรรมการสรรหาให้เป็นกรรมการผู้จัดการใหญ่ ปตท.สผ. ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ ปตท.สผ. ในช่วงปี 2547-ปี 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+--------------+-----------------+-----------------+-----------------+
| งบรวม        | ปี 2547          | ปี 2548          | ปี 2549          |
+--------------+-----------------+-----------------+-----------------+
| รายได้รวม     | 48,417          | 69,582          | 91,723          |
|              |                 |                 |                 |
| ค่าใช้จ่ายรวม   | 32,551          | 45,847          | 63,676          |
| (รวมภาษี)     |                 |                 |                 |
|              | 15,866          | 23,735          | 28,047          |
| กำไร สุทธิ     |                 |                 |                 |
+--------------+-----------------+-----------------+-----------------+
| สินทรัพย์รวม    | 111,945         | 143,317         | 157,813         |
|              |                 |                 |                 |
| หนี้สินรวม      | 54,846          | 71,620          | 69,288          |
|              |                 |                 |                 |
| ส่วนของผู้ถือหุ้น  | 57,099          | 71,697          | 88,525          |
+--------------+-----------------+-----------------+-----------------+

(5) ผลด้านปฏิบัติการ

ในช่วงปี 2549 ปตท.สผ.สามารถดำเนินงานตามแผนให้บรรลุเป้าหมายที่วางไว้เป็นอย่างดี
โดยมีการขยายการลงทุนทั้งภายในประเทศและต่างประเทศ
ซึ่งเป็นการดำเนินการที่สอดคล้องกับแนวนโยบายของ ปตท. และแผนธุรกิจของ ปตท.สผ.
โดยมีการดำเนินการและ/หรือพัฒนาการที่สำคัญดังนี้

-   ปตท.สผ.
    ประสบผลสำเร็จจากการเจาะหลุมสำรวจและประเมินผลโดยมีอัตราส่วนของการค้นพบปิโตรเลียม
    18 หลุมต่อจำนวนหลุมสำรวจและหลุมประเมินผล 26 หลุม

-   เดือนพฤศจิกายน 2549 ปตท.สผ.
    ในฐานะผู้ร่วมทุนในโครงการภูฮ่อมได้เริ่มทำการผลิตก๊าซธรรมชาติจากหลุมผลิตดังกล่าว

-   ปตท.สผ. ได้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายปิโตรเลียมในโครงการต่าง ๆ ดังนี้

  - สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติในโครงการเอส 1 กับบริษัท ราชบุรีพลังงาน จำกัด

  - สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มของโครงการยาดานา

  - สัญญาซื้อขายน้ำมันดิบจากแหล่งชามส์ โครงการโอมาน 44

(6) การพัฒนาธุรกิจและการลงทุนใหม่

ปตท.สผ.ได้ขยายการลงทุนทั้งในประเทศและต่างประเทศที่สอดคล้องกับแผนกลยุทธ์
เพื่อสร้างเสริมการเติบโตที่มั่นคงขององค์กรโดยมีการขยายการลงทุนที่สำคัญในปี 2549 ดังต่อไปนี้

-   ปตท.สผ. ได้รับอนุมัติสัมปทานจำนวน 5 แปลงในประเทศไทย คือ

  - แปลงบนบกหมายเลข L21/48 L28/48 และ L29/48 และ

  - แปลงในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G9/48 และ G12/48

-   ในส่วนของต่างประเทศ ปตท.สผ. ได้เข้าไปลงทุนใน

  - แปลงหมายเลข 58 (Oman 58 Block) ของประเทศโอมาน

  - แปลงเบงการา-1 (Bengara 1 Block) ในประเทศอินโดนีเซีย

  - ได้รับการคัดเลือกเบื้องต้นให้เป็นผู้ชนะการประมูลเพื่อดำเนินการสำรวจในแปลงหมายเลข 2

  หรือแปลงโรมมานา (Rommana Block) และแปลงหมายเลข 8 หรือ แปลงซิดิ อับ เอล
  รามาน

  ออฟชอร์ (Sidi Abd EI Rahman Offshore Block) ในประเทศอียิปต์

3.1.5.4 แผนการลงทุนในอนาคต

ปตท.สผ. ได้ประมาณการรายจ่ายลงทุน (Capital Expenditure) และรายจ่ายดำเนินงาน
(Operating Expenditure) ของบริษัทฯ และบริษัทย่อย ในช่วงปี 2550-2554 รวม 5 ปี
เป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 284,710 ล้านบาท ซึ่งมีการปรับปรุงเพื่อให้สอดคล้องกับแผนงาน
โดยปัจจุบันมีโครงการทั้งสิ้น 34 โครงการประกอบด้วย

1) โครงการที่อยู่ระหว่างการผลิต ได้แก่ โครงการบงกช โครงการ S1 โครงการ B89/32 &
9A และโครงการไพลิน

2) โครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต ได้แก่
โครงการอาทิตย์ โครงการอาทิตย์เหนือ โครงการเวียดนาม 9-2
และโครงการพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซีย

3) โครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจ ได้แก่ โครงการพม่า M7 & M9 โครงการอัลจีเรีย 433a &
416b และโครงการเวียดนาม 16-1

ทั้งนี้ประมาณการรายจ่ายลงทุนและรายจ่ายดำเนินงาน มีรายละเอียดดังต่อไปนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------- --------- --------- --------- --------- --------- -----------
                   2550      2551      2552      2553      2554      2550-2554

  รายจ่ายลงทุน       57,281    53,309    38,049    23,054    19,821    191,514

  รายจ่ายดำเนินงาน   17,231    18,447    20,838    20,513    16,167    93,196

  รายจ่ายรวมทั้งสิ้น    74,512    71,756    58,887    43,567    35,988    284,710
  ---------------- --------- --------- --------- --------- --------- -----------

ปตท.สผ.คาดว่าตัวเลขประมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวัน (จากโครงการปัจจุบัน) ระหว่างปี
2550-2554 มีรายละเอียดดังต่อไปนี้

หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

  ------------------------- --------- --------- --------- --------- ---------
                            2550      2551      2552      2553      2554

  ปริมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ย   187,713   240,566   254,816   269,429   269,541
  ------------------------- --------- --------- --------- --------- ---------

3.1.6 การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

3.1.6.1 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด

บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ
Suez-Tractebel S.A. แห่งประเทศ
เบลเยี่ยม และบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2539
เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อยเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล
วันที่ 31 ธันวาคม 2549 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

ในปี 2549 บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด
มีระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติเป็นเครือข่ายครอบคลุมพื้นที่อุตสาหกรรม
6 แห่ง ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมบางปู นิคมอุตสาหกรรมบางพลี นิคมอุตสาหกรรมลาดกระบัง
พื้นที่อุตสาหกรรมบริเวณรังสิต สวนอุตสาหกรรมโรจนะและนิคมอุตสาหกรรมนวนคร
โดยสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับลูกค้ามีอายุสัญญา 5 - 7 ปี
ซึ่งราคาก๊าซธรรมชาติจะถูกกำหนดให้สามารถแข่งขันได้กับเชื้อเพลิงทดแทน คือ
น้ำมันเตาหรือก๊าซหุงต้ม ผลการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
จำกัด ในปี 2549 มีปริมาณ 33.02 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้น 10% จากปี 2548
เนื่องจากมีจำนวนลูกค้าที่รับก๊าซฯ แล้วเพิ่มขึ้นเป็นทั้งหมด 127 ราย ทั้งนี้
ปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในช่วงปี 2547 - 2549 เป็นดังนี้

  ---------------------- ---------------- ---------------- ----------------
  การจัดจำหน่าย            ปี 2547           ปี 2548           ปี 2549

  ปริมาณ                  27.7             30.02            33.02
  (ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน)                                        

  จำนวนลูกค้า (ราย)        91               106              127
  ---------------------- ---------------- ---------------- ----------------

บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด มีเป้าหมายการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2549
เฉลี่ยวันละ 32.47 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และในอนาคตมีแผนการขยายระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพิ่มอีก 3 พื้นที่ ได้แก่
นิคมอุตสาหกรรม
บางกะดี นิคมอุตสาหกรรมบางปะอินและนิคมอุตสาหกรรมเอ็มไทย

นอกจากนี้ บริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ได้เพิ่มช่องทางการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
โดยการร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 50 ในบริษัท อมตะ จัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด (AMATA
NGD)
เพื่อดำเนินการก่อสร้างระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมอมตะนคร
และนิคมอุตสาหกรรมอมตะซิตี้

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 6 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้
ปตท.ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัท ปตท.
จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ซึ่งรวมตำแหน่งผู้จัดการทั่วไป

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ในช่วงปี 2547 - ปี 2549
เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------- ----------------- ----------------- ------------------
  งบรวม            ปี 2547            ปี 2548            ปี 2549

  รายได้รวม         2,174             2,704             3,470

  ค่าใช้จ่ายรวม       1,610             2,007             2,684

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ  564               697               786

  สินทรัพย์รวม        1,490             1,637             1,832

  หนี้สินรวม          328               338               396

  ส่วนของผู้ถือหุ้น      1,162             1,299             1,436
  ---------------- ----------------- ----------------- ------------------

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

ปตท. และ Petronas บริษัทน้ำมันแห่งประเทศมาเลเซีย ได้ร่วมกันจัดตั้งบริษัท ทรานส์
ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด ขึ้นในประเทศไทย เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2543 และ
Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. ขึ้นในประเทศมาเลเซีย เมื่อวันที่ 21
มีนาคม 2543 โดย ปตท. และ Petronas ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50 ทั้งสองบริษัท โดยบริษัท
ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย
(Malaysia-Thailand Joint Development Area หรือ เจดีเอ)
มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย และส่งไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย
รวมทั้งให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จังหวัดสงขลา และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม)
ทางท่อจากจังหวัดสงขลาไปยังชายแดนไทย-มาเลเซีย ส่วน Trans Thai-Malaysia
(Malaysia) Sdn. Bhd.
จะดำเนินธุรกิจให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อจากชายแดนไทย-มาเลเซีย
ไปใช้ประโยชน์ในประเทศ มาเลเซีย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย
(ประเทศไทย) จำกัด มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 10,220 ล้านบาท และบริษัท Trans
Thai-Malaysia(Malaysia) Sdn.Bhd. มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 52.8 ล้านริงกิต
(มาเลเซีย)

(1) ลักษณะของโครงการ แบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้

  ระยะที่ 1

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 34 นิ้ว จากแปลงเอ 18
  ในพื้นที่เจดีเอไปที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา รวมเป็นระยะทาง 277 กิโลเมตร
  มีความสามารถในการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดประมาณวันละ 1,020 ล้านลูกบาศก์ฟุต

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

  - ก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 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

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลขนาด 42 นิ้ว จากแปลง เอ 18
  เชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 3 ของ ปตท. เป็นระยะทาง 61.5 กิโลเมตร
  โดยในอนาคตจะมีการนำท่อก๊าซจากการผลิตในแปลงบี 17 มาเชื่อมในภายหลัง โดย
  เชื่อมเข้ากับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่
  3 โดยคาดว่าจะเริ่มทำการส่งก๊าซธรรมชาติได้ประมาณปี 2550

  - ก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 2 มีขนาดความสามารถรับก๊าซธรรมชาติวันละ 425
  ล้านลูกบาศก์ฟุต โดยตั้งอยู่ในพื้นที่เดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1
  เพื่อขยายการให้บริการแยกก๊าซธรรมชาติที่นำขึ้นฝั่งที่จังหวัดสงขลา

  (2) ความก้าวหน้า

  - งานก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งในทะเลและบนบกระยะที่ 1
  และโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1 เสร็จเรียบร้อยและเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์แล้ว
  โดยก๊าซธรรมชาติและก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ถูกส่งไปยังลูกค้าของ Petronas
  ในประเทศมาเลเซียแล้ว

  - การก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลระยะที่ 2 จากแปลง เอ 18
  มาเชื่อมต่อเข้ากับท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เส้นที่ 3 ของ ปตท.นั้น
  ได้ทำการพอกท่อแล้วเสร็จในเดือนพฤศจิกายน2549 และเริ่มดำเนินการวางท่อส่งก๊าซ
  ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2549 โดยคาดว่าจะก่อสร้างแล้วเสร็จในไตรมาส 3 ปี 2550

  (3) 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 บริษัทได้ให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล
และบนบกแล้ว โดยเป็นก๊าซธรรมชาติที่ผ่านกระบวนการบำบัดจากหน่วยแยกก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์
และให้บริการแยกก๊าซฯ และขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวทางท่อ โดยเริ่มให้บริการระหว่าง 1
มกราคม 2549 ถึง 31 ธันวาคม 2549 แล้วดังนี้

-   การผลิตก๊าซธรรมชาติ (Feed Gas) 130,047 ล้านลูกบาศก์ฟุต

-   การส่งมอบก๊าซเชื้อเพลิง (Sales Gas) 106,766 ล้านลูกบาศก์ฟุต

-   การส่งมอบก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) 67,189 เมตริกตัน

-   การส่งมอบก๊าซธรรมชาติเหลว (NGL) 18,299 เมตริกตัน

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด และ Trans
Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 6 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 3 คน นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก
ปตท.เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของทั้งสองบริษัท ปัจจุบันกรรมการที่แต่งตั้งจาก ปตท.
ดำรงตำแหน่งประธานกรรมการบริษัท โดยต่างฝ่ายจะสลับการดำรงตำแหน่งนี้คราวละ 3 ปี

  (5) การเงิน

- ผลการดำเนินงานของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด สิ้นสุด ณ.31
ธันวาคม 2549ประกอบด้วย

หน่วย : ล้านบาท

  รายได้รวม 5,069
  ค่าใช้จ่ายรวม 2,809
  กำไรสุทธิ 2,260
  สินทรัพย์รวม 30,124
  หนี้สินรวม 20,087
  ส่วนของผู้ถือหุ้น 10,037

- ผลการดำเนินงานของ Trans Thai-Malaysia (Malaysia) Sdn. Bhd. สิ้นสุด ณ วันที่
31 ธันวาคม 2549 ประกอบด้วย

หน่วย : ล้านริงกิต

  รายได้รวม 21.322
  ค่าใช้จ่ายรวม 16.419
  กำไรสุทธิ 4.913
  สินทรัพย์รวม 164
  หนี้สินรวม 115
  ส่วนของผู้ถือหุ้น 49

3.1.6.3 บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด

บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. และ กฟน.
จดทะเบียนจัดตั้งขึ้นเมื่อวันที่ 2 เมษายน 2546
เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับบริษัทท่าอากาศยานไทย จำกัด (มหาชน)
และลูกค้าอื่นๆ ภายในบริเวณสนามบินสุวรรณภูมิ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 บริษัท
ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 1,000 ล้านบาท โดย ปตท.ถือหุ้นร้อยละ 35
ของทุนที่ออกและชำระแล้ว

โครงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็น (District Cooling System and Power
Plant) สำหรับท่าอากาศยานสุวรรณภูมิของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด
เป็นโครงการที่สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับก๊าซธรรมชาติ
โดยการใช้ก๊าซธรรมชาติมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้า
และนำพลังงานความร้อนที่เหลือมาผลิตไอน้ำ
และนำไอน้ำที่ได้มาใช้ประโยชน์ในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติม
ส่วนไอน้ำที่เหลือนำมาใช้ประโยชน์ในการผลิตน้ำเย็น (Chilled Water)
เพื่อใช้ในระบบปรับอากาศ จึงเป็นการใช้พลังงานอย่างคุ้มค่า และเป็นการลดมลภาวะทางอากาศ

(1) ลักษณะของโครงการ

  - บริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด มีหน่วยผลิต Utilities ดังนี้

-   โรงไฟฟ้า Cogeneration มีกำลังการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Combine Cycle รวมประมาณ
    50 เมกกะวัตต์ (MW)

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

  - วางท่อส่งก๊าซธรรมชาติขนาด 8 นิ้ว จากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท.
  บริเวณถนนกิ่งแก้ว–ลาดกระบัง เข้าสู่ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิความยาว 2 กิโลเมตร
  มีความสามารถในการขนส่ง ก๊าซธรรมชาติสูงสุดวันละ 25 ล้านลูกบาศก์ฟุต

(2) ความก้าวหน้า

งานก่อสร้างดำเนินการแล้วเสร็จ เริ่มผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็นให้กับอาคารต่างๆ
ภายในพื้นที่ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ ตั้งแต่วันที่ 15 มีนาคม 2549

  (3) การจัดหาเชื้อเพลิง

ปตท.จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแส
ไฟฟ้าและไอน้ำ โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำที่ปริมาณวันละ 7 ล้านลูกบาศก์ฟุต มีอายุสัญญา
25 ปี

  (4) การจัดจำหน่าย

  การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด ประกอบด้วย

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

-   จำหน่ายน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศและไอน้ำให้กับลูกค้ารายต่างๆ ดังนี้

-   อาคารผู้โดยสารท่าอากาศยานของ ทอท.,อาคาร AOB, อาคาร AIMS
    ซึ่งมีสัญญาซื้อขายปริมาณรวม 12,500 Refrigerant Ton (RT)

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

-   บริษัท โรงแรมท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ จำกัด ปริมาณรวม 1,500 Refrigerant Ton
    (RT)ไอน้ำประมาณ 2 Ton/Hr.

-   สถานีรถไฟฟ้า ณ ท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ ปริมาณรวม 700 Refrigerant Ton (RT)
    (อยู่ระหว่างการจัดทำสัญญาซื้อขาย)

  (5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 7 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 2 คน นอกจากนี้ ปตท.ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัท ผลิตไฟฟ้าและน้ำเย็น จำกัดด้วย

3.1.6.4 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด

คณะกรรมการ ปตท.ในการประชุมเมื่อวันที่ 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) โดยได้จดทะเบียนจัดตั้ง บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด (PTTUT) ขึ้นเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม
2547 เพื่อดำเนินโครงการก่อสร้างโรงงานผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำ (Utilities)
ให้กับผู้ถือหุ้นรวมถึงบริษัทในเครือของผู้ถือหุ้นและโรงงานบริเวณใกล้เคียง ณ วันที่ 31 ธันวาคม
2549 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด มีทุนจดทะเบียนที่ออกและชำระแล้ว 2,542.5 ล้านบาท
และอยู่ระหว่างดำเนินการจดทะเบียนทุนที่ออกและชำระแล้วกับกระทรวงพาณิชย์เป็น 3,791.6
ล้านบาท ทั้งนี้ ปตท.ถือหุ้นร้อยละ 40 ของทุนที่ชำระแล้ว

(1) ลักษณะของโครงการ

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
    จะดำเนินการก่อสร้างและขยายขนาดโครงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้สอดคล้องกับความต้องการของลูกค้าที่เพิ่มขึ้นเป็นระยะๆ
    ของกลุ่มปิโตรเคมี ปตท.
    และลูกค้านอกกลุ่มโดยบริษัทได้จัดทำแผนขยายขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำติดตั้งแบ่งตามเขตพื้นที่
    ดังนี้

+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| พ  | กลุ่มลูกค้า                          | ขน            | ขนา          |
| ื้นที่ |                                  | าดกำลังผลิตไฟฟ้า | ดกำลังผลิตไอน้ำ |
|    |                                  |               |              |
|    |                                  | (เมกกะวัตต์)    | (ตัน/ชั่วโมง)   |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| 1  | บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ       | 150           | 610          |
|    | ในนิคมอุตสาหกรรมตะวันออก            |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| 2  | บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ       | 130^(/1)      | 330^(/1)     |
|    | ในเขตนิคมอุตสาหกรรม RIL (Rayong    |               |              |
|    | Industrial Land) และบริษัทอื่นๆ      |               |              |
|    | ในบริเวณใกล้เคียง                   |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| 3  |   บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ     | 132.5         | 420          |
|    |   ในนิคมอุตสาหกรรมผาแดง            |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| 4  | บริษัทในกลุ่ม ปตท. และบริษัทอื่น ๆ       | 112.5         | 700^(/2)     |
|    | ในนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด            |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+
| ร  |                                  | 525           | 2,060        |
| วม |                                  |               |              |
+----+----------------------------------+---------------+--------------+

  หมายเหตุ: 1) ขนาดกำลังการผลิตตามที่ได้รับการอนุมัติจากคณะกรรมการบริษัท PTTUT แล้ว
  และกำลังรอการ

  พิจารณาอนุมัติจากคณะกรรมการ ปตท.

  2) ขนาดกำลังการผลิตประมาณการที่กำลังรอการพิจารณาอนุมัติจากคณะกรรมการบริษัท PTTUT

  และ ปตท.

(2) ความก้าวหน้า

    -   วันที่ 29 พฤศจิกายน 2547
        ได้รับอนุมัติสิทธิประโยชน์การลงทุนจากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน

    -   วันที่ 24 ธันวาคม 2547
        ได้รับอนุมัติรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโรงงานผลิตไฟฟ้าจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม

  - วันที่ 23 สิงหาคม 2548 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ได้ทำสัญญา Steam Sale and
  Purchase Agreement กับ NPC (PTTCH)
  เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารจัดการการผลิตและจำหน่ายไอน้ำและไฟฟ้า โดยในช่วงแรก
  (ระหว่างพฤศจิกายน 2548 – พฤษภาคม 2549) บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด จะซื้อไอน้ำจาก
  NPC (PTTCH) ปริมาณ 10-40 ตัน/ชั่วโมง ส่วนช่วงที่ 2 (ระหว่างมิถุนายน 2549 – มีนาคม
  2550) บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัดจะขายไอน้ำให้ NPC (PTTCH) ปริมาณ 40-50 ตัน/ชั่วโมง
  นอกจากนี้ทั้ง 2 ฝ่าย ได้ทำสัญญา Steam Back-up Agreement
  ตามปริมาณที่แต่ละฝ่ายสามารถจ่ายให้ได้

  - วันที่ 26 กันยายน 2548 บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้
  จำกัดได้รับสัมปทานจากกระทรวงพลังงานให้เป็นผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า มีกำลังการผลิต 150
  เมกกะวัตต์

  - การก่อสร้างโครงการพื้นที่ 1 ระยะแรก ซึ่งประกอบด้วยโรงผลิตไฟฟ้าขนาด 37.5
  เมกกะวัตต์ และโรงผลิต
  ไอน้ำขนาด 120 ตัน/ชั่วโมงแล้วเสร็จและเริ่มดำเนินการผลิตเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2549

(3) การจัดหาเชื้อเพลิงและวัตถุดิบ

ปตท.เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าและ
ไอน้ำ โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างกันที่ปริมาณวันละ 8,000 ล้านบีทียู มีอายุสัญญา 15
ปี และมีความต้องการใช้น้ำประมาณ 2.34 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี
และไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ประมาณ 20-50 เมกกะวัตต์

(4) การจัดจำหน่าย

บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด จะมีการขยายโรงงานผลิต Utilities เป็นระยะๆ
ตามความต้องการใช้ Utilities ของกลุ่ม
ปิโตรเคมี ปตท. ที่จะเพิ่มขึ้นเป็นระยะ โดยระยะแรกมีกลุ่มลูกค้า ดังนี้

+---------+------------------------------------------------------------+
| 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)                                             |
|         |                                                            |
|         | - โรงงาน Aditya Birla Chemicals (Thailand) Limited (ABCT)  |
|         |                                                            |
|         | - โรงงานผลิต Ethoxylate ของ Thai Ethoxylates Company        |
|         | Limited (TEX)                                              |
+---------+------------------------------------------------------------+
| 2550    | - โรงงานผลิต Ethanolamines ของ Thai Ethanolamines Company   |
|         | Limited (TEA)                                              |
|         |                                                            |
|         | - โรงงานผลิต Methyl Ester และ Fatty Alcohol ของ Thai        |
|         | Oleochemicals Company Limited (TOL)                        |
+---------+------------------------------------------------------------+
| 2551    | - โรงงานผลิต Choline Chloride ของบริษัท Thai Choline Chloride |
|         | Company Limited (TCC)                                      |
|         |                                                            |
|         | - โรงงานผลิต Cumene/Phenol ของ PTT Phenol Company Limited   |
|         | (PPCL)                                                     |
|         |                                                            |
|         | - โรงงานผลิต EO/EG หน่วยที่ 2 ของ TOCGC                        |
|         |                                                            |
|         | - โรงงาน ATC-2                                             |
|         |                                                            |
|         | - 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.               |
|         |                                                            |
|         | - โรงงาน PTTCH (I-4) และ โรงงาน ATC-1                      |
+---------+------------------------------------------------------------+
| 2552    | - โรงงานผลิต AN/MMA/PMMA ของ PTT Asahi Chemical Company     |
|         | Limited                                                    |
+---------+------------------------------------------------------------+

(5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 10 คน เป็นผู้แทนจาก ปตท.
8 คน (โดยเป็นผู้แทนจาก ปตท.โดยตรง 3 คนและทางอ้อม 5 คน ผ่านบริษัทย่อยของ ปตท.
ที่ร่วมทุน) รวมประธานกรรมการด้วย นอกจากนี้ ปตท. ได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการของบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด ด้วย

3.1.6.5 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด

ปตท. ได้ซื้อหุ้น บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด โดยชำระค่าหุ้นและรับโอนหุ้นในวันที่ 12 มีนาคม
2547 ตามมติคณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2547 ที่มีมติให้ ปตท.
เข้าร่วมทุนในบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด
ในสัดส่วนร้อยละ 15 โดยเข้าซื้อหุ้นที่ราคามูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 100 บาท
ปัจจุบันได้ชำระค่าหุ้นไปแล้วเป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 337.5 ล้านบาท บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด
จัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์
จำกัด มีทุนที่ออกและชำระแล้วจำนวน 2,250,000,000 บาท

(1) ลักษณะของโครงการ

เป็นโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer: IPP)
ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas Fired
Combined-Cycle Power Plant) จำนวน 2 หน่วย มีกำลังผลิตสุทธิหน่วยละ 700 เมกะวัตต์
รวมเป็น 1,400 เมกะวัตต์ โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เดียวกันกับโรงไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี
จำกัด คือ เลขที่ 245 หมู่ที่ 6 ตำบลบ้านไร่ อำเภอดำเนินสะดวก จังหวัดราชบุรี

(2) ความก้าวหน้า

  - วันที่ 7 มีนาคม 2548
  ได้รับอนุมัติรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม

-   วันที่ 27 มีนาคม 2548 ได้ลงนามสัญญาออกแบบ จัดหาและก่อสร้าง (Engineering,
    Procurement and Construction: EPC) กับกลุ่มบริษัทร่วมค้า Mitsubishi Heavy
    Industries Ltd., Mitsubishi Corporation และบริษัท ซิโน-ไทย เอ็นจีเนียริ่ง
    แอนด์ คอนสตรัคชั่น จำกัด (มหาชน)

  - วันที่ 27 พฤษภาคม 2548 ได้รับใบอนุญาตก่อสร้างจากองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านไร่

  - เมื่อวันที่ 3 มิถุนายน 2548
  ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม

  - เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2548 ได้รับสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้าจากกรมธุรกิจพลังงาน
  กระทรวงพลังงาน

  - เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2548 ได้ลงนามในสัญญาเงินกู้วงเงิน 483 ล้านเหรียญสหรัฐ และ
  6,500 ล้านบาท

  - เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2549 ได้ออก Notice–to-Proceed (NTP)
  ให้แก่ผู้รับเหมาเพื่อเริ่มดำเนินการก่อสร้าง ปัจจุบันโครงการอยู่ระหว่างการก่อสร้าง

  - เมื่อวันที่ 12 เมษายน 2549
  ได้รับใบอนุญาตปลูกสร้างอาคารสำหรับติดตั้งอุปกรณ์ควบคุมก๊าซธรรมชาติจาก อบต. สามเรือน

  - เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2549
  รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ประกาศกำหนดเขตระบบการขนส่งปิโตรเลียมทางท่อจากศูนย์ปฏิบัติการเขต
  5 ปตท. ไปยังสถานีรับก๊าซโรงไฟฟ้าบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด

  (3) การจัดหาเชื้อเพลิง

ปตท. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับ บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด
เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดยมีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณวันละ 240
ล้านลูกบาศก์ฟุต มีอายุสัญญา 25 ปี

  (4) การจัดจำหน่าย

เมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2547 บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ได้ลงนามสัญญาสำคัญ 3 ฉบับ ได้แก่
สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับ กฟผ. สัญญาจัดหาก๊าซธรรมชาติ
(Gas Sale Agreement: GSA) กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และสัญญาเช่าที่ดิน (Land
Lease Agreement: LLA) กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด ซึ่ง กฟผ. ตกลงรับซื้อไฟฟ้าที่บริษัท
ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ผลิตได้ทั้งหมด มีอายุสัญญา 25 ปี นับตั้งแต่โรงไฟฟ้าหน่วยที่ 1
จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. ในเดือนมีนาคม 2551 และชุดที่ 2 ในเดือนมิถุนายน 2551
จึงถือว่าเป็นโครงการที่มีความมั่นคงมาก

(5) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งจำนวน 2 คน

3.1.6.6 บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2547 มีมติให้ ปตท. จัดตั้ง บริษัท พีทีที
แอลเอ็นจี จำกัด และ ปตท. ได้จดทะเบียนจัดตั้งบริษัทขึ้นเมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2547
เพื่อประกอบกิจการให้บริการ คลังสำรอง LNG และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG เป็นก๊าซธรรมชาติ
(LNG Re-gasification & Receiving Terminal) ทั้งนี้ ปตท.ถือหุ้นร้อยละ 100
ในระยะเริ่มต้นและจะหาพันธมิตรร่วมทุนในภายหลังโดย ปตท.จะเป็นผู้ถือหุ้นใหญ่ ทั้งนี้ ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2549 บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด มีทุนจดทะเบียน 50 ล้านบาท
และทุนที่ออกและชำระแล้ว 50 ล้านบาท และจะทยอยเพิ่มทุนตามความจำเป็น

(1) ลักษณะของโครงการ

ก่อสร้าง LNG Receiving Terminal ประกอบด้วย ท่าเทียบเรือขนถ่าย LNG ถังเก็บสำรอง
LNG (LNG Storage Tank ) และหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG เป็นก๊าซฯ (LNG
Re-gasification Unit) ขนาดประมาณ 5 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 1
และจะเพิ่มขนาดเป็นประมาณ 10 ล้านตันต่อปี ในระยะที่ 2
ซึ่งขึ้นอยู่กับผลการศึกษาความเหมาะสมของโครงการ

(2) ความก้าวหน้า

บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ได้ดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของโครงการ
และได้จัดหาที่ดินบริเวณพื้นที่โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมระยะ 2 นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด
จังหวัดระยอง สำหรับเป็นสถานที่ก่อสร้างโครงการ บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี
จำกัดได้ออกเอกสารประกวดราคางานขุดลอกและถมพื้นที่โครงการฯ
ให้กับบริษัทที่ผ่านการคัดเลือกคุณสมบัติเบื้องต้น (Pre – Qualification )
คาดว่าจะสามารถให้ผู้รับเหมาเริ่มงานได้ภายในกลางปี 2550 นอกจากนี้ บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี
จำกัดได้ลงนามสัญญาจ้างบริษัทที่ปรึกษาออกแบบและควบคุมงานก่อสร้าง LNG Receiving
Terminal และงานถมพื้นที่
ขณะนี้อยู่ระหว่างออกแบบทางวิศวกรรมและเตรียมเอกสารประกวดราคา
โดยจะสามารถออกเอกสารประกวดราคางาน Jetty Development and LNG Receiving
Terminal ให้กับบริษัทที่ผ่านการคัดเลือกคุณสมบัติเบื้องต้น (Pre-Qualification)
ได้ในไตรมาสแรก ปี 2550 และจะสามารถให้ผู้รับเหมาเริ่มงานได้ในไตรมาส 4 ปี 2550
โดยมีเป้าหมายก่อสร้างโครงการระยะที่ 1 แล้วเสร็จประมาณสิ้นปี 2553 และเริ่มรับ LNG
ได้ในสิ้นไตรมาสแรกปี 2554 เพื่อรองรับแผนการนำเข้า LNG ของ ปตท.

(3) การบริการ

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

(4) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 3 คน ซึ่ง
ปตท.เป็นผู้แต่งตั้งทั้งหมด

3.1.6.7 บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 เมษายน 2547 ได้มีมติอนุมัติให้
ปตท.เข้าร่วมทุนในบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ในสัดส่วนร้อยละ 20
ของทุนจดทะเบียนชำระแล้ว โดยซื้อหุ้นจากบริษัท Siemens AG จำกัด ในราคา 10
ล้านเหรียญสหรัฐฯ และเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2548 ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของบริษัท
ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด จากบริษัท Siemens AG จำกัด ทั้งหมด ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2549 บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดมีทุนที่ออกและชำระแล้ว 1,771
ล้านบาท

บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดจัดตั้งขึ้นเพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า
โดยเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural Gas fired Combined
–Cycle Power Plant) ด้วยกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกกะวัตต์ (MW)

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

โรงผลิตไฟฟ้าของบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัดใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดย
ปตท.เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดทั้งหมด
มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่ปริมาณวันละ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุต อายุสัญญา 25 ปี

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัดจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้ กฟผ.
ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ฉบับลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2540 อายุสัญญา 25 ปีนับจาก
Commercial Operation Date เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2543 โดยมีข้อตกลงที่ กฟผ.
จะต้องชำระค่าไฟฟ้าให้แก่ IPT ตามกำลังการผลิตไฟฟ้าที่กำหนดในสัญญา (Take-or-Pay ร้อยละ
100) จ่ายค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment)
ในจำนวนที่ตกลงกันเพื่อให้ครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ ภาระหนี้สิน และผลตอบแทน
และจ่ายค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ตามสูตรคำนวณที่ระบุไว้ตามข้อสัญญา

  (3) การบริหาร

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 คณะกรรมการบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด
ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 9 คน เป็นผู้แทนจาก ปตท. 6 คน โดยเป็นผู้แทนจาก ปตท.
โดยตรง 2 คนและทางอ้อม 4 คน ผ่านบริษัทย่อยของบริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) ได้แก่
บริษัท ไทยออยล์เพาเวอร์ จำกัด รวมประธานกรรมการ

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ในช่วงปี 2547 -- 2549
เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ----------------- ----------------- ----------------- -----------------
  งบรวม             ปี 2547            ปี 2548            ปี 2549

  รายได้รวม          4,468             8,068             9,359

  ค่าใช้จ่ายรวม        4,769             7,625             7,786

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ   (301)             443               1,573

  สินทรัพย์รวม         14,064            12,569            12,503

  หนี้สินรวม           9,985             8,047             6,408

  ส่วนของผู้ถือหุ้น       4,079             4,522             6,095
  ----------------- ----------------- ----------------- -----------------

3.1.6.8 บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548 มีมติให้ ปตท.ซื้อหุ้นสามัญของบริษัท
ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด จากบริษัท ปตท.สผ.อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทย่อยของบริษัท
ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.)) ซึ่งถืออยู่ทั้งหมดในสัดส่วนร้อยละ
26 เป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 2,300 ล้านบาท โดย ปตท.ได้รับโอนหุ้นสามัญของบริษัท ไทยออยล์
เพาเวอร์ จำกัดเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2548

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัดเป็นผู้ดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP)
โดยเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบโคเจนเนอเรชั่น ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
(Combined-Cycle Co-generation Power Plant) มีกำลังการผลิตไฟฟ้า 118 เมกะวัตต์
และผลิตไอน้ำ 168 ตันต่อชั่วโมง นอกจากนี้บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัดเป็นผู้ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 56 ในบริษัทผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัดซึ่งเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) มีขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกะวัตต์ ณ 31
ธันวาคม 2549 TP มีทุนที่ออกและชำระแล้ว 2,810 ล้านบาท

การซื้อหุ้นบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดสอดคล้องกับทิศทางการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท.
ซึ่งให้ความสำคัญกับการลงทุนในธุรกิจก๊าซธรรมชาติและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องกับก๊าซธรรมชาติ
ในขณะที่สนับสนุนให้ ปตท.สผ. ให้ความสำคัญกับการดำเนินธุรกิจต้นน้ำ (Upstream)
คือธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นหลัก และการเข้าลงทุนดังกล่าวมีความเสี่ยงต่ำ
เนื่องจากทั้งบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดและบริษัทผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย)
จำกัดมีการดำเนินกิจการอยู่แล้ว และมีสัญญาระยะยาวกับลูกค้า อายุสัญญา 25 ปี
ซึ่งประกอบด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และลูกค้าซึ่งเป็นบริษัทในกลุ่ม บมจ.
ไทยออยล์ จึงเป็นกิจการที่มีความมั่นคง

(1) การจัดหาเชื้อเพลิง

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดไดซื้อกาซธรรมชาติจาก ปตท.
ซึ่งเปนผูขายและผูจําหนายเพียงรายเดียวในประเทศ โรงไฟฟาของบริษัท ไทยออยล์
เพาเวอร์ จำกัดสามารถใชเชื้อเพลิงสํารองคือ น้ำมันดีเซลแทน กาซธรรมชาติได
โดยจะมีการชดเชยสวนตางของราคาเชื้อเพลิงตามสัญญา

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ.จำนวน 41 เมกะวัตต์
ภายใต้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว 25 ปี บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์
จำกัดเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ในวันที่ 1 เมษายน 2541
ภายใต้โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producer – “SPP”) ของ กฟผ.

  (3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 13 คน
เป็นผู้แทนจาก ปตท. 3 คน บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) จำนวน 7 คน และบริษัท
อิเล็คทริค เพาเวอร์ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (EPDC) จำนวน 2 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัดในช่วงปี 2547 -- 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ----------------------- --------------- --------------- ---------------
  งบรวม                   ปี 2547          ปี 2548          ปี 2549

  รายได้รวม                2,982           3,373           3,442

  ค่าใช้จ่ายรวม              2,561           2,653           2,244

  กำไร(ขาดทุน) สุทธิ         286             720             1,198

  สินทรัพย์รวม               7,638           7,320           7,942

  หนี้สินรวม                 2,402           1,645           1,421

  ส่วนของผู้ถือหุ้น             5,236           5,675           6,521
  ----------------------- --------------- --------------- ---------------

3.2 กลุ่มธุรกิจน้ำมัน

ลักษณะการดำเนินธุรกิจของกลุ่มธุรกิจน้ำมัน ของ ปตท. แบ่งเป็น 2 กิจกรรมหลักได้แก่

(1) การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)
    ดำเนินธุรกิจการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

(2) การค้าสากลและการนำเข้าส่งออกน้ำมันดิบ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม วัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
    (International Petroleum and Petrochemical Trading)
    ดำเนินธุรกิจการค้าสากล และการนำเข้าส่งออกน้ำมันและผลิตภัณฑ์น้ำมัน

กลุ่มธุรกิจน้ำมันมีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด
ได้แก่หน่วยบริหารและปฎิบัติการคลัง การบริหารการจัดหาและจัดส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
และการขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวในตลาดขายส่งให้แก่ผู้ค้าตามมาตรา 7
แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543

นอกจากธุรกิจหลักและสายงานสนับสนุนแล้ว ปตท.
ยังมีการลงทุนและการร่วมทุนในบริษัทย่อยและบริษัทร่วมที่เกี่ยวเนื่องกับการดำเนินธุรกิจน้ำมันทั้งภายในและภายนอกประเทศจำนวน
14 บริษัท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อส่งเสริมให้ ปตท.
สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจรและสามารถให้บริการลูกค้าได้ดีที่สุด

แผนภาพแสดงโครงสร้างธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

[]

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)

การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)
ดำเนินธุรกิจการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น
โดยแบ่งการจัดจำหน่ายออกเป็น 2 ส่วนหลักๆ ได้แก่

  (1) การตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)
  เป็นการจัดจำหน่ายผ่านสถานีบริการน้ำมันของบริษัท สถานีบริการน้ำมันผู้แทนจำหน่ายทั่วประเทศ
  และตลาดขายส่งน้ำมันให้กับผู้ค้าตามมาตรา 7

  (2) การตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing)
  เป็นการจัดจำหน่ายให้กับลูกค้าที่เป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ ลูกค้าอุตสาหกรรมและพาณิชย์
  ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง ตลาดก๊าซหุงต้ม และการตลาดต่างประเทศ

นอกเหนือจากการจัดจำหน่ายใน 2 ส่วนหลักๆ แล้ว ยังมีการจัดจำหน่ายน้ำมันประมงในเขตต่อเนื่อง
12 - 24 ไมล์ทะเล และการจัดจำหน่ายน้ำมันในทะเลนอกราชอาณาจักร

3.2.1.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

สินค้าและผลิตภัณฑ์ของการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing) แบ่งได้เป็น 2
ประเภท ดังนี้

  3.2.1.1.1 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  3.2.1.1.2 ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

3.2.1.1.1 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  (1) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas : LPG)

ก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือที่เรียกว่าก๊าซหุงต้ม หรือแอลพีจี
เป็นสารประกอบไฮโดรคาร์บอนจำพวกก๊าซโปรเพนและก๊าซบิวเทน
ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซหรือการกลั่นน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมัน
จะมีสภาพเป็นของเหลวภายใต้แรงดัน
ส่วนมากนำไปใช้ในงานหุงต้มในครัวและใช้เป็นเชื้อเพลิงในงานอุตสาหกรรมต่างๆ
เนื่องจากมีคุณสมบัติพิเศษคือให้ความร้อนสูง สะอาด เผาไหม้ได้ง่ายและสะดวกในการใช้งาน
นอกจากนี้ยังใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม
ปิโตรเคมี และสามารถใช้แทนน้ำมันเบนซินในรถยนต์เพราะราคาถูกและมีค่าออกเทนสูง
ปตท.จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวโดยตรง
และจำหน่ายให้กับผู้ค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543
เพื่อจำหน่ายต่อให้กับผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวอีกทอดหนึ่ง

  (2) น้ำมันเบนซิน (Gasoline)

น้ำมันเบนซินเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทระเหยง่ายมีปริมาณกำมะถันต่ำ
เหมาะสำหรับใช้งานกับเครื่องยนต์เบนซินทุกชนิด
น้ำมันเบนซินได้มาจากการผสมน้ำมันเบาที่มีช่วงจุดเดือดเหมาะสมหลายชนิดในอัตราที่เหมาะสม
และมีส่วนผสมของสารกันน็อคและอื่นๆ เพื่อให้ได้คุณภาพตามข้อกำหนด สำหรับประเทศไทยนั้น
น้ำมันเบนซินแบ่งออกได้เป็น 3 ประเภทหลัก คือ น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วออกเทน 91 ออกเทน
95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล์

  (3) น้ำมันก๊าด (Kerosene)

น้ำมันก๊าดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในอุตสาหกรรมเป็นส่วนใหญ่
นอกจากนี้ยังใช้ในการจุดตะเกียงให้ความสว่างตามชนบท
ใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องยนต์ที่ออกแบบเป็นพิเศษ ใช้ให้ความร้อนในเตาอบ
นำไปเป็นส่วนผสมในยาฆ่าแมลง น้ำมันชักเงา และสีน้ำมัน เป็นต้น

(4) น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน (Aviation Fuel)

น้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้สำหรับเครื่องบินไอพ่นของสายการบินพาณิชย์ทั่วไป
เครื่องบินของกองทัพและเครื่องบินฝึกนักบินเป็นน้ำมันที่มีคุณสมบัติตามข้อกำหนดคุณภาพของเชื้อเพลิงที่เป็นมาตรฐานสากลสำหรับใช้ทั่วโลก
สามารถแบ่งออกเป็น 3 ประเภท คือ

-   น้ำมันเครื่องบินไอพ่นพาณิชย์ (Jet A-1)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินพาณิชย์ของสายการบินทั่วไป

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

-   น้ำมันเบนซินเครื่องบินอากาศยาน (Aviation Gasoline)
    สำหรับใช้งานกับเครื่องบินเครื่องยนต์ลูกสูบ เช่น เครื่องบินฝึกนักบิน เครื่องบินเล็กส่วนตัว

  (5) น้ำมันดีเซล (Diesel)

เป็นน้ำมันที่มีจุดเดือดสูงกว่าน้ำมันก๊าดเหมาะสำหรับรถเครื่องยนต์ดีเซล เช่น รถยนต์กระบะ
รถบรรทุก รถโดยสาร เครื่องยนต์ทางการเกษตร นอกจากนี้ยังใช้กับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและเรือ
ปัจจุบันน้ำมันดีเซลเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีปริมาณการใช้สูงที่สุดในประเทศ แบ่งออกเป็น 4 ประเภท
คือ

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

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

-   น้ำมันดีเซลปาล์ม(บริสุทธิ์) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วผสมน้ำมันปาล์มบริสุทธิ์
    ซึ่งมีคุณภาพเทียบเท่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่า

-   น้ำมันไบโอดีเซล เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วผสมเมธิลแอสเตอร์
    ซึ่งมีคุณภาพเทียบเท่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่า

  (6) น้ำมันเตา (Fuel Oil)

เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันที่ได้จากส่วนที่มีจุดเดือดสูงสุดของน้ำมันดิบ
เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่หนักและมีจุดเดือดสูงที่สุด
น้ำมันเตาจัดเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่สำคัญที่สุดในอุตสาหกรรม เพราะราคาถูก ใช้งานง่าย
ให้ความร้อนสูง สามารถแบ่งออกได้เป็นหลายชนิดขึ้นอยู่กับความหนืด
และประเภทของเตาเผาและหัวฉีดในการเผา
โดยทั่วไปน้ำมันเตาใช้สำหรับเป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า และเรือเดินสมุทร
สำหรับประเทศไทย จัดแบ่งตามความหนืด และจุดไหลเท (Pour Point)

3.2.1.1.2 ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น

-   ปตท.ผลิตและจัดจำหน่ายน้ำมันหล่อลื่นที่ใช้กับยานพาหนะ งานอุตสาหกรรม และเรือเดินสมุทร
    นอกจากนี้ยังมีการพัฒนาผลิตภัณฑ์ใหม่สำหรับทุกกล่มลูกค้าทุกปีอย่างต่อเนื่อง

-   น้ำมันเกียร์

-   น้ำมันไฮโดรลิค

-   น้ำมันเบรค และ

-   จารบี

3.2.1.2 การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing)

  ปตท. จัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมผ่านช่องทางการจัดจำหน่าย 2 ช่องทางหลัก ได้แก่

  3.2.1.2.1 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)

  3.2.1.2.2 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing)

ในปี 2549 ปตท.จัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปจำนวนรวมทั้งสิ้น 22,074 ล้านลิตร
คิดเฉพาะการจำหน่ายในประเทศ
ปตท. มีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 36.9 หากไม่รวมน้ำมันเตาที่จำหน่ายให้ กฟผ. แล้ว ปตท.
จะมีส่วนแบ่งตลาดร้อยละ 35.1

การจัดจำหน่ายน้ำมันของ ปตท. ในช่วงปี 2547-2549

  ----------------------------- ------------- ------------- -------------
  ผลิตภัณฑ์/การจำหน่าย              ปี 2547        ปี 2548        ปี 2549

  การจัดจำหน่าย/การตลาด                                        

  ปริมาณจัดจำหน่าย (ล้านลิตร) ^(/1)                               

  - ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.           15,022        19,522        20,089

  - รวมน้ำมันเตา กฟผ.             16,591        21,559        22,074

  ส่วนแบ่งตลาดในประเทศ (ร้อยละ)                                 
  ^(/2)                                                     

  - ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.           30.3          32.3          35.1

  - รวมน้ำมันเตา กฟผ.             32.8          34.6          36.9

  มูลค่าการจัดจำหน่าย (ล้านบาท)                                   

  - ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.           173,502       300,353       371,870

  - รวมน้ำมันเตา กฟผ.             186,768       327,213       402,214

  การสำรอง (ความจุคลัง)                                        

  - น้ำมันดิบ น้ำมันสำเร็จรูป (ล้านลิตร) 1,568         1,497         1,402

  - ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ตัน)        84,000        95,600        95,600

  สถานีบริการน้ำมัน ^(/3) (แห่ง)     1,367         1,277         1,216

  ร้านค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/4)    1,005         1,081         1,091
  (แห่ง)                                                     

  โรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/4)  135           142           141
  (แห่ง)                                                     
  ----------------------------- ------------- ------------- -------------

ที่มา: ปตท. ยกเว้นข้อมูลส่วนแบ่งการตลาดจากกระทรวงพลังงาน

  ^(/1) รวมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล น้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด
  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ผลิตภัณฑ์น้ำมันเครื่อง ยางมะตอย
  แต่ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

  ^(/2) รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
  ไม่รวมผลิตภัณฑ์น้ำมันเครื่องและยางมะตอย

  ^(/3) ของ ปตท.และผู้แทนจำหน่าย (รวมสถานีบริการก๊าซ)

  ^(/4) ของผู้แทนจำหน่าย

ปตท. มีเป้าหมายในการรักษาส่วนแบ่งการตลาดค้าปลีก ตลาดอุตสาหกรรม ตลาดอากาศยานและ
เรือขนส่ง และมุ่งเน้นขยายส่วนแบ่งการตลาดของก๊าซปิโตรเลียมเหลวและน้ำมันหล่อลื่น
โดยเน้นการสร้างความมั่นใจเรื่องคุณภาพ
และเพิ่มชนิดของน้ำมันหล่อลื่นเพื่อขยายตลาดน้ำมันหล่อลื่นอุตสาหกรรมและเรือเดินสมุทร
การปรับปรุงภาพลักษณ์สถานีบริการน้ำมันให้ทันสมัยและสะดวกสบาย
การบริการที่สร้างความพึงพอใจต่อลูกค้ามากขึ้นโดยขยายรูปแบบการบริการเสริมในสถานีบริการเพื่อดึงดูดลูกค้า
และปรับปรุงบรรจุภัณฑ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้
การลงทุนในสถานีบริการจะเน้นเฉพาะที่อยู่ในพื้นที่ที่มีศักยภาพทางการค้าเท่านั้น
รวมถึงการเพิ่มรายได้และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน และขยายตลาดในภูมิภาคอินโดจีน

สำหรับนโยบายการตั้งราคา ปตท.กำหนดราคาขายให้กับลูกค้าในกลุ่มต่างๆ โดยคำนึงถึงการแข่งขัน
ระดับราคาน้ำมันในภูมิภาค และระดับราคาจำหน่ายในตลาดเป็นสำคัญ
เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้บริโภค

ตารางแสดงส่วนแบ่งตลาดของ ปตท. แยกตามผลิตภัณฑ์ของธุรกิจน้ำมันในประเทศ

ปี 2549 และเปรียบเทียบปี 2548

  ------------------------- ----------------- ----------------- -----------
  ผลิตภัณฑ์                    ส่วนแบ่งตลาด        ส่วนแบ่งตลาด        เพิ่ม/(ลด)
                            (ร้อยละ)           (ร้อยละ)           

                            ปี 2548            ปี 2549            2549/2548

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)     37.1              37.3              0.2

  น้ำมันเบนซิน                 27.4              29.9              2.5

  น้ำมันก๊าด                   28.2              26.9              (1.3)

  น้ำมันเครี่องบินพาณิชย์ (Jet     24.2              26.2              2.0
  A-1)                                                          

  น้ำมันเครี่องบินทหาร (JP-5,    100.0             100.0             0.0
  JP-8)                                                         

  น้ำมันเครี่องบินไอพ่นแบบใบพัด    100.0             100.0             0.0
  (Avgas)                                                       

  น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว            28.8              30.6              1.8

  น้ำมันดีเซลหมุนช้า             71.4              55.8              (15.6)

  น้ำมันเตา (ไม่รวมที่จำหน่ายให้   43.7              44.7              1.0
  กฟผ.)                                                         

  ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่น ^(/2)     20.7              22.8              2.1

  ส่วนแบ่งตลาดโดยรวม                                               

  - ไม่รวมน้ำมันเตา กฟผ.       30.7              32.3              1.6

  - รวมน้ำมันเตา กฟผ.         34.0              35.7              1.7
  ------------------------- ----------------- ----------------- -----------

ที่มา: กระทรวงพลังงาน

^(/1) ไม่รวมก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายเพื่อนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

^(/2) ไม่รวมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

3.2.1.2.1 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)

ดำเนินการโดยสายงานการตลาดค้าปลีก (Retail Marketing)
ซึ่งเป็นผู้รับผิดชอบในการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันหล่อลื่นในตลาดค้าปลีกให้กับลูกค้าทั่วไปผ่านเครือข่ายสถานีบริการทั่วประเทศรวมทั้งรับผิดชอบการกำหนดกลยุทธ์ตลาดค้าปลีก
การพัฒนาตลาดค้าปลีกและการขยายเครือข่ายสถานีบริการ การปฏิบัติการ การลงทุน
และการบริหารสถานีบริการตัวแทน การพัฒนาตลาดหล่อลื่น และการพัฒนาธุรกิจเสริม
การประกอบธุรกิจค้าปลีกน้ำมันจะดำเนินการขายผ่านสถานีบริการเป็นหลัก
ซึ่งเป็นตลาดที่มีการแข่งขันสูง แม้ว่าการแข่งขันเพื่อเพิ่มส่วนแบ่งตลาดโดยคู่แข่งจะทวีความรุนแรงขึ้น
ปตท.ก็ยังคงมีส่วนแบ่งการตลาดในระดับสูงที่สุดอย่างต่อเนื่องติดต่อกันนานกว่า 10 ปี
ทั้งนี้จัดจำหน่ายผ่านช่องทางสถานีบริการ ปตท. ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2549 รวม 1,216 แห่ง
ซึ่งสูงที่สุดในบรรดาบริษัทผู้ค้าน้ำมัน คู่แข่งที่สำคัญในด้านเครือข่ายสถานีบริการน้ำมันของ ปตท.ได้แก่
บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) บริษัทเอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) บริษัท
เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด และบริษัท เชฟรอน (ไทย) จำกัด

ตารางจำแนกสถานีบริการแบ่งตามผู้ประกอบการ

  --------------------------------------------- ------------------ -------
  จำนวนสถานีบริการน้ำมัน ณ 30 กันยายน 2549                              

  ชื่อผู้ประกอบการ                                  จำนวนสถานีบริการ     ร้อยละ

  1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)                     1,225              7.0

  2. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)           1,121              6.4

  3. บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)        602                3.5

  4. บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด                 567                3.2

  5. บริษัท เชฟรอน (ไทย) จำกัด                     421                2.4

  6. บริษัท ภาคใต้เชื้อเพลิง จำกัด (มหาชน)             220                1.3

  7. บริษัท สยามสหบริการ จำกัด (มหาชน)              157                0.9

  8. บริษัท คอนอดค (ประเทศไทย) จำกัด               147                0.8

  9. บริษัท ปิโตรนาส รีเทล (ประเทศไทย) จำกัด         111                0.6

  10. บริษัท คอสโมออยล์ จำกัด                       91                 0.5

  11. บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด(มหาชน)                  75                 0.4

  12. บริษัท ระยองเพียวริฟายเออร์ จำกัด (มหาชน)       46                 0.3

  13. บริษัท พี.ซี.สยามปิโตรเลียม จำกัด                26                 0.2

  14. บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)                 3                  0.0

  15. อื่นๆ และผู้ค้าน้ำมันอิสระ ^(/1)                  12,681             72.5

  รวมทั้งหมด                                      17,493             100.0
  --------------------------------------------- ------------------ -------

ที่มา: ข้อมูลผู้ประกอบการรายอื่นที่มิใช่ ปตท. จากกระทรวงพลังงาน

^(/1)
ส่วนใหญ่เป็นสถานีบริการในส่วนภูมิภาคที่จดทะเบียนกับกระทรวงพาณิชย์แต่มีปริมาณและมูลค่าการจำหน่ายต่อสถานีน้อย

สถานีบริการของ ปตท. สามารถแบ่งตามลักษณะได้ 5 ประเภทดังนี้

  (1) สถานีบริการประเภท Company Own Company Operate (COCO)

  ปตท.เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่ดำเนินกิจการและบริหารงานภายในสถานีบริการเองทั้งหมด
  โดยการพิจารณาลงทุนเปิดสถานีบริการ COCO จะขึ้นอยู่กับสถานที่ตั้ง และยอดขายเป็นหลัก ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท. มีสถานีบริการ COCO อยู่ทั้งสิ้น 56 สถานี

(2) สถานีบริการประเภท Company Own Dealer Operate (CODO)

  ปตท.
  เป็นผู้ลงทุนและเป็นเจ้าของสถานีบริการที่เปิดให้ผู้ประกอบการที่มีประสบการณ์และสนใจบริหารงานภายในสถานีบริการประเภทนี้เข้ามาเช่าดำเนินงาน
  โดยจะมีสัญญาซื้อขายน้ำมันขั้นต่ำตามที่กำหนดโดย ปตท.
  และให้ส่วนลดราคาแก่ผู้ประกอบการสำหรับการซื้อน้ำมันในปริมาณที่เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำที่กำหนด
  และมีสัญญาเช่าทรัพย์สินจาก ปตท. เพื่อการดำเนินงาน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549
  มีสถานีบริการ CODO อยู่ทั้งสิ้น 174 สถานี

  (3) สถานีบริการประเภท ร่วมลงทุน (Joint Venture)

  สถานีบริการเหล่านี้เป็นการร่วมลงทุนระหว่าง ปตท. และผู้ประกอบการภาคเอกชน
  โดยสัดส่วนในการร่วมลงทุนจะแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับการเจรจา
  โดยผู้ประกอบการเป็นผู้ดำเนินการบริหารและจัดการทั้งหมด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท.
  มีสถานีบริการ Joint Venture อยู่ทั้งสิ้น 262 สถานี

  (4) สถานีบริการประเภท สหกรณ์ และสวัสดิการราชการและรัฐวิสาหกิจ (Co-operative)

  ปตท.เป็นผู้สนับสนุนในส่วนสิ่งปลูกสร้างและอุปกรณ์ในส่วนที่สหกรณ์หรือส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจขอมา
  แต่จะมอบหมายให้หน่วยงานนั้นๆ เป็นผู้บริหารเอง
  โดยวัตถุประสงค์หลักในการดำเนินการสถานีบริการคือ เพื่อรองรับผู้บริโภคในส่วนของสหกรณ์
  และเป็นสวัสดิการให้แก่พนักงานของหน่วยงานราชการหรือรัฐวิสาหกิจต่างๆ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
  2549 ปตท. มีสถานีบริการ Co-operative อยู่ทั้งสิ้น 75 สถานี

  (5) สถานีบริการประเภท Dealer Own Dealer Operate (DODO)

  ผู้ประกอบการเอกชนเป็นเจ้าของสถานีบริการเหล่านี้
  โดยทำหน้าที่เป็นตัวแทนการบริหารสถานีบริการและการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันภายใต้เครื่องหมายการค้าของ
  ปตท. โดยมีข้อตกลงว่าจะต้องซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงเช่น น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล เป็นต้น
  ในปริมาณขั้นต่ำต่อเดือน และจะต้องบริหารจัดการสถานีบริการตามมาตรฐานของ ปตท. โดยที่
  ปตท. มีภาระที่จะให้การสนับสนุนการลงทุนและการบริหารงานสถานีบริการประเภทนี้น้อยมาก
  โดยทั่วไปแล้ว ปตท.มีสิทธิที่จะเลิกสัญญากับผู้ประกอบการสถานีบริการประเภทนี้
  หากผู้ประกอบการผิดสัญญา และในบางครั้ง ปตท.
  อาจพิจารณาซื้อกิจการจากผู้ประกอบการถ้าเห็นว่าสถานีบริการนั้นๆ อยู่ในทำเลที่เหมาะสม ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท. มีสถานีบริการ DODO อยู่ทั้งสิ้น 649 สถานี

ตารางจำแนกสถานีบริการของ ปตท.

  ----------------- --------- -------- --------- -------- --------- --------
  รูปแบบสถานีบริการ    ปี 2547             ปี 2548             ปี 2549    

                    จำนวน     ร้อยละ    จำนวน     ร้อยละ    จำนวน     ร้อยละ

  1. COCO           41        3.0      51        4.0      56        4.6

  2. CODO           184       13.5     177       13.9     174       14.3

  3. Joint-Venture  296       21.6     279       21.8     262       21.5

  4. Co-Operative   119       8.7      78        6.1      75        6.2

  5. DODO           727       53.2     692       54.2     649       53.4

  รวม               1,367     100.0    1,277     100.0    1,216     100.0
  ----------------- --------- -------- --------- -------- --------- --------

ที่มา: ปตท.

นอกเหนือจากการพัฒนาสถานีบริการให้เป็นสถานีบริการแบบครบวงจรแล้ว ปตท.
มีแผนพัฒนาสถานีบริการให้เกิดภาพลักษณ์ใหม่และพัฒนาผลิตภัณฑ์อย่างต่อเนื่อง
ในส่วนของการพัฒนาและขยายแนวธุรกิจไปสู่ธุรกิจค้าปลีกเสริมอื่นๆ
ที่สนับสนุนธุรกิจการตลาดค้าปลีกน้ำมัน
เพื่อสร้างความพึงพอใจให้แก่ผู้ใช้บริการและดึงดูดผู้ใช้บริการเข้าสู่สถานีบริการน้ำมันเพิ่มขึ้น
โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มผลกำไรของบริษัท โดยใช้กลยุทธ์ในการลงทุนในธุรกิจเสริมต่างๆ เช่น
ร้านค้าสะดวกซื้อภายในสถานีบริการ (Convenience-Store) ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2549 มีร้าน
7-Eleven ในสถานีบริการกว่า 500 แห่ง บริการล้างรถอัตโนมัติ ศูนย์บริการน้ำมันหล่อลื่น
ร้านกาแฟ (cafe’ Amazon) ศูนย์บริการรับล้างอัดรูปถ่าย Film Drop Point
ร่วมกับเพาเวอร์บาย และธนาคาร เป็นต้น

3.2.1.2.2 การจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์ (Commercial Marketing) 

ดำเนินงานโดยสายงานธุรกิจการตลาดพาณิชย์
ซึ่งรับผิดชอบการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันหล่อลื่นให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม
บริษัทสายการบิน การเดินเรือขนส่ง หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ กลุ่มลูกค้าก๊าซหุงต้ม
และการจัดจำหน่ายไปยังตลาดต่างประเทศ ปี 2549 ปตท. จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว
น้ำมันเบนซิน น้ำมันเตา น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน น้ำมันดีเซล ผ่านตลาดพาณิชย์
รวมทั้งสิ้นประมาณ 9,631 ล้านลิตร คิดเป็นประมาณร้อยละ 43.6
ของยอดจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปทั้งหมดของ ปตท.
ทั้งนี้สามารถแบ่งตลาดในการจัดจำหน่ายออกเป็น 4 กลุ่มหลัก ได้แก่

(1) กลุ่มตลาดรัฐและอุตสาหกรรม

-   ตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยงานราชการ

  จากการที่ ปตท.ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ ทำให้ ปตท.
  สามารถจำหน่ายผลิตภัณท์น้ำมันส่วนใหญ่ให้แก่หน่วยงานของรัฐบาล
  และรัฐวิสาหกิจและสามารถเสริมสร้างฐานส่วนแบ่งลูกค้าในตลาดนี้ได้เป็นอย่างดี
  ปี 2549 ปตท.จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปรวมทั้งสิ้นประมาณ 2,666 ล้านลิตร
  ให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้ โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท.มีลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวนมากกว่า
  1,400 ราย อาทิเช่น กฟผ. กองทัพบก กองทัพเรือ กองทัพอากาศ กองบัญชาการทหารสูงสุด
  การรถไฟแห่งประเทศไทย (รฟท.) องค์การรับส่งสินค้าและพัสดุภัณฑ์ (รสพ.)
  และองค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) เป็นต้น ทั้งนี้
  ในขณะที่ยังคงความเป็นรัฐวิสาหกิจอยู่นั้น ได้มีมติคณะรัฐมนตรีลงวันที่ 15 มิถุนายน 2542
  ให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่นที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่นในจำนวนตั้งแต่
  10,000 ลิตรขึ้นไป จะต้องซื้อจาก ปตท. หรือ คลังน้ำมัน
  หรือสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ ปตท. เท่านั้น โดย ปตท.
  จะขายผลิตภัณฑ์อ้างอิงตามราคาขายปลีกในประเทศ แต่อาจมีส่วนลดในกรณีที่ซื้อในปริมาณมาก
  ต่อมาในวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 ได้มีมติคณะรัฐมนตรีให้ บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด
  (มหาชน) ได้รับสิทธิขายน้ำมันให้หน่วยงานรัฐได้เช่นเดียวกันกับ ปตท. ทั้งนี้
  กลุ่มตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยราชการ
  จัดว่าเป็นกลุ่มลูกค้าที่มีปริมาณการจำหน่ายค่อนข้างสูงในธุรกิจการจัดจำหน่ายผ่านตลาดพาณิชย์
  แต่ลูกค้าในกลุ่มนี้จะมีระยะเวลาการเรียกเก็บเงินนานกว่าลูกค้ากลุ่มอื่น ปตท.
  จึงเข้าไปดูแลและอำนวยความสะดวกในด้านการบริการแก่ลูกค้ากลุ่มนี้มากขึ้น
  เพื่อรักษาความสัมพันธ์อันดีไว้ตลอดไป

-   ตลาดอุตสาหกรรม

  ปตท.จำหน่ายผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ น้ำมันเตา ก๊าซหุงต้ม น้ำมันดีเซล
  ยางมะตอย และผลิตภัณฑ์หล่อลื่นโดยตรงกับโรงงานอุตสาหกรรม และผู้บริโภครายใหญ่ เช่น
  ผู้ประกอบกิจการโรงงานผลิตเหล็ก โรงงานผลิตกระดาษ โรงงานผลิตถุงมือยาง
  ผู้ประกอบการเดินรถโดยสารและขนส่ง และผู้ประกอบการในภาคเกษตรกรรม เป็นต้น โดย ณ
  วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท. มีลูกค้าในกลุ่มนี้รวมทั้งประเทศจำนวนมากกว่า 1,400 ราย
  ผลิตภัณฑ์น้ำมันที่จำหน่ายให้กับลูกค้ากลุ่มนี้โดยมากเป็นน้ำมันเตา และ น้ำมันดีเซล
  และก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปี 2549 ปตท. ขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้แก่ลูกค้ากลุ่มนี้จำนวน 1,973
  ล้านลิตร แต่เนื่องจากภาวะการแข่งขันที่สูง การขายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้กับลูกค้าโดยทั่วไป ปตท.
  จะลงทุนสร้างอุปกรณ์ในการเก็บสำรองเชื้อเพลิงหรือสิ่งอำนวยความสะดวกอื่นๆ
  เพื่อให้บริการแก่ลูกค้ารายนั้นๆ
  รวมทั้งให้การบริการแนะนำการประหยัดพลังงานและความปลอดภัย
  สำหรับราคาขายจะใช้ราคาที่อ้างอิงจากราคาขายปลีกในประเทศ
  ซึ่งลูกค้าในกลุ่มนี้ยังมีโอกาสในการทำตลาดอีกมาก จึงต้องเพิ่มหน่วยงานที่รับผิดชอบ
  เพื่อรองรับการขยายตลาดในผลิตภัณฑ์อื่นๆ เช่น ยางมะตอย น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน (Base Oil)
  และเคมีภัณฑ์ เป็นต้น

(2) กลุ่มตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง

ปตท. เป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันสำหรับเครื่องบินต่างๆ เช่น Jet A-1 JP-5 JP-8 และ AVGAS
ที่เป็นที่ยอมรับจากสายการบินระหว่างประเทศและหน่วยงานราชการกว่า 180 ราย
ทั้งในและต่างประเทศ นอกเหนือจากการจำหน่ายน้ำมันที่
ท่าอากาศยานกรุงเทพแล้ว ปตท.
ยังเป็นผู้ประกอบการจำหน่ายและให้บริการเติมน้ำมันอากาศยานผู้เดียวในท่าอากาศยานภูมิภาคทั่วประเทศไทย
ปตท. มีส่วนแบ่งการตลาดในการจำหน่ายน้ำมันอากาศยานประมาณร้อยละ 27 โดย ปี 2549 ปตท.
ได้ขายน้ำมันอากาศยานรวมผลิตภัณฑ์อื่นๆ ให้แก่ลูกค้าในกลุ่มนี้จำนวน 2,794 ล้านลิตร นอกจากนี้
ปตท. ยังได้ขยายการให้บริการจำหน่ายน้ำมันให้กับท่าอากาศยานนานาชาติในประเทศ ฮ่องกง
และในกัมพูชา และยังเป็นผู้จัดจำหน่ายน้ำมันอื่นๆ เช่น น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา
สำหรับเรือขนส่งสินค้าระหว่างประเทศและเรือรบต่างๆ ที่เป็นลูกค้าอยู่ประมาณ 130 ราย ด้วย

(3) ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือก๊าซหุงต้ม

ปตท. ดำเนินธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้มทั่วประเทศ
โดยเป็นผู้นำในตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลวและมีส่วนแบ่งตลาดสูงสุดอย่างต่อเนื่อง
โดยมีปริมาณจำหน่ายทั้งสิ้น ปี 2549 จำนวน 1,434 ล้านลิตร หรือ 774 พันเมตริกตัน
ปตท.มีคลังเก็บก๊าซปิโตรเลียมเหลว 8 แห่ง โดยในจำนวนนี้มีโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว 7
แห่ง กระจายอยู่ทั่วทุกภูมิภาคของประเทศ ณ 31 ธันวาคม 2549 มีความจุรวมประมาณ 95,600
เมตริกตัน และมีร้านค้าที่เป็นตัวแทนจำหน่ายก๊าซหุงต้ม 1,091 แห่ง
และโรงบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลวเอกชน 141 แห่ง

(4) การจัดจำหน่ายไปยังตลาดต่างประเทศ (International Marketing)

เป็นการขายส่งออกผลิตภัณฑ์ของ ปตท.ไปยังตลาดต่างประเทศ เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับ ปตท.
โดยการขายผ่านบริษัทที่ ปตท. ไปลงทุน บริษัทร่วมทุนของ ปตท. รวมทั้งบริษัทน้ำมันอื่นๆ
ในต่างประเทศ เป็นการดำเนินการเพื่อขยายตลาดผลิตภัณฑ์ของ ปตท. ในต่างประเทศ
เนื่องจากต้องการเพิ่มช่องทางการจำหน่าย อีกทั้งประเทศไทยอยู่ในสภาวะอุปทานมากกว่าอุปสงค์
ทำให้ ปตท.มีนโยบายขยายการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป
และก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปสู่ตลาดต่างประเทศ ได้แก่ประเทศฮ่องกง ฟิลิปปินส์
สาธารณรัฐสังคมนิยมเวียดนาม กัมพูชา มาเลเซีย สหภาพเมียนมาร์ ลาว และจีน
ในลักษณะของการขายผ่านบริษัทที่ ปตท. ไปลงทุน หรือร่วมทุนในต่างประเทศ
รวมทั้งลูกค้าที่เป็นบริษัทน้ำมันในท้องถิ่น อย่างไรก็ตามในสภาวะที่เศรษฐกิจโลก
และสถานการณ์ทางเศรษฐกิจและการเมืองของประเทศที่เข้าไปลงทุนมีการเปลี่ยนแปลงตลอดเวลามีผลให้
ปตท.
พิจารณาปรับเปลี่ยนกลยุทธ์และนโยบายการลงทุนในบางประเทศเพื่อให้เหมาะสมกับเสถียรภาพทางเศรษฐกิจและการเมืองของประเทศที่เข้าไปลงทุนอยู่เสมอ

3.2.1.3 สายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน 

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน ดังต่อไปนี้

3.2.1.3.1 การบริหารและปฎิบัติการคลัง

3.2.1.3.2 การจัดหาและจัดส่งปิโตรเลียม

3.2.1.3.1 การบริหารและปฏิบัติการคลัง (Terminal Operations)

ดำเนินการบริหาร ควบคุมดูแลการเก็บสำรอง รับจ่าย บรรจุผลิตภัณฑ์น้ำมัน
ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซหุงต้ม (LPG) ของคลังทั่วประเทศ โดยปฎิบัติการเก็บสำรองรับจ่าย
และบรรจุผลิตภัณฑ์ เพื่อการจ่ายโอนระหว่างคลังและจำหน่ายให้ลูกค้าทั้งทางรถยนต์ รถไฟ
และทางเรือ ทั้งนี้ ปตท. มีสถานีเติมน้ำมันอากาศยานจำนวน 13 แห่ง คลังปิโตรเลียม คลังน้ำมัน
และ คลังก๊าซ รวม 22 แห่ง
กระจายอยู่ทั่วประเทศเพื่อให้บริการลูกค้าและสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันของ ปตท.
และได้มีการพัฒนาคลังปิโตรเลียมศรีราชาให้เป็นคลังปลอดอากร
เพื่อการกักเก็บและส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม และได้เริ่มพัฒนาคลังปิโตรเลียม
ศรีราชาให้เป็นคลังสรรพสามิตและคลังสินค้าปลอดอากร
เพื่อส่งเสริมธุรกิจการนำเข้าและส่งออกและเพิ่มมูลค่าของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมโดยให้เช่าคลังเก็บน้ำมันเพื่อการค้าแก่ลูกค้าทั้งในและต่างประเทศ
นอกจากนี้คลังปิโตรเลียมศรีราชายังเป็นแหล่งสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเติมเรือเดินสมุทร
เพื่อรองรับการขยายตัวของท่าเรือแหลมฉบัง
และผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการเติมน้ำมันเชื้อเพลิงเรือเดินสมุทรอีกแห่งหนึ่งของภูมิภาคเอเซีย

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

3.2.1.3.2 การจัดหาและจัดส่งปิโตรเลียม (Supply and Logistic) 

ดำเนินการจัดหาและจัดส่งผลิตภัณฑ์น้ำมัน รวมทั้งการขายน้ำมันในตลาดขายส่ง ให้แก่
บริษัทในเครือในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมันและลูกค้า นอกจากนี้ยังได้ขยายไปสู่ฐานลูกค้าที่อยู่ในทะเล ได้แก่
บริษัท ไทยออยล์ มารีน จำกัด และ ปตท.สผ.

ปตท.ขายผลิตภัณฑ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากอุปทานส่วนเกินที่เหลือจากการขายผ่านช่องทางต่างๆ
แล้ว ให้แก่ตลาดผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543
(Reseller) เช่น บริษัท ยูนิคแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) บริษัท เวิลด์แก๊ส
(ประเทศไทย) จำกัด บริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด(มหาชน) บริษัท ปิคนิค
คอร์ปอเรชั่น จำกัด (มหาชน) เป็นต้น ปี 2549
ปตท.ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้แก่ผู้ค้ามาตรา 7 คิดเป็นมูลค่า 89,462 ล้านบาท
คิดเป็นร้อยละ 22 ของรายได้จากการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมทั้งหมด

3.2.1.4 โครงสร้างรายได้ของการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม (Oil Marketing) 

  ในปี 2549 มีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ รวมมูลค่าทั้งสิ้น 402,214 ล้านบาท
  ดังรายละเอียดตามตารางต่อไปนี้

^(ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของการจัดจำหน่ายแยกตามผลิตภัณฑ์)/1

  -------------------- --------------- ---------------- --------------- ---------------- --------------- ----------------
  ผลิตภัณฑ์               ปี 2547                           ปี 2548                           ปี 2549          

                       มูลค่าการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   มูลค่าการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   มูลค่าการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย

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

  การจัดจำหน่าย                                                                                             

  - ก๊าซปิโตรเลียมเหลว    21,736          3,215            26,947          3,844            28,779          4,035

  - น้ำมันเบนซิน          34,928          2,127            65,328          3,129            78,936          3,296

  - น้ำมันก๊าด            114             7                137             6                139             5

  - น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน 23,064          1,826            38,933          2,225            49,036          2,455

  - น้ำมันดีเซล           73,759          5,667            138,183         7,766            180,427         7,888

  - น้ำมันเตา            28,082          3,382            52,896          4,357            58,144          4,135

  - อื่นๆ ^(/1)          5,085           367              4,789           232              6,753           260

  รวมการจัดจำหน่าย       186,768         16,591           327,213         21,559           402,214         22,074
  -------------------- --------------- ---------------- --------------- ---------------- --------------- ----------------

  ที่มา: ปตท.

^(/1) รวมการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ยางมะตอย คอนเดนเสท ก๊าซโซลีนธรรมชาติ สารเติมแต่ง
และสินค้าใช้เพื่อการส่งเสริมการขาย ฯลฯ

ตารางแสดงมูลค่าการจัดจำหน่ายแยกตามลักษณะตลาดและประเภทลูกค้า

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------------- ----------------- ------------ ------------
  การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม         มูลค่าการจัดจำหน่าย                

                                    ปี 2547            ปี 2548       ปี 2549

  - ตลาดขายปลีก                      86,925            124,852      164,982

  - ตลาดพาณิชย์                                                       

  - ตลาดรัฐวิสาหกิจและหน่วยราชการ       22,490            43,706       46,238

  - ตลาดอุตสาหกรรม                   18,266            24,211       28,083

  - ตลาดอากาศยานและเรือขนส่ง          29,033            40,169       51,524

  - ตลาดก๊าซปิโตรเลียมเหลว             8,044             9,083        10,445

  - ตลาดต่างประเทศ                   5,400             8,305        11,480

  - ตลาดผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7              16,610            76,887       89,462

  รวมการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม      186,768           327,213      402,214
  --------------------------------- ----------------- ------------ ------------

ที่มา : ปตท.

^(/1) รวมมูลค่าที่ใช้ในการบริหารความเสี่ยงสำหรับน้ำมัน JET A-1 และการขายที่ HKIA

1.  การค้าสากล (Trading)

ดำเนินการเกี่ยวกับธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ (International Oil Trading)
ซึ่งแบ่งออกเป็นธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน
และการจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ กิจกรรมในธุรกิจการค้าระหว่างประเทศ
ครอบคลุมการจัดหาและการค้าระหว่างประเทศสำหรับผลิตภัณท์ปิโตรเลียม และผลิตภัณฑ์อื่นๆ
ที่เกี่ยวข้องเพื่อสนับสนุนการดำเนินธุรกิจของ ปตท.
และบริษัทในเครือให้มีศักยภาพในการแข่งขันและทำกำไร
และเพื่อพัฒนาความสามารถในการทำกำไรจากการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและผลิตภัณฑ์อื่นๆ
เนื่องจากในอดีตประเทศไทยเป็นประเทศที่นำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปมาโดยตลอด ปตท.
จึงมีความคุ้นเคยกับธุรกรรมประเภทนำเข้า (OUT-IN Trading)
แต่หลังจากการเปิดดำเนินการของ โรงกลั่นน้ำมันระยอง และ สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง
ทำให้รูปแบบธุรกรรมเปลี่ยนไปเป็นแบบส่งออก (IN-OUT Trading) กล่าวคือ
การส่งน้ำมันสำเร็จรูปส่วนเกินจากความต้องการในประเทศออกไปจำหน่ายยังต่างประเทศ
ส่วนธุรกรรมแบบการค้าในต่างประเทศ (OUT-OUT Trading) หรือ Proprietary Trading
นั้น เป็นรูปแบบธุรกรรมหนึ่งที่ดำเนินการโดย ปตท.
ซึ่งจะสามารถทำกำไรได้จากส่วนต่างของราคาซื้อกับราคาขายซึ่งเป็นไปตามกลไกตลาด

การดำเนินธุรกิจการค้าสากล สามารถจำแนกออกเป็น 3 ส่วนหลัก ๆ ได้แก่

  (1) ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท

  (2) ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  (3) ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

3.2.2.1 ลักษณะของสินค้าและผลิตภัณฑ์

สินค้าและผลิตภัณฑ์ของการค้าสากล แบ่งได้เป็น 4 ประเภท ดังนี้

  3.2.2.1.1 น้ำมันดิบ

  3.2.2.1.2 คอนเดนเสท

  3.2.2.1.3 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  3.2.2.1.4 ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

3.2.2.1.1 น้ำมันดิบ (Crude oil)

น้ำมันดิบเป็นสารประกอบประเภทไฮโดรคาร์บอน
คุณภาพของน้ำมันดิบอาจแตกต่างกันไปขึ้นอยู่กับชนิดของอินทรีย์สารที่เป็นต้นกำเนิดและสารประกอบอื่นๆ
รวมทั้งสภาพแวดล้อม เช่นความดัน และอุณหภูมิใต้พื้นผิวโลก
ในประเทศไทยมีแหล่งน้ำมันดิบหลายแหล่ง
แต่เนื่องจากปริมาณน้ำมันดิบที่ขุดพบและนำขึ้นมาใช้ในประเทศมีเพียงประมาณร้อยละ 10
ของความต้องการน้ำมันดิบทั้งหมดของโรงกลั่นน้ำมันในประเทศไทย ดังนั้น จึงต้องนำเข้าน้ำมันดิบ
ซึ่งส่วนใหญ่นำเข้าจากกลุ่มประเทศในตะวันออกกลาง เช่น สหรัฐอาหรับอิมิเรตส์ โอมาน อิรัก
คูเวต ซาอุดีอารเบีย เยเมน และกาตาร์ เป็นต้น และน้ำมันดิบจากกลุ่มประเทศในตะวันออกไกล
เช่น มาเลเซีย อินโดนีเซีย และบรูไน เป็นต้น

3.2.2.1.2 คอนเดนเสท (Condensate)

ในการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจะได้ส่วนที่เป็นของเหลว ณ
อุณหภูมิและความดันบรรยากาศที่เรียกว่าคอนเดนเสท ซึ่งจะถูกแยกออกและขนส่งโดยทางเรือ
การผลิตคอนเดนเสทของประเทศไทยในปี 2549 มีปริมาณรวมทั้งสิ้น 4,400 ล้านลิตร (27,674
พันบาร์เรล หรือ 75,818 บาร์เรลต่อวัน) เฉลี่ยวันละ 12.05 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปี 2548
ร้อยละ 5

3.2.2.1.3 ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง (Oil Refined Product)

  (1) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas : LPG)

  (2) น้ำมันเบนซิน (Gasoline)

  (3) น้ำมันก๊าด (Kerosene)

  (4) น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน (Aviation Fuel)

  (5) น้ำมันดีเซล (Diesel)

  (6) น้ำมันเตา (Fuel Oil)

3.2.2.1.4 ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ได้แก่ พาราไซลีน เบนซีน และโทลูอีน เป็นต้น
เพื่อเป็นวัตถุดิบสำหรับการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลายต่อไป

3.2.2.2 การจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์การค้าสากล (Trading)

  ปตท. ดำเนินธุรกิจการค้าสากล จำแนกออกเป็น 3 ส่วนหลัก ๆ ได้แก่

  3.2.2.2.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท

  3.2.2.2.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง

  3.2.2.2.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

3.2.2.2.1 ธุรกิจการค้าน้ำมันดิบและคอนเดนเสท (Crude Oil and Condensate)

ดำเนินธุรกิจการจัดหาและการค้าระหว่างประเทศที่เกี่ยวกับน้ำมันดิบและคอนเดนเสท โดยการจัดซื้อ
การขาย
การค้าและการขนส่งน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศให้กับโรงกลั่น
รวมถึงการวิเคราะห์หาโอกาสทางการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap) การจ้างกลั่น
(Processing) น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเพื่อผลกำไรและความสมดุลในระบบ
รวมทั้งการดูแลให้มีการใช้น้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ผลิตได้ในประเทศอย่างคุ้มค่า

(1) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบ (Crude Oil) จากแหล่งในประเทศ

จากการที่ประเทศไทยมีปริมาณน้ำมันดิบในประเทศค่อนข้างจำกัดและมีสถานะเป็นผู้นำเข้าน้ำมันดิบ
ดังนั้น น้ำมันดิบในประเทศจึงเป็นทรัพยากรที่ต้องใช้อย่างคุ้มค่าที่สุด
โดยปัจจุบันประเทศไทยมีแหล่งน้ำมันดิบ 9 แหล่ง ได้แก่ สิริกิตติ์ (เพชร) กำแพงแสนและอู่ทอง
(บีพี) บึงหญ้าและบึงม่วง (นอร์ทเซ็นทรัล) วิเชียรบุรีและศรีเทพ (วิเชียรบุรี) ทานตะวัน
เบญจมาศ ปัตตานี Jasmine และ นางนวล โดย ปตท.
จะซื้อน้ำมันดิบในประเทศบางส่วนจากผู้ได้รับสัมปทานต่างๆ
และจำหน่ายน้ำมันดิบดังกล่าวให้กับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศโดยได้กำไรจากส่วนต่างราคา
(Margin) ซึ่งในปี 2549 ปตท. มีการจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศประมาณ 60,548
บาร์เรลต่อวัน

  (2) การจัดหาและการค้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ

ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้โรงกลั่นในประเทศที่ ปตท.ถือหุ้น
และรวมถึงการดำเนินการขนส่งให้บางส่วน โดยจัดหาให้บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด
(มหาชน) (โรงกลั่นระยอง) และ บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (โรงกลั่นสตาร์)
ในปริมาณที่ใกล้เคียงกับสัดส่วนที่ ปตท. ถือหุ้น (เฉลี่ยประมาณร้อยละ 68) และจัดหาให้บริษัท
ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (โรงกลั่นไทยออยล์) คิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 50 ทั้งนี้ ปตท.
อาจสามารถขายได้มากกว่าสัดส่วนการถือหุ้น ขึ้นกับราคาที่ ปตท.ขาย นอกจากนั้น ยังจัดหาให้บริษัท
บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (โรงกลั่นบางจาก) ด้วย อย่างไรก็ตาม ปตท.
ยังอาจขายน้ำมันดิบและขนส่งให้กับโรงกลั่นอื่นที่ ปตท. มิได้ถือหุ้น
ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับผลกำไรและเงื่อนไขทางการค้า

สำหรับปี 2549 ปตท. เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้แก่โรงกลั่นน้ำมันทั้ง 4 แห่ง ที่ ปตท.
ถือหุ้นอยู่คิดเป็นปริมาณทั้งสิ้นเฉลี่ยประมาณร้อยละ 60
ของปริมาณความต้องการน้ำมันดิบเพื่อการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 4 แห่ง อีกทั้ง
ปตท.ยังทำหน้าที่เป็น Marketing Arm ให้กับ บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด
(มหาชน) (ปตท.สผ.) สำหรับน้ำมันดิบในต่างประเทศที่ ปตท.สผ.เข้าร่วมลงทุน

สำหรับราคาขายให้โรงกลั่นในประเทศจะเป็นราคาต้นทุนที่ ปตท. จัดหามาบวกกำไร (Margin)
ซึ่งจะเป็นไปตามกลไกตลาด

  (3) การจัดหาและการค้าคอนเดนเสท

ปตท.เป็นผู้จัดหาและขนส่งรายเดียวที่จัดหาคอนเดนเสทให้โรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นภายในประเทศ
โดยมีบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) (บริษัทอะโรเมติกส์)
ซึ่งเป็นบริษัทร่วมของ ปตท.ที่ประกอบธุรกิจปิโตรเคมีขั้นต้น
ใช้คอนเดนเสทเป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิต โดย
ปตท.เป็นผู้รับซื้อคอนเดนเสทจากผู้ได้รับสัมปทานในประเทศ ซึ่งส่วนใหญ่มาจากแหล่งเชฟรอน
(ยูโนแคลเดิม) ไพลิน และบงกช
และขายคอนเดนเสทที่ราคาตลาดโดยอิงกับราคาต้นทุนบวกอัตราส่วนกำไร อย่างไรก็ตาม
หากปริมาณคอนเดนเสทที่บริษัทอะโรเมติกส์ ต้องการมีปริมาณลดลง
ปริมาณคอนเดนเสทที่เหลือสามารถส่งออกขายต่างประเทศได้หรือขายให้แก่โรงกลั่นน้ำมันในประเทศ
โดยปัจจุบัน ปตท. ได้ขายคอนเดนเสทส่วนหนึ่งให้กับโรงกลั่นไทยออยล์

ปริมาณการจัดหาน้ำมันดิบและคอนเดนเสทของ ปตท.

หน่วย : ล้านบาร์เรล

+-------------------+------+-------+-------+-------+--------+-------+
|                   | ปี    |       | ปี     |       | ปี 2549 |       |
|                   | 2547 |       | 2548  |       |        |       |
+-------------------+------+-------+-------+-------+--------+-------+
|                   | ป    | ร้อยละ | ปริมาณ | ร้อยละ | ปริมาณ  | ร้อยละ |
|                   | ริมาณ |       |       |       |        |       |
+-------------------+------+-------+-------+-------+--------+-------+
| น้ำมันดิบในประเทศ    | 10.2 | 8.3   | 16.1  | 9.3   | 21.2   | 11.4  |
+-------------------+------+-------+-------+-------+--------+-------+
| คอนเดนเสทในประเทศ | 21.3 | 17.3  | 22.1  | 12.7  | 23.5   | 11.6  |
+-------------------+------+-------+-------+-------+--------+-------+
| นำเข้าน้ำมันดิบ       | 7.7  | 6.2   | 7.6   | 4.4   | 1.3    | 0.7   |
|                   |      |       |       |       |        |       |
| - ตะวันออกไกล      |      |       |       |       |        |       |
+-------------------+------+-------+-------+-------+--------+-------+
| - ตะวันออกกลางและ  | 80.2 | 65.0  | 117.7 | 67.7  | 128.8  | 66.5  |
| อื่นๆ               |      |       |       |       |        |       |
+-------------------+------+-------+-------+-------+--------+-------+
| การค้าน            | 4.0  | 3.2   | 10.3  | 5.9   | 18.9   | 9.8   |
| ้ำมันดิบระหว่างประเทศ |      |       |       |       |        |       |
+-------------------+------+-------+-------+-------+--------+-------+
| รวมทั้งสิ้น           | 1    | 100.0 | 173.8 | 100.0 | 193.7  | 100.0 |
|                   | 23.4 |       |       |       |        |       |
+-------------------+------+-------+-------+-------+--------+-------+

ที่มา : ปตท.

3.2.2.2.2 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์น้ำมันเชื้อเพลิง (Oil Refined Product)

ดำเนินการจัดหา นำเข้า ส่งออก และทำการค้าระหว่างประเทศสำหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
และผลิตภัณฑ์อื่นๆ ให้กับกลุ่มธุรกิจ บริษัท / โรงกลั่นในเครือ และลูกค้า ของ ปตท.
ตลอดจนการวิเคราะห์หาโอกาสในการทำการค้า การแลกเปลี่ยน (Physical Swap)
น้ำมันเชื้อเพลิงทุกชนิดและก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทั้งนี้ ปตท.
จัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจากโรงกลั่นในประเทศ ทั้งในส่วนที่ ปตท. ถือหุ้นอยู่ ได้แก่ โรงกลั่นไทยออยล์
โรงกลั่นระยอง โรงกลั่นสตาร์ และโรงกลั่น IRPC
โดยการเจรจาขอซื้อตรงจากโรงกลั่นหรือการเข้าประมูลซื้อ และในส่วนที่ ปตท. ไม่ได้ถือหุ้น
ได้แก่โรงกลั่นเอสโซ่และบริษัท Rayong Purifier เพื่อนำไปส่งออกในตลาด
รวมถึงการทำธุรกรรมอื่นๆ เช่น การทำ Location Swap และการทำ blending เป็นต้น
นอกจากนี้ดำเนินการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL)
จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

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

ในปี 2549 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงรวมทั้งสิ้น 4,690 ล้านลิตร

3.2.2.2.3 ธุรกิจการค้าผลิตภัณท์ปิโตรเคมี (Petrochemical Product)

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

ปตท. เป็นผู้ทำการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์หลักของบริษัทอะโรเมติกส์ ได้แก่ เบนซีน โทลูอีน มิกส์ไซลีน
ออโทไซลีน และพาราไซลีน โดย ปตท. เป็นผู้รับซื้อผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดของบริษัทอะโรเมติกส์
และให้บริษัทอะโรเมติกส์เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้แก่ลูกค้า ดังนั้น ปตท.
จึงเปรียบเสมือนคนกลางในการซื้อขาย ซึ่งมีกำไรจากการดำเนินงาน
ขึ้นกับประเภทของผลิตภัณฑ์และผู้ซื้อ

ปี 2549 ปตท. ทำการค้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี รวมทั้งสิ้นประมาณ 2,892 ล้านลิตร

3.2.2.3 สายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน 

ปตท. มีสายงานสนับสนุนการดำเนินธุรกิจน้ำมัน ดังต่อไปนี้

3.2.2.3.1 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน

3.2.2.3.2 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ

3.2.2.3.1 การบริหารความเสี่ยงจากการค้าน้ำมัน (Marketing Analysis and Risk Management) 

ปตท. จัดตั้งหน่วยงานบริหารความเสี่ยง
เพื่อรับผิดชอบการวิเคราะห์และบริหารความเสี่ยงราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในการซื้อขายน้ำมันดิบ
ผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
ทั้งในประเทศและการค้าระหว่างประเทศให้กับ ปตท. รวมทั้งบริษัทในเครือฯ
โดยทำการซื้อขายตราสารอนุพันธ์ในตลาดการค้าอนุพันธ์
เพื่อป้องกันความเสี่ยงจากการผันผวนของราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมด้วยวิธีการทำ Paper Swap
หรือ Option เพื่อ Lock กำไรคงที่แน่นอน เพื่อประโยชน์สูงสุดของ ปตท.

นอกจากนี้
หน่วยงานบริหารความเสี่ยงยังเป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางข้อมูลปิโตรเลียมในตลาดโลกของ
ปตท. โดยศึกษา วิเคราะห์แนวโน้มราคา สถานการณ์ตลาดน้ำมันทั่วโลก ทั้งปัจจัยพื้นฐาน
ปัจจัยทางความรู้สึก และปัจจัยทางเทคนิค
สนับสนุนหน่วยงานซื้อขายน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง
รวมทั้งหน่วยงานขายตลาดในประเทศเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและประโยชน์สูงสุดในการดำเนินธุรกิจของ
ปตท.

3.2.2.3.2 การจัดหาการขนส่งทางเรือระหว่างประเทศ (International Marine Transportation)

ปตท. จัดตั้งหน่วยจัดหาการขนส่งต่างประเทศ
เป็นหน่วยเสริมและสนับสนุนการดำเนินธุรกิจการค้าสากล และการนำเข้าส่งออกน้ำมันดิบ
น้ำมันเชื้อเพลิง ผลิตภัณฑ์พิเศษ และผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี โดยการจัดหาเรือให้หน่วยงานภายใน
และบริษัทร่วมทุน เพื่อเป็นการเพิ่มศักยภาพในการแข่งขันและการดำเนินธุรกิจแบบครบวงจร

3.2.2.4 โครงสร้างรายได้ของการค้าสากล (Trading) 

  ปี 2549 มีมูลค่าการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ รวมมูลค่าทั้งสิ้น 567,240 ล้านบาท
  ดังรายละเอียดตามตารางต่อไปนี้

+------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| ผลิตภัณฑ์     | ปี 2547 |        | ปี 2548 |        | ปี 2549 |        |
+------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
|            | ม      | ม      | ม      | ปร     | ม      | ปร     |
|            | ูลค่าการ | ูลค่าการ | ูลค่าการ | ิมาณการ | ูลค่าการ | ิมาณการ |
|            | จำหน่าย | จำหน่าย | จำหน่าย | จำหน่าย | จำหน่าย | จำหน่าย |
|            |        |        |        |        |        |        |
|            | (ล     | (ล     | (ล     | (ล     | (ล     | (ล     |
|            | ้านบาท) | ้านบาท) | ้านลิตร) | ้านลิตร) | ้านบาท) | ้านลิตร) |
+------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| การค้าสากล  |        |        |        |        |        |        |
+------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| - น้ำมันดิบ   | 1      | 16,211 | 3      | 23,105 | 3      | 24,573 |
|            | 50,593 |        | 06,046 |        | 70,745 |        |
+------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| -          | 35,896 | 3,564  | 49,142 | 3,578  | 67,761 | 4,335  |
| คอนเดนเสท  |        |        |        |        |        |        |
+------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| -          | 44,966 | 4,046  | 47,642 | 3,061  | 73,654 | 4,341  |
| น          |        |        |        |        |        |        |
| ้ำมันเชื้อเพลิง |        |        |        |        |        |        |
| ^(/1)      |        |        |        |        |        |        |
+------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| -          | 41,177 | 1,871  | 52,721 | 2,115  | 55,080 | 2,025  |
| ผลิต        |        |        |        |        |        |        |
| ภัณฑ์ปิโตรเคมี |        |        |        |        |        |        |
+------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| รว         | 2      | 25,692 | 4      | 31,859 | 5      | 35,274 |
| มการค้าสากล | 72,632 |        | 55,551 |        | 67,240 |        |
| ^(/2)      |        |        |        |        |        |        |
+------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+

ตารางแสดงปริมาณและมูลค่าของการค้าสากลแยกตามผลิตภัณฑ์

  ที่มา: ปตท.

  ^(/1) รวมแนฟทาและก๊าซโซลีนธรรมชาติ

  ^(/2) ไม่รวมการขายระหว่างกลุ่มธุรกิจและการจ้างกลั่นกับโรงกลั่นไทยออยล์

3.2.3 การลงทุนและการร่วมทุนของธุรกิจน้ำมัน

นอกเหนือจากสายงานภายใน ปตท. ที่ทำหน้าที่สนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักแล้ว ปตท.
ยังมีการลงทุนในบริษัทร่วมทุนที่ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับน้ำมันทั้งในและต่างประเทศอีกจำนวน 16 บริษัท
โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อส่งเสริมให้ ปตท.
สามารถดำเนินธุรกิจน้ำมันอย่างครบวงจร และสามารถให้บริการลูกค้าได้ดีที่สุด

สายงานการบริหารธุรกิจในเครือมีหน้าที่ดูแลบริษัทร่วมทุนที่อยู่ในกลุ่มธุรกิจน้ำมันให้บริหารงานอย่างมีประสิทธิภาพ
เอื้อประโยชน์ต่อธุรกิจในกลุ่มน้ำมันและธุรกิจอื่นๆ ของ ปตท.
โดยจะมุ่งเน้นการปรับโครงสร้างทางธุรกิจและบริหารการลงทุนเชิงพาณิชย์3.3
ธุรกิจปิโตรเคมีและการกลั่น

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

+---------------------------------+------------------------------------+
| ธุรกิจปิโตรเคมี                     | ธุรกิจการกลั่น                         |
+---------------------------------+------------------------------------+
| 1. บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด        | 1. บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)       |
| (มหาชน)                         |                                    |
| 2. บริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย)   | 2. บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด       |
| จำกัด (มหาชน)                    | (มหาชน)                            |
|                                 |                                    |
| 3. บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง    | 3. บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด  |
| จำกัด                            |                                    |
|                                 | 4. บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด        |
| 4. บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด           | (มหาชน)                            |
|                                 |                                    |
| 5. บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน)    |                                    |
|                                 |                                    |
| 6. บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด    |                                    |
|                                 |                                    |
| 7. บริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด   |                                    |
|                                 |                                    |
| 8. บริษัท พีทีที โพลีเมอร์โลจิสติกส์ จำกัด |                                    |
+---------------------------------+------------------------------------+

3.3.1 ธุรกิจปิโตรเคมี 

3.3.1.1 บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH)

บริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH)
เป็นบริษัทที่เกิดขึ้นจากการควบบริษัทตามพระราชบัญญัติบริษัทมหาชน จำกัดพ.ศ. 2535
ระหว่างบริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน)
ซึ่งจดทะเบียนควบบริษัทในวันที่ 7 ธันวาคม 2548 เพื่อบรรลุวัตถุประสงค์ตามแนวนโยบายของ
ปตท. ที่จะให้ PTTCH เป็นแกนนำในธุรกิจปิโตรเคมีสายโอเลฟินส์ที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติ
(Gas-based value chain)
และเป็นผู้ดำเนินการธุรกิจปิโตรเคมีต่อเนื่องโดยมุ่งเน้นสายเอทิลีนเป็นหลัก
ซึ่งจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตและลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานในระยะยาว
ลดความเสี่ยงในการดำเนินธุรกิจ และมีฐานะทางการเงินที่เข้มแข็งขึ้น โดย PTTCH
ได้รับมาซึ่งทรัพย์สิน หนี้สิน สิทธิ หน้าที่
และความรับผิดชอบทั้งหมดของทั้งสองบริษัทดังกล่าวโดยผลของกฎหมาย

PTTCH เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ผลิตภัณฑ์ต่อเนื่องและบริการเสริมต่างๆ
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 55.19 โดยมีผู้ถือหุ้นใหญ่รายอื่นคือ บริษัท
ปูนซิเมนต์ไทย จำกัด (มหาชน) บริษัท เอชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด และ OMAN OIL COMPANY
S.A.O.C.

โรงงานของ PTTCH ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง โดยมีโรงงานแยกเป็น
2 โรงงาน ซึ่งได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2533 และ ปี 2538 ตามลำดับ
ปัจจุบันมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์หลักโอเลฟินส์รวม 1,523,000 ตันต่อปี จำแนกเป็น เอทิลีน
1,146,000 ตันต่อปี และโพรพิลีน 377,000 ตันต่อปี และมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์ต่อเนื่อง
เม็ดพลาสติกโพลีเอทิลีนชนิดหนาแน่นสูง (HDPE) 250,000 ตันต่อปี สำหรับผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่นๆ
ได้แก่ ไพโรไลซิส
ก๊าซโซลีน มิกซ์ซี 4 แครกเกอร์บอททอม (Cracker Bottom) เทลก๊าซ (Tailgas)
และไฮโดรเจน นอกจากนั้นยังผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ไอน้ำ และน้ำปรับสภาพ
รวมถึงธุรกิจให้บริการท่าเทียบเรือและขนถ่ายเคมีภัณฑ์ โดยมีท่าเทียบเรือ 2 ท่า

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบที่ใช้ในการผลิตโอเลฟินส์ได้แก่ ก๊าซอีเทน ก๊าซโพรเพน แอลพีจี เอ็นจีแอล แนฟทาชนิดเบา
และราฟฟิเนท ทั้งนี้วัตถุดิบส่วนใหญ่จะจัดหาจากแหล่งในประเทศ โดย
ปตท.เป็นผู้จัดหาวัตถุดิบก๊าซจากโรงแยกก๊าซของ ปตท. ภายใต้สัญญาซื้อขายวัตถุดิบระยะยาว
ในส่วนของแนฟทาชนิดเบาและราฟฟิเนท
เป็นผลิตภัณฑ์จากโรงกลั่นน้ำมันและผลิตภัณฑ์พลอยได้จากโรงงานอะโรเมติกส์ซึ่งจัดหาจากภายในประเทศภายใต้สัญญาระยะยาวเช่นกัน

(2) การจัดจำหน่าย

PTTCH มีสัญญาซื้อขายโอเลฟินส์ระยะยาวกับกลุ่มโรงงานผลิตปิโตรเคมีขั้นต่อเนื่อง ซึ่งส่วนใหญ่
เป็นผู้ถือหุ้นหรือเป็นบริษัทร่วมของผู้ถือหุ้นของบริษัท ทั้งนี้ PTTCH ได้สวมสิทธิมาจากสัญญาเดิมของ
บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) และ บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน)

สำหรับผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก HDPE PTTCH ได้ทำสัญญากับตัวแทนจำหน่ายในประเทศ (Domestic
Agent) และทำสัญญากับคู่ค้าสากล (International Trader) เพื่อจำหน่ายเม็ดพลาสติก HDPE
ภายใต้เครื่องหมายทางการค้า “NPCX” โดย PTTCH ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ทั้งหมดผ่านบริษัท
พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด ซึ่ง เป็นบริษัทที่เกิดจากการร่วมทุนระหว่าง PTTCH และ ปตท.
ซึ่งจัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินธุรกิจทางการตลาดทั้งในและต่างประเทศของผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ที่ผลิตโดยบริษัทในกลุ่ม
ปตท.

(3) การบริหาร

คณะกรรมการของ PTTCH ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน
8 คน รวมประธานกรรมการ นอกจากนี้ ปตท.ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ PTTCH ซึ่งรวมถึงตำแหน่งกรรมการผู้จัดการใหญ่ด้วย

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ PTTCH ในช่วงปี 2547 – ปี 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| งบรวม                   | ปี 2547^(/1)  | ปี 2548^(/1)  | ปี 2549       |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| รายได้รวม                | 44,140       | 59,829       | 72,387       |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)     | (33,596)     | (46,668)     | (56,154)     |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| กำไร (ขาดทุน)            | (103)        | 70           | 1,073        |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน         |              |              |              |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ ^(/2)  | 10,174       | 12,925       | 17,306       |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| สินทรัพย์รวม               | 67,902       | 86,518       | 123,094      |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| หนี้สินรวม                 | 17,815       | 29,032       | 32,915       |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น             | 50,087       | 57,485       | 90,179       |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| อัตราการใช้กำลังการผลิต     |              |              |              |
| (ร้อยละ)                 |              |              |              |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| -   โอเลฟินส์             | 99           | 95           | 104          |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+
| -   HDPE                | 59           | 82           | 96           |
+-------------------------+--------------+--------------+--------------+

  /1 งบการเงินเสมือนรวมบริษัท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2547

  /2 กำไร(ขาดทุน)สุทธิหลังหักกำไรสุทธิส่วนที่เป็นของผู้ถือหุ้นส่วนน้อย
  (ปี 2547 = 268 ล้านบาท / ปี 2548 = 306 ล้านบาท / ปี 2549 = 361 ล้านบาท)

การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ 

a.  บริษัท ทีโอซีไกลคอล จำกัด : PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100 เพื่อดำเนินโครงการผลิตผลิตภัณฑ์
    Mono Ethylene Glycol (MEG) และสารEthylene Oxide (EO) จำนวน 300,000
    ตันต่อปี เงินลงทุนโครงการประมาณ 210 ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยใช้วัตถุดิบ เอทีลีน
    200,000 ตันต่อปี ได้ดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์แล้วตั้งแต่เดือนกรกฎาคม ปี 2549 โดยสาร
    EO ดังกล่าวนี้จะใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับโครงการ EO Derivatives ของบริษัท นอกจากนั้น
    บริษัทยังมีแผนการลงทุนเพื่อขยายกำลังการผลิต MEG เพิ่มขึ้น 95,000 ตันต่อปี
    เพื่อสนองความต้องการภายในประเทศที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยประมาณการเงินลงทุน 58
    ล้านเหรียญสหรัฐ ซึ่งคาดว่าจะเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 1 ปี 2551

-   การลงทุนในโครงการ EO Derivatives ซึ่งเป็นอุตสาหกรรมต่อเนื่องของบริษัท
    ทีโอซีไกลคอล จำกัด จำนวน 3 โครงการ ได้แก่ Ethoxylates, Ethanolamines และ
    Choline Chloride มีประมาณการเงินลงทุนรวม 2,550 ล้านบาท
    คาดว่าจะเริ่มผลิตในช่วงปลายปี 2549 - ต้นปี 2550
    ซึ่งโครงการดังกล่าวนี้จะช่วยสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับบริษัท

    -   บริษัท ไทยอีทอกซีเลท จำกัด เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง PTTCH กับบริษัท Cognis
        Thai Ltd. ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ Cognis Deutschland GmbH & Co.KG โดย
        PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 50 และมีทุนจดทะเบียน 420 ล้านบาท เพื่อผลิต Ethoxylates
        50,000 ตันต่อปี ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิตแชมพู น้ำยาล้างจาน น้ำยาซักแห้งต่างๆ
        โดยมีความต้องการ EO ประมาณ 18,000 – 20,000 ตันต่อปี
        ทั้งนี้ได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2549

    -   บริษัท ไทยโคลีนคลอไรด์ จำกัด โดย PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100
        เพื่อดำเนินโครงการผลิตสาร Choline Chloride มีกำลังการผลิต 20,000 ตันต่อปี
        ซึ่งเป็นสารอาหารที่จำเป็นใช้ผสมกับอาหารเลี้ยงสัตว์ปีกและสุกร โดยความต้องการ EO
        ประมาณ 7,000 ตันต่อปี และคาดว่าจะเปิดดำเนินการได้ในไตรมาส 1 ปี 2552

    -   บริษัท ไทยเอทานอลเอมีน จำกัด โดย PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100
        เพื่อดำเนินโครงการผลิตสาร Ethanolamines มีกำลังการผลิต 50,000 ตันต่อปี
        ใช้เป็นส่วนผสมในการผลิตครีมนวดผม น้ำยาปรับผ้านุ่ม เครื่องสำอางค์
        และอุตสาหกรรมยา โดยมีความต้องการ EO ประมาณ 40,000 ตันต่อปี
        และคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 1 ปี 2551

-   บริษัท ไทยโอลีโอเคมี จำกัด : เพื่อดำเนินโครงการ Methyl Ester / Fatty Alcohol
    PTTCH ถือหุ้นร้อยละ 100 ทั้งนี้ Fatty Alcohol เป็นวัตถุดิบสำคัญอีกตัวหนึ่งของโครงการ
    Ethoxylates นอกเหนือไปจาก Ethylene Oxide และยังคงต้องมีการนำเข้าอยู่
    จึงเป็นการทำ Backward integration โครงการฯ ผลิตผลิตภัณฑ์หลัก 2 ชนิดคือ Methyl
    Ester เป็นสารเพิ่มประสิทธิภาพในน้ำมันดีเซล และ Fatty Alcohol
    เป็นสารตั้งต้นสำหรับอุตสาหกรรม Oleochemicals ใช้ผลิตผลิตภัณฑ์เพื่อสุขอนามัยส่วนบุคคล
    เงินลงทุนรวม 119 ล้านเหรียญสหรัฐ มีกำลังการผลิต 200,000 ตันต่อปี
    และคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2550 โดยเมื่อวันที่
    3 มิถุนายน 2548 บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) ได้ร่วมกับ ปตท.
    ลงนามในบันทึกความเข้าใจ ในการซื้อขายสาร Methyl Ester ในปริมาณ 80,000 ตันต่อปี
    ทั้งนี้ ปตท. จะนำสาร Methyl Ester ไปผสมกับน้ำมันดีเซลเพื่อผลิตไบโอดีเซล (Bio
    Diesel) คุณภาพสูงเป็นรายแรกของประเทศไทย
    เพื่อจำหน่ายผ่านเครือข่ายน้ำมันดีเซลทั่วประเทศของ ปตท. เมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2548
    คณะกรรมการบริษัทฯ มีมติอนุมัติให้เพิ่มเงินลงทุนของโครงการ จากเดิม 119
    ล้านเหรียญสหรัฐ เป็น 165 ล้านเหรียญสหรัฐ และเพิ่มกำลังการผลิตจากเดิม 200,000
    ตันต่อปี เป็น 331,000 ตันต่อปี เพื่อตอบสนองความต้องการของตลาดที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น
    รวมถึงจะทำให้ได้อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่สูงขึ้น และเงินลงทุนต่อหน่วยลดลง

-   บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด : PTTCH ได้ร่วมลงทุนกับ ปตท. โดยมีอัตราส่วนการลงทุน
    50 : 50 จัดตั้งขึ้นเพื่อดำเนินโครงการอีเทนแครกเกอร์ ขนาดกำลังการผลิตเอทิลีน
    1,000,000 ตันต่อปีและโรงผลิตเม็ดพลาสติกโพลิเอทิลีนความหนาแน่นต่ำ (Low Density
    Polyethylene - LDPE) ขนาดกำลังการผลิต 300,000 ตันต่อปี
    และโรงผลิตเม็ดพลาสติกโพลิเอทิลีนความหนาแน่นต่ำเชิงเส้น (Linear Low Density
    Polyethylene - LLDPE) ขนาด 400,000 ตันต่อปี
    คิดเป็นมูลค่าเงินลงทุนทั้งโครงการประมาณ 1,300 ล้านเหรียญสหรัฐ
    โดยคาดว่าจะสามารถดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2552

เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2549 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท.
จำหน่ายหุ้นสามัญของบริษัท พีทีที โพลิเอทิลีน ที่ ปตท. ถืออยู่ทั้งหมดให้แก่ PTTCH
คิดเป็นมูลค่าประมาณ 1,750 ล้านบาท
ตามนโยบายการปรับโครงสร้างธุรกิจปิโตรเคมีสายโอเลฟินส์
เมื่อการจำหน่ายหุ้นดังกล่าวแล้วเสร็จจะมีผลทำให้ บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน
มีสถานะเป็นบริษัทย่อยของ PTTCH ซึ่งจะเป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมดในบริษัทฯ

-   การลงทุนในโครงการผลิตและจำหน่ายสาร Ethylene Vinyl Acetate (EVA)
    ขนาดกำลังการผลิต 100,000 ตันต่อปี
    โดยโครงการจะใช้เอทิลีนจากโครงการอีเทนแครกเกอร์ของบริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน
    เป็นวัตถุดิบ เงินลงทุนทั้งโครงการ 118 ล้านเหรียญสหรัฐ
    คาดว่าจะเริ่มผลิตในเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 4 ปี 2552

-   โครงการ HDPE ที่ อิหร่าน : PTTCH ร่วมกับ บริษัท Itochu Corporation บริษัท
    เคมีภัณฑ์ซีเมนต์ไทย จำกัด และ National Petrochemical Company
    แห่งประเทศอิหร่าน (NPC Iran). ร่วมลงทุนในสัดส่วน ร้อยละ 10, 12, 38 และ 40
    ตามลำดับ เพื่อร่วมทุนในโครงการ HDPE ขนาดกำลังการผลิต 300,000 ตันต่อปี
    ที่ประเทศอิหร่าน วงเงินลงทุนของ PTTCH คิดเป็นจำนวน 22.5 ล้านเหรียญสหรัฐ
    โดยคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการผลิตได้ในปี 2551

-   โครงการขยายกำลังการผลิตโรงโอเลฟินส์ 1 (Plant I Debottleneck) :
    เพื่อขยายกำลังการผลิตเอทิลีนและ
    โพรพิลีนเพิ่มขึ้น 130,000 ตันต่อปี และ 120,000 ตันต่อปี ตามลำดับ ใช้เงินลงทุนประมาณ
    140 ล้านเหรียญสหรัฐ กำหนดการก่อสร้างโรงงานจะแล้วเสร็จเริ่มผลิตได้ในไตรมาส 1 ปี
    2550
    โดยปัจจุบันบริษัทได้ดำเนินการโครงการเพิ่มขยายกำลังการผลิตดังกล่าวล่วงหน้าบางส่วนทำให้มีกำลังการผลิตโพรพิลีนในครึ่งปีหลังของปี
    2548 เพิ่มขึ้น 60,000 ตันต่อปี

-   โครงการขยายกำลังการผลิตโรงโอเลฟินส์ 2 (Plant II Debottleneck) :
    เพื่อขยายกำลังการผลิตเอทิลีนและโพรพิลีนเพิ่มขึ้น 100,000 ตันต่อปี และ 50,000 ตันต่อปี
    ตามลำดับ ใช้เงินลงทุนประมาณ 75 ล้านเหรียญสหรัฐ
    กำหนดการก่อสร้างโรงงานจะแล้วเสร็จเริ่มผลิตได้ในไตรมาส 2 ปี 2551 ทั้งนี้
    ผลิตภัณฑ์เอทีลีนที่เพิ่มขึ้นจะจำหน่ายให้กับ บริษัท ทีโอซีไกลคอล
    เพื่อเป็นวัตถุดิบในโครงการต่อเนื่อง
    ส่วนผลิตภัณฑ์โพรพิลีนจะจำหน่ายให้กับลูกค้าภายในประเทศเป็นส่วนใหญ่
    เนื่องจากความต้องการภายในประเทศและภูมิภาคเอเชียอยู่ในระดับสูงในขณะที่กำลังการผลิตมีอยู่อย่างจำกัด

-   การเข้าลงทุนในบริษัท วีนิไทย จำกัด (มหาชน) : เพื่อกระจายความเสี่ยงไปในธุรกิจพีวีซี
    (PVC) ซึ่งเป็นธุรกิจที่มีแนวโน้มขยายตัวต่อเนื่อง มีวงจรราคาในทิศทางขาขึ้น
    และมีวงจรราคาแตกต่างไปจากผลิตภัณฑ์อื่นๆ ที่บริษัทดำเนินการอยู่ นอกจากนั้นบริษัท วีนิไทย
    ยังมีแผนการขยายกำลังการผลิต VCM ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิต PVC ขึ้นอีก 200,000
    ตันต่อปี รวมเป็น 400,000 ตันต่อปี ซึ่งจะทำให้ความสามารถในการแข่งขันของบริษัท
    วีนิไทยดีขึ้น และช่วยรองรับเอทิลีนจากการขยายกำลังการผลิตของ PTTCH อีกด้วย
    การที่จะเข้าไปร่วมถือหุ้นใน บริษัท วีนิไทย จึงก่อให้เกิด Synergy
    และเป็นวิธีที่เร็วที่สุดในการขยายธุรกิจสู่อุตสาหกรรม PVC โดยบริษัทฯถือหุ้นสามัญในบริษัท
    วีนิไทยคิดเป็นสัดส่วน 24.98 %

-   บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด : PTTCH ได้ร่วมทุน กับ ปตท. และบริษัท อะโรเมติกส์ จำกัด
    (มหาชน) ในสัดส่วน 30 : 40 : 30 ตามลำดับ (ณ ธันวาคม 2549) จัดตั้งบริษัท พีทีที
    ฟีนอล เพื่อผลิตสารฟีนอล (Phenol) ขนาดกำลังผลิต 200,000 ตันต่อปี
    ซึ่งเป็นวัตถุดิบของโรงงานผลิตโพลีคาร์บอเนต ที่ใช้เป็นพลาสติกวิศวกรรม เช่น แผ่นซีดี
    ชิ้นส่วนรถยนต์ และคอมพิวเตอร์ เงินลงทุนในส่วนของ PTTCH 42.5 ล้านเหรียญสหรัฐ
    คาดว่าโรงงานจะแล้วเสร็จและเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 3 ปี 2551

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด : เป็นบริษัทฯ ร่วมทุนระหว่าง ปตท. PTTCH และ ATC
    ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 40 : 20 ตามลำดับ
    เพื่อลงทุนก่อสร้างโรงงานผลิตสาธารณูปโภคได้แก่ ไฟฟ้า ไอน้ำ และน้ำ
    เพื่อใช้ในกระบวนการผลิตของโรงงานในกลุ่ม ปตท. เป็นหลัก โดยแบ่งออกเป็น 2 โครงการ
    คือ Central Utility Plant 1 (CUP1) เริ่มดำเนินการระยะที่ 1 และ 2 ในไตรมาส
    2 ปี 2549 และระยะที่ 3 ในไตรมาสที่ 3 ปี 2550 และ Central Utility Plant 2
    (CUP2) เริ่มดำเนินการในไตรมาส 3 ปี 2550

-   บริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด : PTTCH ได้ร่วมทุน กับ ปตท. และ บริษัท
    บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด (มหาชน) (BPE) จัดตั้งบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง
    เพื่อดำเนินธุรกิจด้านการตลาดเกี่ยวกับผลิตภัณฑ์โพลิเมอร์ทั้งในและต่างประเทศ
    เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2548 ต่อมาเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549
    ปตท.ได้ซื้อหุ้นสามัญของบริษัท พีทีที โพลิเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด จาก BPE ทั้งหมด ทำให้
    ปตท.และ PTTCH ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 75 และ 25 ตามลำดับ

-   บริษัท เอ็นพีทีซี เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริง เซอร์วิสเซส จำกัด : PTTCH และ
    บริษัท โตโย-ไทย คอร์ปอเรชั่น จำกัด ได้ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 60 : 40
    จัดตั้งบริษัทเพื่อดำเนินธุรกิจบริการงานบำรุงรักษา งานออกแบบและวิศวกรรม
    ให้กับบริษัทในกลุ่มปิโตรเลียมและปิโตรเคมีภายในนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุดและกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นๆ
    ในประเทศและภูมิภาคเอเซีย

-   บริษัท เอ็นพีซี เซฟตี้ แอนด์ เอ็นไวรอนเมนทอล เซอร์วิส จำกัด : PTTCH ถือหุ้นร้อยละ
    100 เพื่อดำเนินธุรกิจงานบริการด้านเทคโนโลยีการป้องกันอัคคีภัยแก่ลูกค้าในกลุ่มบริษัท ปตท.
    และลูกค้าทั่วไป เช่น หน่วยงานราชการและเอกชนต่างๆ
    เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการป้องกันแลระงับเหตุฉุกเฉิน
    และยังเป็นศูนย์กลางในการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมของกลุ่มบริษัทที่ได้ระดับมาตรฐานสากล

-   โครงการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าชุดที่ 6 Gas Turbine Generator: ขนาดกำลังการผลิต
    35 เมกกะวัตต์ และ Waste Heat Boiler ขนาดกำลังการผลิตไอน้ำ 70 ตันต่อชั่วโมง
    โดยแหล่งพลังงานที่ใช้จะเป็นก๊าซเชื้อเพลิงทางท่อจาก ปตท. เงินลงทุนโครงการประมาณ
    1,525 ล้านบาท โดยเริ่มดำเนินการผลิตไฟฟ้าตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2549 โครงการฯ
    จะเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยลง
    และลดความเสี่ยงจากการสูญเสียโอกาสในการจำหน่ายไฟฟ้าแก่ลูกค้าอย่างเต็มที่ในกรณีที่จะต้องหยุดซ่อมบำรุงตามแผนงาน

-   บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน (BPE) จำกัด(มหาชน) : PTTCH ร่วมทุนกับ ปตท.
    ในสัดส่วนร้อยละ 50 : 50
    เพื่อประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายเม็ดพลาสติกโพลีเอททีลีนชนิดความหนาแน่นสูง
    (High Density Polyethylene : HDPE) ปัจจุบันมีกำลังการผลิต 250,000 ตันต่อปี
    โรงงานตั้งอยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง

เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2549 คณะกรรมการ ปตท. มีมติอนุมัติให้ขายหุ้นในส่วนของ ปตท. จำนวน
85 ล้านหุ้นให้กับ PTTCH คิดเป็นมูลค่าประมาณ 2,000 ล้านบาท
ตามนโยบายการปรับโครงสร้างธุรกิจปิโตรเคมีสายโอเลฟินส์ ซึ่งจะทำให้ BPE
เปลี่ยนสถานะเป็นบริษัทย่อยของ PTTCH ซึ่งจะเป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมด

-   บริษัท พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด (PTT ICT) : เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.
    ปตท.สผ. PTTCH ATC และ TOP ในสัดส่วนร้อยละ 20 เท่ากันทุกบริษัท
    เพื่อให้บริการด้านเทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสารแก่บริษัทในกลุ่ม ปตท. โดยกลุ่ม ปตท.
    จะได้รับผลประโยชน์ด้านการบริหารจัดการสินทรัพย์ การบริการและการสร้างศักยภาพทางด้าน
    ICT และเพิ่มประสิทธิภาพการลงทุนด้าน ICT รวมถึงเป็นพื้นฐานในการสนับสนุน Synergy
    ด้านอื่นๆ ร่วมกันภายในกลุ่ม ปตท.โดยเริ่มดำเนินการในวันที่ 1 กรกฎาคม 2549

(6) การออกหุ้นสามัญเพิ่มทุนจดทะเบียน 

เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2549 PTTCH ได้ดำเนินการเพิ่มทุนจำนวน 358,974,300 หุ้น
ในราคาหุ้นละ 78 บาท ส่งผลให้ PTTCH มีทุนจดทะเบียนจากเดิม 11,311,410,000 บาท
(หุ้นสามัญจำนวน 1,131,141,000 หุ้น) เป็น 14,901,153,000 บาท (หุ้นสามัญจำนวน
1,490,115,300 หุ้น)

3.3.1.2 บริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) (ATC)

ATC เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ประกอบธุรกิจหลักในการผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์ ปิโตรเคมีสายอะโรเมติกส์ โดย ณ วันที่ 31
ธันวาคม 2549 ปตท. ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.82

โรงงานอะโรเมติกส์ของบริษัทตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
ได้เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2540 ปัจจุบันมีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์หลัก
คือ พาราไซลีน 530,000 ตันต่อปี เบนซีน 330,000 ตันต่อปี ออร์โธไซลีน 64,000 ตันต่อปี
มิกซ์ไซลีนส์ 60,000 ตันต่อปี และไซโคลเฮกเซน 150,000 ตันต่อปี นอกจากนี้
ยังมีผลิตภัณฑ์พลอยได้ที่เป็นสารปิโตรเลียม คือ แนฟทาชนิดเบา แรฟฟิเนท ก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ก๊าซไฮโดรเจน คอนเดนเสท เรสิดิว และสารอะโรเมติกส์หนัก

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

วัตถุดิบหลักของ ATC คือคอนเดนเสท แนฟทาและไพโรไลซิสก๊าซโซลีน ปัจจุบัน
ปตท.ทำสัญญาซื้อขาย
คอนเดนเสทระยะยาวกับ ATC โดย ปตท.เป็นผู้จัดหาคอนเดนเสท ให้แก่ ATC
โดยอิงกับตะกร้าราคาน้ำมันดิบ (Basket of Crude Oil Prices)

(2) การจัดจำหน่าย

ผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดจำหน่ายผ่าน ปตท. ภายใต้สัญญาระยะยาว โดย ปตท.
เป็นผู้รับซื้อและจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์หลักทั้งหมดและให้ ATC เป็นผู้จัดส่งผลิตภัณฑ์โดยตรงให้กับลูกค้า
โดยสัญญาดังกล่าวเป็นสัญญาทั้งในลักษณะ Take-or-Pay และ Take-and-Pay โดย
ปตท.จะได้รับค่าดำเนินการในการทำตลาดให้กับ ATC

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ ATC ประกอบด้วย กรรมการทั้งหมด 15 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 6 คน
นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ ATC
ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการใหญ่

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ ATC ในช่วงปี 2547- ปี 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+-----------------------------+------------+------------+------------+
| งบรวม                       | ปี 2547     | ปี 2548     | ปี 2549     |
+-----------------------------+------------+------------+------------+
|   รายได้รวม                  | 52,403     | 62,863     | 75,037     |
+-----------------------------+------------+------------+------------+
|   ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)       | (42,088)   | (57,213)   | (69,384)   |
+-----------------------------+------------+------------+------------+
|   กำไร (ขาดทุน)              | 28^(/1)    | (407)^(/1) | 763^(/1)   |
|   จากอัตราแลกเปลี่ยน           |            |            |            |
+-----------------------------+------------+------------+------------+
|   กำไร (ขาดทุน) สุทธิ          | 10,342     | 5,243      | 6,416      |
+-----------------------------+------------+------------+------------+
|   สินทรัพย์รวม                 | 38,817     | 53,023     | 56,051     |
+-----------------------------+------------+------------+------------+
|   หนี้สินรวม                   | 21,355     | 33,914     | 33,166     |
+-----------------------------+------------+------------+------------+
|   ส่วนของผู้ถือหุ้น               | 17,462     | 19,110     | 22,885     |
+-----------------------------+------------+------------+------------+
|   อัตราการใช้กำลังการผลิต       | 95         | 95         | 97         |
|   (ร้อยละ)                   |            |            |            |
+-----------------------------+------------+------------+------------+

  ^(/1)
  รวมกำไร/ขาดทุนจากการปรับปรุงมูลค่าสัญญาแลกเปลี่ยนเงินตราให้เป็นมูลค่ายุติธรรมของสินทรัพย์และหนี้สิน

(5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

-   บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด : ATC ได้ร่วมทุน กับ ปตท. และ PTTCH ในสัดส่วน 30 : 40 :
    30 ตามลำดับ
    (ณ ธันวาคม 2549) เพื่อลงทุนใน บริษัท พีทีที ฟีนอล เพื่อผลิตสารฟีนอล (Phenol)
    ขนาดกำลังผลิต 200,000 ตันต่อปี ซึ่งเป็นวัตถุดิบของโรรงานผลิตโพลีคาร์บอเนต
    ที่ใช้เป็นพลาสติกวิศวกรรม เช่น แผ่นซีดี ชิ้นส่วนรถยนต์ และคอมพิวเตอร์
    เงินลงทุนในส่วนของ ATC 42.5 ล้านเหรียญสหรัฐ
    คาดว่าโรงงานจะแล้วเสร็จและเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาส 3 ปี 2551

-   บริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด : เป็นบริษัทฯ ร่วมทุนระหว่าง ปตท. PTTCH และ ATC
    ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 40 : 20 ตามลำดับ
    เพื่อลงทุนก่อสร้างโรงงานผลิตสาธารณูปโภคได้แก่ ไฟฟ้า ไอน้ำ และน้ำ
    เพื่อใช้ในกระบวนการผลิตของโรงงานในกลุ่ม ปตท. เป็นหลัก โดยแบ่งออกเป็น 2 โครงการ
    คือ Central Utility Plant 1 (CUP1) เริ่มดำเนินการระยะที่ 1 และ 2 ในไตรมาส
    2 ปี 2549 และระยะที่ 3 ในไตรมาสที่ 3 ปี 2550 และ Central Utility Plant 2
    (CUP2) เริ่มดำเนินการในไตรมาส 3 ปี 2550

-   โครงการอะโรเมติกส์ 2 : ในการประชุมวิสามัญผู้ถือหุ้น ATC ครั้งที่ 1/2548 เมื่อวันที่ 26
    กันยายน 2548
    ได้อนุมัติการปรับเปลี่ยนรายละเอียดขอบเขตของงานโครงการก่อสร้างโรงงานอะโรเมติกส์หน่วยที่
    2 และอนุมัติวงเงินงบประมาณสำหรับการก่อสร้างงานด้านวิศวกรรม จัดหาเครื่องจักร
    และก่อสร้างโรงงาน (Engineering Procurement and Construction หรือ EPC)
    สำหรับโครงการดังกล่าวที่เพิ่มขึ้นจากที่ได้อนุมัติไปแล้วเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2548 จำนวน
    597 ล้านเหรียญสหรัฐ เป็นจำนวน 653.53 ล้านเหรียญสหรัฐ ซึ่งเพิ่มขึ้น 56.53
    ล้านเหรียญสหรัฐ หรือประมาณร้อยละ 9.5
    เป็นผลมาจากมีโครงการลงทุนในภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นอย่างมากในประเทศแถบตะวันออกกลางรวมทั้งราคาวัสดุที่ใช้ในการก่อสร้างโครงการฯ
    ได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง

เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2549 ได้มีการลงนามข้อตกลงในหลักการ (Heads of Agreement)
ระหว่าง ATC และบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (RRC)
ในการร่วมลงทุนในโครงการอะโรเมิตกส์ 2
เพื่อเป็นการประสานประโยชน์ในการดำเนินการผลิตร่วม (Synergy)
ซึ่งคาดว่าจะช่วยเสริมสร้างความสามารถในการแข่งขันทางการค้าให้แก่ทั้งสองบริษัท โดย RRC
จะเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างโรงงาน Reforming Complex ซึ่งมีมูลค่าประมาณ 387 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
และโรงงาน Upgrading Complex ซึ่งมีมูลค่าประมาณ 135 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ส่วน ATC
จะเป็นผู้ลงทุนในโรงงาน Aromatics Complex ซึ่งมีมูลค่าประมาณ 551 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ทั้งนี้
RRC และ ATC ตกลงในหลักการที่จะแบ่งผลประโยชน์รวมที่เกิดจากการดำเนินงานในโครงการทั้ง
3 โครงการดังกล่าวตามสัดส่วนเงินลงทุนของแต่ละบริษัทต่อการลงทุนรวม
และคาดว่าโครงการนี้จะสามารถดำเนินการผลิตได้ในปี 2551

-   บริษัท พีทีที ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด (PTT ICT) : เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.
    ปตท.สผ. PTTCH ATC และ TOP ในสัดส่วนร้อยละ 20 เท่ากันทุกบริษัท
    เพื่อให้บริการด้านเทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสารแก่บริษัทในกลุ่ม ปตท. โดยกลุ่ม ปตท.
    จะได้รับผลประโยชน์ด้านการบริหารจัดการสินทรัพย์ การบริการและการสร้างศักยภาพทางด้าน
    ICT และเพิ่มประสิทธิภาพการลงทุนด้าน ICT รวมถึงเป็นพื้นฐานในการสนับสนุน Synergy
    ด้านอื่นๆ ร่วมกันภายในกลุ่ม ปตท.โดยเริ่มดำเนินการในวันที่ 1 กรกฎาคม 2549

  (6) การจัดหาเงินกู้ใหม่

การออกหุ้นกู้ 300 ล้านเหรียญสหรัฐ ในวันที่ 20 กรกฎาคม 2548 บริษัทฯ
ได้ออกและเสนอขายหุ้นกู้ไม่ด้อยสิทธิและไม่มีหลักประกันอายุ 7 ปี จำนวน 300 ล้านเหรียญสหรัฐ
โดยมีอัตราดอกเบี้ยหน้าตั๋วคงที่ ที่ร้อยละ 5.5 ต่อปี กำหนดชำระคืนเงินต้นในปี 2555
และชำระดอกเบี้ยทุก 6 เดือน เงินที่ได้รับจากการออกและเสนอขายหุ้นกู้ในครั้งนี้
จะนำไปเป็นส่วนหนึ่งของเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงงานอะโรเมติกส์หน่วยที่ 2 ซึ่งจะทำให้ ATC
สามารถเพิ่มศักยภาพการแข่งขัน รักษาเสถียรภาพของรายได้ และการทำกำไรในอนาคต

3.3.1.3 บริษัท พีทีที โพลีเมอร์ มาร์เก็ตติ้ง จำกัด (PTTPM)

ก่อตั้งเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2548
เพื่อประกอบธุรกิจด้านการตลาดและจำหน่ายผลิตภัณฑ์โพลีเมอร์ทั้งในและต่าง ประเทศ
ให้กับบริษัทในกลุ่ม ปตท. โดยมีที่ตั้งสำนักงานที่ อาคารสำนักงาน ปตท. คลังน้ำมันพระโขนง
กรุงเทพฯ เริ่มดำเนินกิจการในเชิงพาณิชย์ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2548
โดยจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกของบริษัทในเครือ ปตท.

เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2549 คณะกรรมการ ปตท. มีมติอนุมัติให้ ปตท.ซื้อหุ้นสามัญของ PTTPM
ที่บริษัท บางกอกโพลีเอททีลีน จำกัด (มหาชน) ถืออยู่ในสัดส่วนร้อยละ 25
ตามนโยบายการปรับโครงสร้างธุรกิจปิโตรเคมีสายโอเลฟินส์ โดย ปตท.
ได้รายงานการชำระเงินค่าหุ้นต่อตลาดหลักทรัพย์ฯ เมื่อ 7 กันยายน 2549
ทำให้สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. เป็นร้อยละ 75 และบริษัท ปตท. เคมิคอล จำกัด (มหาชน)
ถือหุ้นร้อยละ 25

(1) การจัดหาผลิตภัณฑ์

PTTPM ดำเนินการซื้อผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกระหว่าง PTTCH BPE และ บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์
จำกัด (HMC) นอกจากนั้น บริษัทฯ ยังมีแผนรับผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกอื่นจากบริษัทภายในกลุ่ม ปตท.
ได้แก่ บริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน จำกัด

(2) การจัดจำหน่าย

PTTPM ดำเนินการขายเม็ดพลาสติกในประเทศโดยผ่านระบบตัวแทนจำหน่าย (Agents)
และขายโดยตรง
สำหรับการขายในต่างประเทศจะขายโดยตรงและขายผ่านตัวแทนจำหน่ายในตลาดต่างประเทศ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ PTTPM ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 7 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน
นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท. เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ PTTPM
ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการ

(4) การเงิน

  ผลการดำเนินงานของ PTTPM ในช่วงปี 2548 (1 กันยายน – 31 ธันวาคม 2548) – ปี
  2549 เป็นดังนี้

  หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- --------------------- ----------------------
  งบเดี่ยว                      1 กันยายน – 31 ธันวาคม  ปี 2549
                              2548                  

  รายได้รวม                    6,948                 21,758

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)         (6,946)               (21,704)

  กำไร (ขาดทุน)                8                     (42)
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                   

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ            10                    12

  สินทรัพย์รวม                   1,983                 1,873

  หนี้สินรวม                     1,933                 1,811

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 50                    62
  --------------------------- --------------------- ----------------------

3.3.1.4 บริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด (PPCL)

คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2547 ได้มีมติอนุมัติให้
ปตท.ร่วมทุนกับบริษัท อะโรเมติกส์ จำกัด (มหาชน) (ATC) บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด
(มหาชน) (NPC) และ บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด (มหาชน) (TOC) ลงทุนในโครงการฟีนอล
ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 20 : 20 : 20 ตามลำดับ เพื่อผลิตสารฟีนอล ขนาดกำลังการผลิต
200,000 ตันต่อปี วงเงินลงทุนทั้งหมด 200 ล้านเหรียญสหรัฐ โดยได้ดำเนินการจัดตั้งบริษัท พีทีที
ฟีนอล จำกัด (PPCL) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2547 ทั้งนี้จากการควบบริษัทระหว่าง NPC กับ TOC
เป็น บริษัท ปตท.เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (PTTCH) เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2548
ทำให้ผู้ถือหุ้นของ PPCL เปลี่ยนเป็น ปตท. PTTCH และ ATC ในสัดส่วนร้อยละ 40 : 40 : 20
ตามลำดับ

เมื่อวันที่ 26 มกราคม 2549 คณะกรรมการ ปตท. มีมติอนุมัติการเพิ่มวงเงินลงทุนเป็นประมาณ
283.4 ล้านเหรียญสหรัฐ เพื่อให้สอดคล้องกับราคาวัสดุและค่าก่อสร้างที่สูงขึ้น
และต่อมามีการปรับสัดส่วนการลงทุน ทำให้สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. PTTCH และ ATC
เป็นร้อยละ 40 : 30 : 30 ตามลำดับ

การลงทุนในโครงการผลิตสารฟีนอล ถือเป็นการดำเนินการตามกลยุทธ์ ปตท.
ในการขยายการลงทุนไปสู่ธุรกิจปลายน้ำที่มีกำไรและสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับผลิตภัณฑ์จากกลุ่มบริษัทในเครือปิโตรเคมีของ
ปตท. โดยการใช้วัตถุดิบโพรพิลีนจาก PTTCH ปริมาณ 95,000 ตันต่อปี และเบนซีนจาก ATC
ปริมาณ 180,000 ตันต่อปี เพื่อผลิตสารฟีนอลทดแทนการนำเข้า
ซึ่งปัจจุบันประเทศไทยมีการนำเข้าประมาณ 150,000 ตันต่อปี ทั้งนี้ โรงงานฯ
จะตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมตะวันออก ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง
และคาดว่าจะเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในปี 2551

3.3.1.5 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

โรงงานของบริษัทฯ ตั้งอยู่ที่ตำบลเชิงเนิน อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง
ประกอบด้วยโรงกลั่นน้ำมันและโรงงาน ปิโตรเคมีครบวงจร ในปี 2549 ที่ผ่านมา
โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ มีอัตราการใช้กำลังการผลิตเฉลี่ย 179,000 บาร์เรลต่อวัน
สามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ รวมถึงผลิตภัณฑ์พลอยได้อื่น คือ น้ำมันหล่อลื่น
ยางมะตอย ผลิตภัณฑ์น้ำมันส่วนหนึ่งนำมาใช้เป็นวัตถุดิบของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี 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 ทำให้บริษัทฯได้เปรียบด้านการบริหารจัดการและสามารถประหยัดต้นทุนโดยขนาด
(Economy of Scale) เช่น ค่าขนส่งวัตถุดิบ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

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

(2) การจัดจำหน่าย

-   ผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติก

บริษัทฯ มีนโยบายเน้นการขายในประเทศ โดยในปี 2549 บริษัทฯ
มียอดขายเม็ดพลาสติกในประเทศร้อยละ 54 โดยเป็นการขายผ่านตัวแทนจำหน่าย การขายตรง
และประมาณร้อยละ 46 เป็นการขายต่างประเทศ โดยขายผ่านตัวแทนการค้าในต่างประเทศ
และในอนาคตอันใกล้ บริษัทฯ มีนโยบายจะขายผลิตภัณฑ์เม็ดพลาสติกผ่านบริษัท พีทีที โพลิเมอร์
มาร์เก็ตติ้ง จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ ปตท.
เพิ่มเป็นทางเลือกนอกเหนือจากขายผ่านตัวแทนจำหน่าย และการขายตรงที่ผ่านมา

-   ผลิตภัณฑ์น้ำมัน

ผลิตภัณฑ์น้ำมัน มีลักษณะช่องทางการจำหน่าย ได้แก่ การจำหน่ายผ่านสถานีบริการ (Retail),
การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง , การจำหน่ายให้ลูกค้าขายส่ง (Wholesales),
การจำหน่ายให้ลูกค้ามาตรา 7 , การส่งออก (Export) ให้กับผู้ค้าน้ำมันในต่างประเทศ ,
การจำหน่ายน้ำมันดีเซล หรือ Automotive Diesel Oil (ADO) และ น้ำมันเตา (Fuel Oil)
ให้กับเรือที่มาใช้บริการท่าเทียบเรือของ IRPC และการจำหน่ายน้ำมันให้กับสมาคมประมงในน่านน้ำ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ IRPC ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 16 คน (ณ วันที่ 31 มกราคม 2550)
เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 3 คน นอกจากนี้ ปตท. ยังได้มอบหมายให้ผู้บริหารจาก ปตท.
เข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของ IRPC ซึ่งรวมถึงกรรมการผู้จัดการใหญ่

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ IRPC ในปี 2547 - ปี 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
| งบรวม                     | ปี 2547      | ปี 2548      | ปี 2549      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   รายได้รวม                | 156,147     | 206,292     | 206,990     |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   ค่าใช้จ่ายรวม              | 138,019     | 177,938     | 202,618     |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   กำ                      | 18,128      | 28,353      | 2,451       |
| ไรก่อนดอกเบี้ยจ่ายและภาษีเงินได้ |             |             |             |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   กำไรสุทธิ                 | 12,284      | 60,770      | 6,823       |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   สินทรัพย์รวม               | 146,723     | 152,677     | 128,098     |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   หนี้สินรวม                 | 126,355     | 51,966      | 45,145      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+
|   ส่วนของผู้ถือหุ้น             | 20,368      | 100,710     | 82,953      |
+---------------------------+-------------+-------------+-------------+

  ที่มา: งบการเงิน ณ 31 ธ.ค. 2549

(5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

หลังจากบริษัทฯ ได้ออกจากแผนฟื้นฟูกิจการเมื่อเมษายน 2549 IRPC มีโครงการลงทุนต่างๆ
เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตและลดค่าใช้จ่ายลง ได้แก่
โครงการปรับปรุงโรงกลั่นน้ำมันเพื่อให้ได้ตามมาตรฐานยูโร 4 ซึ่งจะประกาศใช้ปี 2553,
โครงการขยายกำลังการผลิตของโรงกลั่น (debottleneck),
โครงการสร้างโรงไฟฟ้าแห่งใหม่เพื่อใช้ภายใน, โครงการขุดลอกท่าเรือน้ำลึก, เป็นต้น
อย่างไรก็ตามโครงการดังกล่าวอยู่ระหว่างรออนุมัติจากคณะกรรมการของ IRPC

3.3.1.6 บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC)

บริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ จำกัด (HMC) จัดตั้งเมื่อ 8 ธันวาคม 2526
โดยนักลงทุนฝ่ายไทยและต่างประเทศ ในสัดส่วน ร้อยละ 51 : 49 ตามลำดับ
เพื่อประกอบกิจการผลิตและจำหน่ายเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP)
ซึ่งปัจจุบันมีกำลังการผลิต 450,000 ตัน/ปี โดยโรงงานตั้งอยู่ที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จ.
ระยอง

เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2549 คณะกรรมการ ปตท. มีมติเห็นชอบในการเข้าลงทุนในบริษัท เอ็ชเอ็มซี
โปลีเมอส์ ในสัดส่วนร้อยละ 40 คิดเป็นจำนวนเงินประมาณ 250 ล้านเหรียญสหรัฐ
พร้อมทั้งได้ลงนามในสัญญาการซื้อหุ้น (Share Acquisition Agreement) และสัญญาผู้ถือหุ้น
(Shareholders Agreement) และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ทั้งนี้การดำเนินการดังกล่าวแล้วเสร็จ
และ ปตท. ได้ชำระเงินค่าซื้อหุ้นเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2549 ทำให้สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท.
กลุ่มนักลงทุนไทย และ Basell Thailand Holdings B.V. เป็นประมาณร้อยละ 41.44 :
30.00 : 28.56 ตามลำดับ

(1) การจัดหาวัตถุดิบ

 วัตถุดิบหลักของบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ คือ โพรพิลีน (Propylene) ซึ่งจัดหามาจากภายในประเทศภายใต้สัญญาซื้อขายระยะยาว

(2) การจัดจำหน่าย

บริษัทฯ จำหน่ายเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP) ในประเทศและส่งออกต่างประเทศ บริษัทฯ
ได้จำหน่ายเม็ดพลาสติกในประเทศคิดเป็นมูลค่าประมาณร้อยละ 70 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 30
เป็นการส่งออกไปยังประเทศต่างๆ

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอร์ ทั้งหมด 10 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. จำนวน 4 คน
และ ปตท. ได้ส่งตัวแทนเข้าดำรงตำแหน่งผู้บริหารของบริษัทฯ ตามข้อตกลงที่มีระหว่างผู้ถือหุ้น

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบริษัท เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ ในช่วงปี 2547 - ปี 2549 เป็นดังนี้
หน่วย : ล้านบาท

+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| งบรวม                      | ปี 2547      | ปี 2548      | ปี 2549      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| รายได้รวม                   | 17,588      | 19,144      | 22,193      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)        | (14,831)    | (16,156)    | (19,269)    |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน)               | (19)        | 30          | (46)        |
| จากอัตราแลกเปลี่ยน            |             |             |             |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| กำไร (ขาดทุน) สุทธิ           | 2,739       | 3,018       | 2,878       |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| สินทรัพย์รวม                  | 9,956       | 10,226      | 18,932      |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| หนี้สินรวม                    | 3,427       | 3,145       | 4,268       |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| ส่วนของผู้ถือหุ้น                | 6,529       | 7,081       | 14,664¹⁾    |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+
| อัตราการใช้กำลังการผลิต        | 94          | 85          | 95          |
| (ร้อยละ)                    |             |             |             |
+----------------------------+-------------+-------------+-------------+

1) Equities + Net Surplus on Investment Revaluation

 (5) การลงทุนและการร่วมทุนในโครงการต่างๆ

โครงการ Propane Dehydrogenation and Polypropylene (PDH/PP) : บริษัท
เอ็ชเอ็มซี โปลีเมอส์ อยู่ระหว่างดำเนินการโครงการซึ่งประกอบด้วย 2 ส่วน คือ โรงงาน PDH
ขนาด 310,000 ตัน/ปี และโรงงาน PP ขนาด 300,000 ตัน/ปี
โดยจะรับวัตถุดิบเป็นก๊าซโพรเพนประมาณ 388,000 ตัน/ปี จากโรงแยกก๊าซฯ ปตท.
เพื่อผลิตเม็ดพลาสติก Polypropylene (PP) ประมาณ 300,000 ตัน/ปี
โดยจะมุ่งเน้นการผลิตเม็ดพลาสติก PP Specialty Grade ซึ่งมีราคาสูงกว่าเม็ดพลาสติก PP
Commodity Grade ทั่วไป คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จและเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ในไตรมาส 3 ปี
2552

7.  บริษัท พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด (PTTAC)

ก่อตั้งเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2549 เป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท., บริษัท Asahi Kasei
Chemicals Corporation (AKCC) และบริษัท Marubeni Corporation
โดยถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 47.5, 47.5 และ 5 ตามลำดับ เพื่อดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่าย
Acrylonitrile (AN) ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีขั้นกลางที่กำลังการผลิต 200,000 ตัน/ปี และ
Methyl Methacrylate (MMA) ที่กำลังการผลิต 70,000 ตัน/ปี
โดยจะใช้เทคโนโลยีใหม่ล่าสุดของ AKCC
และเป็นครั้งแรกของโลกที่สามารถใช้ก๊าซโพรเพนจากโรงแยกก๊าซฯ ของ
ปตท.เป็นวัตถุดิบแทนโพรพิลีน โดยคาดว่าจะเริ่มผลิตปี 2553

8.  บริษัท พีทีที โพลีเมอร์โลจิสติกส์ จำกัด (PTTPL)

ก่อตั้งเมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2549 โดย ปตท. ถือหุ้นทั้งหมดแต่ผู้เดียว
เพื่อดำเนินธุรกิจด้านโลจิสติกส์แบบครบวงจรประกอบด้วย การบรรจุ การจัดเก็บ
การบริหารคลังสินค้า และการขนส่งให้แก่บริษัทผู้ผลิตเม็ดพลาสติกของกลุ่มบริษัท ปตท.
ให้บริการงานโลจิสติกส์สำหรับเม็ดพลาสติกประมาณ 1.65 ล้านตันต่อปี
และจะขยายงานเพิ่มขึ้นตามการขยายตัวของธุรกิจปิโตรเคมีของกลุ่ม ปตท.
ทั้งนี้จะจัดตั้งศูนย์โลจิสติกส์กลุ่ม ปตท. ซึ่งจะเริ่มให้บริการในปี 2552

3.3.2 ธุรกิจการกลั่น

ปตท.ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันผ่านบริษัทในเครือรวมทั้งสิ้น 4 บริษัทได้แก่บริษัท ไทยออยล์
จำกัด (มหาชน)
(ไทยออยล์) บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (RRC) บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม
รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (บางจาก)

ปตท.ดำเนินธุรกิจขายน้ำมันดิบที่ ปตท.จัดหามาจากแหล่งน้ำมันในประเทศและต่างประเทศให้กับ 4
บริษัทข้างต้น โดยน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศทั้งหมดจะขายให้กับ ไทยออยล์ และ บางจาก

นอกจากการขายน้ำมันดิบให้กับโรงกลั่นแล้ว ปตท.ยังรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากทั้ง 4
บริษัทเพื่อจำหน่ายต่อให้แก่ลูกค้าของกลุ่มธุรกิจน้ำมัน ซึ่งโดยทั่วไปแล้ว
ปริมาณผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ ปตท.รับซื้อจะอ้างอิงจากสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท.ในบริษัทนั้นๆ

ในช่วงระยะเวลาสามปีที่ผ่านมา โรงกลั่นน้ำมันของแต่ละบริษัทในเครือ ปตท.
มีกำลังการกลั่นและอัตราการใช้กำลังการกลั่นที่เกิดจากการนำน้ำมันดิบและวัตถุดิบเข้ากลั่น ดังนี้

หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

+--------+------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| โรงกลั่น | กำลัง | ปี 2547 |        | ปี 2548 |        | ปี 2549 |        |
|        |      |        |        |        |        |        |        |
|        | กา   |        |        |        |        |        |        |
|        | รกลั่น |        |        |        |        |        |        |
+--------+------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
|        |      | ปริมาณ  | อ      | ปริมาณ  | อ      | ปริมาณ  | อ      |
|        |      |        | ัตราการ |        | ัตราการ |        | ัตราการ |
|        |      | น      |        | น      |        | น      |        |
|        |      | ้ำมันดิบ/ | ใช้กำลัง | ้ำมันดิบ/ | ใช้กำลัง | ้ำมันดิบ/ | ใช้กำลัง |
|        |      |        |        |        |        |        |        |
|        |      | วัตถุดิบ  | การกลั่น | วัตถุดิบ  | การกลั่น | วัตถุดิบ  | การกลั่น |
|        |      |        |        |        |        |        |        |
|        |      | ที่ใช้กลั่น | (      | ที่ใช้กลั่น | (      | ที่ใช้กลั่น | (      |
|        |      |        | ร้อยละ) |        | ร้อยละ) |        | ร้อยละ) |
+--------+------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| ไ      | 225  | 227    | 103.3  | 228    | 103.7  | 231    | 103.8  |
| ทยออยล์ |      |        |        |        |        |        |        |
| ^(/1)  |      |        |        |        |        |        |        |
+--------+------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| RR     | 145  | 148    | 101.7  | 140    | 96.4   | 157    | 108.1  |
| C^(/2) |      |        |        |        |        |        |        |
+--------+------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| SPR    | 150  | 148    | 98.7   | 140    | 93.2   | 157    | 104.5  |
| C^(/3) |      |        |        |        |        |        |        |
+--------+------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
| บางจา  | 120  | 96     | 79.6   | 67     | 56.1   | 63     | 52.1   |
| ก^(/4) |      |        |        |        |        |        |        |
+--------+------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+

  ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

  ^(/1) ในปี 2547ไทยออยล์ หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU-2 ช่วง 28 ส.ค. – 23 ก.ย.
  เป็นเวลา 27 วันต่อเนื่อง

  ใ ปี 2548 ไทยออยล์ หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU -3 ตามกำหนดเวลา ในเดือนกุมภาพันธ์
  เป็นเวลา 17 วันต่อเนื่อง

  ในปี 2549 ไทยออยล์ หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่น CDU-1ตามกำหนดเวลา ในเดือนตุลาคม
  เป็นเวลา 24 วันต่อเนื่อง

  ^(/2) ในปี 2548 RRC หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในเดือนตุลาคม -
  พฤศจิกายน เป็นเวลา 33 วันต่อเนื่อง

  ^(/3) ในปี 2546 SPRC หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในเดือนพฤศจิกายน
  เป็นเวลา 25 วันต่อเนื่อง

  ^(/4) ในปี 2546บางจาก หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นตามกำหนดเวลา ในเดือนกุมภาพันธ์
  เป็นเวลา 25 วันต่อเนื่อง

  ใน ปี 2548 บางจาก หยุดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นที่ 3 ตามกำหนดเวลา ในเดือนมกราคม –
  กุมภาพันธ์ เป็นเวลา 25 วันต่อเนื่อง

โดยทั้ง 4 โรงกลั่นมีการผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปออกมาดังนี้

หน่วย : ล้านบาร์เรล

  ----------------------------- -------------- ------------ --------------
  ผลิตภัณฑ์                        ปี 2547         ปี 2548       ปี 2549

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ^(/1)         12             11           12

  น้ำมันเบนซิน                     40             36           35

  น้ำมันเชื้อเพลิงอากาศยาน/น้ำมันก๊าด   26             26           31

  น้ำมันดีเซล                      88             81           84

  น้ำมันเตา                       34             29           30

  ยางมะตอย                      1              1            2

  อื่นๆ                           25             19           15

  รวม                           226            203          209
  ----------------------------- -------------- ------------ --------------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

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

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ผลิตได้จากแต่ละโรงกลั่นได้มีการจัดจำหน่ายทั้งในประเทศและส่งออกไปจำหน่ายยังตลาดต่างประเทศ
ดังนี้

หน่วย : พันบาร์เรลต่อวัน

[TABLE]

ที่มา : ปตท.

^(/1) BCP มีการจัดหา/แลกเปลี่ยนผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นอื่นในประเทศ
ในส่วนที่ผลิตได้ไม่เพียงพอมาจำหน่ายใน ตลาดของตนเอง

3.3.2.1 บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (ไทยออยล์)

ไทยออยล์เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปแก่ลูกค้าในประเทศเป็นหลัก
ส่วนที่เหลือจะทำการส่งออก นอกจากนี้
ไทยออยล์ยังได้ขยายการลงทุนในธุรกิจปิโตรเคมีและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน ธุรกิจไฟฟ้า
และธุรกิจขนส่งน้ำมันสำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีต่างๆ
เพื่อสนับสนุนธุรกิจที่ก่อให้เกิดรายได้หลักและเพื่อเพิ่มรายได้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 49.54 ส่วนที่เหลือเป็น
นักลงทุนรายย่อยในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในสัดส่วนร้อยละ 50.46

ไทยออยล์ตั้งอยู่ที่อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกันยายน 2507 ทั้งนี้ ตั้งแต่ปลายไตรมาส 2/2549 ไทยออยล์มีกำลังการกลั่นเพิ่มขึ้นจากความสำเร็จของโครงการ Hot Oil ซึ่งทำการเชื่อมโยงให้ระบบของ TLB ส่งความร้อนมาเพิ่มอุณหภูมิของน้ำมันดิบให้สูงขึ้นก่อนเข้าสู่หน่วยกลั่นที่ 1 ทำให้กำลังการกลั่นของบริษัทฯ เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 5,000 บาร์เรลต่อวันเป็น 225,000 บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 22.0 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ ไทยออยล์จัดว่าเป็น โรงกลั่นหลักซึ่ง ปตท.จะใช้เป็นฐานการผลิตเชิงพาณิชย์เพื่อสนับสนุนการตลาดของธุรกิจน้ำมันของ ปตท.

(1) การผลิต

ไทยออยล์จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพทางด้านการผลิตสูง
มีความคล่องตัวในการปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตและการเลือกใช้น้ำมันดิบ
สามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่หลากหลายคือมีหน่วย Hydrocracking (HCU), Thermal Cracking
(TCU) และ Fluid Catalytic Cracking (FCC)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซลและน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น
การผลิตของไทยออยล์จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายนอกและภายในประเทศ
โดยแหล่งภายนอกประเทศจะเป็นการนำเข้าทั้งจากแหล่งตะวันออกกลางและตะวันออกไกล
สำหรับแหล่งภายในประเทศจัดหาจากแหล่งสิริกิติ์ จังหวัดกำแพงเพชร โดยการขนส่งทางรถไฟ
และจากแหล่งปัตตานี

ในการจัดหาน้ำมันดิบ ปตท.จะเป็นผู้จัดหาให้แก่ไทยออยล์
ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป ในสัดส่วนร้อยละ 49.99
ของกำลังการกลั่น นอกจากนี้ ปตท.
ยังจัดหาน้ำมันดิบในประเทศให้แก่ไทยออยล์ตามสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบเพชร
โดยทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบระยะยาวตลอดอายุการผลิต มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2528
และสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบจัสมิน ระยะเวลา 1 ปี มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2549
และสิ้นสุดในวันที่ 31 ธันวาคม 2549

นอกจากนี้ ไทยออยล์ยังได้ทำสัญญาบริการรับจ้างกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมดิบกับ ปตท.
ซึ่งมีการคิดค่าธรรมเนียมการกลั่นน้ำมัน โดย ปตท.
จะจัดส่งน้ำมันดิบและวัตถุดิบที่ใช้ในการกลั่นน้ำมันให้แก่ไทยออยล์ในกรณีที่
ไทยออยล์ได้มีการแจ้งความต้องการให้แก่ ปตท.

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 6.8
น้ำมันเบนซินร้อยละ 23.5 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 19.7 น้ำมันดีเซลร้อยละ 39.8
และน้ำมันเตาร้อยละ 10.2

  (2) การจำหน่าย

ในปี 2549 ไทยออยล์มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 82
และส่งออกประมาณร้อยละ 18 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการไทยออยล์ ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของไทยออยล์ ในช่วงปี 2547 - 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ----------------------------- ------------- ------------- --------------
  งบรวม                         ปี 2547        ปี 2548        ปี 2549

  รายได้รวม                      185,423       250,004       279,826

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)      (171,228)     (232,601)     (267,113)

  กำไร (ขาดทุน)                  -             2,614         -
  จากการด้อยค่าของสินทรัพย์                                      

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน  543           (1,032)       3,489

  รายการพิเศษ^(/2)               335           (232)         393

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ              15,073        18,753        16,595

  งบรวม                         ปี 2547        ปี 2548        ปี 2549

  สินทรัพย์รวม                     115,427       124,169       124,682

  หนี้สินรวม                       61,852        57,316        51,869

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                   53,575        66,853        72,813
  ----------------------------- ------------- ------------- --------------

  ที่มา : บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)

  /1 ปี 2546 รวมรายการเครดิตภาษีจำนวน 442 ล้านบาท ปี 2547
  รวมรายการภาษีเงินได้จำนวน 2,967 ล้านบาท ปี 2548 รวมรายการภาษีเงินได้ 3,406
  ล้านบาท และปี 2549 รวมรายการภาษีเงินได้จำนวน 2,847 ล้านบาท

  /2 ปี 2546 ประกอบด้วย กำไรจากการซื้อหนี้คืนก่อนกำหนด 640 ล้านบาท
  ค่าสินไหมทดแทนสุทธิจากการสูญเสียรายได้ 635 ล้านบาท
  เงินชดเชยสำหรับยอดขายที่ต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำ 414 ล้านบาท
  หักด้วยค่าใช้จ่ายเงินชดเชยค่าเสียหายภายใต้สัญญาประกันการจัดหาและประกันการจัดจำหน่าย
  277 ล้านบาท และบริษัทย่อยขาดทุนจากการปรับโครงสร้างหนี้ของลูกค้าจำนวน 200 ล้านบาท

  ปี 2547 ประกอบด้วย กำไรจากการจ่ายซื้อหนี้คืนก่อนกำหนด 315 ล้านบาท
  และค่าสินไหมทดแทนสุทธิจากบริษัทประกันภัย 20 ล้านบาท

  ปี 2548 ประกอบด้วย ขาดทุนจากการเรียกร้องค่าสินไหมทดแทน 232 ล้านบาท

  ปี 2549 ประกอบด้วย กำไรจจากการเรียกร้องค่าสินไหมทดแทน 393 ล้านบาท

(5) การปรับโครงสร้างหนี้ 

 ในปี 2548 ไทยออยล์ได้จ่ายชำระคืนเงินกู้เดิมส่วนที่เหลือทั้งจำนวนก่อนกำหนดตามสัญญาเงินกู้ Refinance Facility (Baht) และ Refinance Falility (Onshare Dollar) ซึ่งจะครบกำหนดในปี 2554 และตามสัญญาเงินกู้ Base Facility (US Dollar) และ Base Facility (Yen) ซึ่งครบกำหนดในปี 2553 โดยยกเลิกสัญญาเงินกู้และยกเลิกภาระผูกพันตามสัญญาดังกล่าว รวมถึงการยกเลิกสัญญาหลักประกันที่เกี่ยวข้อง โดยใช้เงินกู้ใหม่ภายใต้สัญญาเงินกู้ร่วม 65 ล้านเหรีญสหรัฐฯ และ 2,600 ล้านบาท และสัญญาเงินกู้แบบหมุนเวียน 200 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ลงวันที่ 3 มิถุนายน 2548 และออกหุ้นกู้อายุ 10 ปี มูลค่า 350 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งจะครบกำหนดไถ่ถอนในวันที่ 9 มิถุนายน 2558

 ในระหว่างปี 2549 ไทยออยล์ได้ชำระคืนหนี้เงินกู้จำนวนเงิน 100 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตามสัญญาวงเงินกู้แบบหมุนเวียน 200 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (Revolving Credit Facility Agreement)

 เมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2549 ไทยออยล์ได้ออกหุ้นกู้อายุ 3 ปี และ 7 ปี เสนอขายต่อนักลงทุนสถาบัน เป็นจำนวนเงินรวม 5,500 ล้านบาท ซึ่งจะครบกำหนดไถ่ถอนในวันที่ 31 ตุลาคม 2552 และ 2556 ตามลำดับ เพื่อนำมาใช้ในการดำเนินกิจการของบริษัท

(6) การเพิ่มผลกำไรของโรงกลั่น

ในปี 2549 นี้
ไทยออยล์ยังคงดำเนินกิจกรรมในการเพิ่มประสิทธิภาพการกลั่นและลดต้นทุนในการดำเนินงานอย่างต่อเนื่อง
ตามรายละเอียด ดังนี้ 1)
การวางแผนการกลั่นและการจัดหาน้ำมันดิบของคณะกรรมการวางแผนการผลิต
รวมทั้งการจ้างเรือขนน้ำมันดิบร่วมกับโรงกลั่นอื่นๆ ในประเทศ 2) การเพิ่มปริมาณการกลั่นโดยนำ
Long Residue จากโรงกลั่นในประเทศมากลั่นต่อและขายเป็นน้ำมันเตา 3)
การให้บริการทุ่นรับน้ำมันดิบ SBM (Single Buoy Mooring) แก่โรงกลั่นอื่นๆ 4)
การรับซื้อไฮโดรเจนส่วนเกินจากโรงกลั่นใกล้เคียง ซึ่งจะช่วยประหยัดต้นทุนได้อีกส่วนหนึ่ง และ 5)
การดำเนินกิจกรรมเกี่ยวกับการปรับปรุงและเพิ่มประสิทธิภาพของกระบวนการกลั่น Hydrocarbon
Management Review (HMR) อย่างต่อเนื่อง
โดยเพิ่มขอบข่ายของกิจกรรมภายหลังที่ได้ทำการศึกษาร่วมกับผู้ชำนาญการเฉพาะด้านที่มีประสบการณ์ในเรื่องนี้

(7) โครงการขยายกำลังการกลั่นและโครงการอื่นๆ

-   โครงการขยายกำลังการกลั่นของหน่วยกลั่นที่ 3 (CDU-3 Debottlenecking) เพิ่มอีก
    50,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งจะทำให้ไทยออยล์มีกำลังการกลั่นเพิ่มขึ้นเป็น 275,000
    บาร์เรลต่อวันในไตรมาสสี่ ปี 2550 โดยเมื่อเดือนสิงหาคม 2548
    ไทยออยล์ได้ทำการลงนามว่าจ้างบริษัทผู้รับเหมา ในการออกแบบทางวิศวกรรม
    จัดหาวัสดุอุปกรณ์และดำเนินการก่อสร้างโครงการ
    โดยมีกำหนดการก่อสร้างแล้วเสร็จประมาณไตรมาสสี่ ปี 2550 ด้วยงบประมาณการลงทุนทั้งสิ้น
    218 ล้านเหรียญสหรัฐฯ

-   โครงการขยายระบบรับน้ำมันดิบชนิดทุ่นเดียว (SBM Expansion)
    เพื่อลดต้นทุนค่าขนส่งน้ำมันดิบ ซึ่งจะทำให้ขีดความสามารถในการแข่งขันของไทยออยล์สูงขึ้น
    ไทยออยล์ได้ลงนามว่าจ้างบริษัทผู้รับเหมาในการออกแบบทางวิศวกรรม จัดหาอุปกรณ์
    และดำเนินการก่อสร้างโครงการเมื่อเดือนพฤศจิกายน 2548 ด้วยงบประมาณการลงทุน 150
    ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยโครงการก่อสร้างมีกำหนดแล้วเสร็จประมาณกลางปี 2550
    ทั้งนี้โครงการดังกล่าวได้รับอนุมัติการส่งเสริมการลงทุนเรียบร้อยแล้วตั้งแต่วันที่ 29 ธันวาคม
    2548 โดยได้รับการยกเว้นอากรขาเข้าสำหรับเครื่องจักรและอุปกรณ์
    สิทธิยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลสำหรับกำไรสุทธิเป็นระยะเวลา 8 ปี
    นับแต่วันที่เริ่มมีรายได้จากการประกอบกิจการและสิทธิประโยชน์อื่นตามเกณฑ์

-   โครงการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันก๊าซ
    เพื่อเป็นการรองรับปริมาณความต้องการกระแสไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากการขยายกำลังการผลิตของไทยออยล์และบริษัทในเครือ
    ไทยออยล์ ได้ดำเนินการว่าจ้างบริษัทผู้รับเหมา เมื่อเดือนกันยายน 2548
    เพื่อติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหันก๊าซเพิ่มอีก 1 เครื่อง โดยมีกำลังการผลิตกระแสไฟฟ้า 38
    เมกกะวัตต์ ด้วยงบประมาณการลงทุน 43 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
    โดยมีกำหนดแล้วเสร็จประมาณกลางปี 2550

-   โครงการผลิตเชื้อเพลิงเอทานอล ไทยออยล์ได้ศึกษาการลงทุนในการผลิตเอทานอล 2
    โครงการคือ

    -   โครงการผลิตเอทานอลขนาด 5 แสนลิตรต่อวัน จากมันสำปะหลัง
        ขณะนี้อยู่ระหว่างการคัดเลือกที่ปรึกษาทางเทคนิค
        เพื่อทำการออกแบบทางวิศวกรรมเบื้องต้น และประเมินมูลค่าโครงการ
        คาดว่าโครงการจะใช้งบประมาณการลงทุนประมาณ 150 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
        โดยหากสามารถสรุปผลศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการขั้นสุดท้ายแล้วเสร็จสิ้นภายในต้นปี
        2550 ตามแผนงานที่วางไว้และสรุปว่าโครงการให้ผลตอบแทนเป็นที่น่าพอใจ
        ไทยออยล์จะเร่งดำเนินโครงการให้แล้วเสร็จภายในไตรมาสที่ 4 ปี 2551

    -   โครงการผลิตเอทานอลขนาด 1 แสนลิตรต่อวัน จากน้ำอ้อย
        ไทยออยล์ได้ทำสัญญาร่วมทุนกับบริษัท ผาแดงอินดัสตรี จำกัด (มหาชน) และบริษัท
        เพโทรกรีน จำกัด จัดตั้งบริษัทร่วมทุนภายใต้ชื่อ บริษัทแม่สอดพลังงานสะอาด จำกัด
        เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2549 เพื่อก่อสร้างและประกอบกิจการโรงงานผลิตเอทานอล ณ
        อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก โดยไทยออยล์ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 30

3.3.2.2 บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (RRC)

RRC เป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายในประเทศและส่งออก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 48.75
ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนรายย่อยในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในสัดส่วนร้อยละ 51.25

RRC ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2539 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 145,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 14.5 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

เมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2542 RRC ได้ทำสัญญาการดำเนินงานร่วม (Operating Alliance :
OA) กับ SPRC เพื่อร่วมกันบริหารและจัดการการดำเนินงานของโรงกลั่นของทั้ง 2 บริษัท
โดยได้จัดตั้งบริษัท อัลลายแอนซ์ รีไฟน์นิ่ง จำกัด (ARC) ซึ่งถือห้นโดย RRC และ SPRC
ในสัดส่วนที่เท่ากัน เพื่อให้ ARC เป็นผู้บริหารการดำเนินการร่วมของโรงกลั่นทั้ง 2 แห่ง

(1) การผลิต

RRC จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Hydrocracking (HCU) และ Thermal Cracking (TCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันดีเซลได้เพิ่มขึ้น การผลิตของ RRC
จะใช้น้ำมันดิบจากภายนอกประเทศ โดย ปตท. จัดหาน้ำมันดิบให้ RRC
ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นชั่วคราว (Interim Crude Supply Agreement)
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 9 กุมภาพันธ์ 2549 จนถึงวันที่ Operating Alliance มีผลสิ้นสุด
และสัญญาจัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่น (Feefstock Supply Agreement)
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ Operating Alliance มีผลสิ้นสุดเป็นต้นไป โดย ปตท.
เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นทั้งหมดให้แก่ RRC ตามชนิดและปริมาณที่ RRC
กำหนดด้วยราคาตลาด

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 5.4
โพรไพลีนร้อยละ 1.5 แนฟธาร้อยละ 5.7 น้ำมันเบนซินร้อยละ 12.0
น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 11.8 น้ำมันดีเซลร้อยละ 41.4 น้ำมันเตาร้อยละ 15.0
และอื่นๆร้อยละ 7.42

(2) การจัดจำหน่าย

RRC ดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Product Offtake
Agreement) โดย
ผู้ถือหุ้นมีภาระผูกพันที่จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจาก RRC ไม่น้อยกว่าร้อยละ 70
ของผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้ตามสัดส่วนการถือหุ้น ตามกำลังการผลิตในปัจจุบัน ด้วยราคาตลาดในประเทศ
และเมื่อ RRC ขยายการลงทุน ปตท.จะรับซื้อผลิตภัณฑ์ของ RRC ร้อยละ 100 ของปริมาณผลิตภัณฑ์ที่
RRC ผลิตได้จาก Reforming Complex และ Upgrading Complex โดย ปตท.
จะรับซื้อผลิตภัณฑ์อย่างน้อยร้อยละ 50 ของจำนวนผลิตภัณฑ์ทั้งหมดในราคาตลาดในประเทศ
และรับซื้อผลิตภัณฑ์ที่เหลือทั้งหมดในราคาส่งออก

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว RRC ยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์
ได้แก่
โพรพิลีน แนฟธาชนิดเบา และรีฟอร์เมท นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

ในปี 2549 RRC มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 85
และส่งออกประมาณร้อยละ 15 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ RRC ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 11 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. 4 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ RRC ในช่วงปี 2547 – 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ---------------------------- ------------- -------------- --------------
  งบรวม                        ปี 2547        ปี 2548         ปี 2549

  รายได้รวม                     117,343       143,039        178,646

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)     (110,496)     (136,657)      (173,027)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน 769           186            2,142

  รายการพิเศษ ^(/2)             -             5,417          -

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ             7,616         11,985         7,761

                                                            

  สินทรัพย์รวม                    71,185        63,982         70,132

  หนี้สินรวม                      56,917        37,729         25,689

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                  14,268        26,253         44,443
  ---------------------------- ------------- -------------- --------------

  ที่มา : บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด

  /1 รวมรายการภาษีจ่ายปี 2546 จำนวน 1,732 ล้านบาท, ปี 2547 จำนวน 3,282
  ล้านบาท, ปี 2548 จำนวน 2,826 ล้านบาท และ ปี 2549 จำนวน 415 ล้านบาท

  /2 กำไรจากการลดหนี้ 7,738.28 ล้านบาท หรือ 200.25 ล้านเหรียญสหรัฐฯ จ่ายภาษี
  2,321.48 ล้านบาท คงเหลือกำไรจากการได้ลดหนี้สุทธิ 5,416.80 ล้านบาท

การปรับโครงสร้างหนี้

RRC มีภาระหนี้กับเจ้าหนี้เดิมทั้งหมดจำนวน 1,335 ล้านเหรียญสหรัฐฯ และภายหลังจาก ปตท.
เข้าถือหุ้นใน RRCร้อยละ 100 ปตท. ได้ดำเนินการเจรจาปรับโครงสร้างหนี้ RRC
กับเจ้าหนี้เดิมทั้งหมด โดย ปตท. ได้จ่ายคืนเงินกู้ให้กับเจ้าหนี้เดิมจำนวน 1,135
ล้านเหรียญสหรัฐฯ (ได้รับส่วนลดหนี้ประมาณ 200 ล้านเหรียญสหรัฐฯ)
และสวมสิทธิเป็นเจ้าหนี้รายเดียวของ RRC ในเดือนมกราคม 2548

ในเดือนธันวาคม 2548 RRCได้ลงนามสัญญาเงินกู้กับสถาบันการเงินทั้งในประเทศและต่างประเทศ
จำนวนเงินรวมประมาณ 630 ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยแบ่งเป็นวงเงินกู้สกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ
จำนวน 300 ล้านเหรียญสหรัฐฯ จาก ธนาคารฮ่องกงและเซี่ยงไฮ้ แบงค์กิ้ง คอร์ปอเรชั่น จำกัด
และวงเงินกู้สกุลเงินบาทจำนวน 13,200 ล้านบาท จากธนาคารกรุงไทย จำกัด(มหาชน)
ธนาคารไทยพาณิชย์ จำกัด (มหาชน) ธนาคารออมสิน และธนาคารทหารไทย จำกัด (มหาชน)
โดย RRC ได้นำเงินที่เบิกตามสัญญาดังกล่าวไปชำระหนี้ทั้งหมดให้แก่ ปตท.

นอกจากนี้ ปตท. ได้ให้การสนับสนุนทางการค้าโดยเปลี่ยนเทอมการขายน้ำมันดิบจากที่ RRC
ต้องชำระเงิน 2 วันล่วงหน้าก่อนวันส่งน้ำมันดิบ เป็นการชำระเงินตามการค้าปกติ 30 วัน

การเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย

ปตท. ได้นำ RRC เข้ากระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ฯ ตามภาระผูกพันที่ RRC
มีกับรัฐบาลไปเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2549 หลังจากที่ได้แปรสภาพเป็นบริษัทจำกัดมหาชนไปเมื่อวันที่
12 เมษายน 2548 พร้อมกับลดมูลค่าหุ้นที่ตราไว้ (ราคาพาร์) ลงจาก 100 บาทต่อหุ้นเป็น 10
บาทต่อหุ้น และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2548 RRC ได้ลดทุนจดทะเบียนของบริษัทลงจาก
37,916,486,700 บาท เหลือ 22,749,892,020 บาท โดยการลดจำนวนหุ้นลง
1,516,659,468 หุ้น เพื่อลดขาดทุนสะสมของบริษัท

RRC ได้เสนอขายหุ้นสามัญเพิ่มทุนจำนวน 520,000,000 หุ้น และหุ้นของ ปตท.
ในฐานะผู้ถือหุ้นเดิม จำนวน 877,500,000 หุ้น รวมเป็นจำนวนหุ้นที่เสนอขายทั้งสิ้นจำนวน
1,397,500,000 หุ้นต่อประชาชนและนักลงทุนทั่วไป (IPO) ในราคาหุ้นละ 18 บาท ทั้งนี้
ภายหลังจากการเสนอขายหุ้นดังกล่าว จำนวนหุ้นสามัญของ RRC ซึ่งถือโดย ปตท.ได้ลดลงจากเดิม
2,274,989,154 หุ้น หรือคิดเป็นร้อยละ 100 ของหุ้นก่อนการจัดทำ IPO เหลือจำนวน
1,397,489,154 หุ้น หรือคิดเป็นร้อยละ 49.99 ของหุ้นที่จำหน่ายได้แล้วทั้งหมดของ RRC
นอกจากนี้ RRC ได้จัดสรรหุ้นส่วนเกินจำนวน 113,289,000 หุ้น
เพื่อจัดสรรให้แก่ประชาชนทั้วไปและนักลงทุนสถาบันในประเทศ โดยการยืมหุ้นทั้งหมดจาก ปตท.
และจะดำเนินการจัดหาหุ้นจำนวนดังกล่าวเพื่อส่งคืนให้แก่ ปตท. ภายใน 30
วันนับจากวันที่เริ่มทำการซื้อขายในตลาดหลักทรัพย์

เมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2549 RRC ได้จดทะเบียนเพิ่มทุนกับกระทรวงพาณิชย์อีกจำนวน
71,393,400 หุ้น ส่งผลให้สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท.ใน RRC ลดลงจากร้อยละ 49.99
เป็นร้อยละ 48.75

(7) การเพิ่มผลกำไรของโรงกลั่น

ในปี 2546 RRC ร่วมกับ SPRC
ดำเนินกิจกรรมเกี่ยวกับการปรับปรุงและเพิ่มประสิทธิภาพของกระบวนการกลั่นหรือ Hydrocarbon
Management Improvement Program (HMIP)
โดยได้ทำการศึกษาร่วมกับผู้เชี่ยวชาญที่มีประสบการณ์สูงทางด้านโรงกลั่น
มีระยะเวลาโครงการสามปี
ซึ่งจากการประเมินผลหลังสิ้นสุดโครงการเมื่อต้นปีที่ผ่านมาปรากฏว่าโครงการนี้ทำให้ RRC
มีผลกำไรเพิ่มขึ้นประมาณปีละ 5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ

(8) โครงการในอนาคต

RRC มีโครงการขยายการลงทุนโดยการก่อสร้าง Reforming Complex และ Upgrading
Complex โดยจะใช้ Condensate เป็นวัตถุดิบเพื่อผลิตรีฟอร์เมตสำหรับจำหน่ายให้แก่ ATC
เพื่อเป็นวัตถุดิบในการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
ส่วนผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่จะผลิตเพิ่มขึ้นจะจำหน่ายให้แก่ ปตท. ทั้งหมด
ทั้งนี้คาดว่าเงินลงทุนสำหรับ Reforming Complex และ Upgrading Complex
จะมีมูลค่าประมาณ 387 ล้านดอลลาร์สหรัฐฯ (บวก/ลบร้อยละ 5) และ 135 ล้านดอลลาร์สหรัฐฯ
(บวก/ลบร้อยละ 30) ตามลำดับ คาดว่าโครงการทั้งสองจะแล้วเสร็จประมาณปลายปี 2551
ภายหลังโครงการแล้วเสร็จคาดว่ากำลังการผลิตโดยรวมของ RRC จะเพิ่มขึ้นจาก 145,000
บาร์เรลต่อวัน เป็น 210,000 บาร์เรลต่อวัน

(9) การยกเลิกการร่วมดำเนินการกลั่น (Operating Alliance : OA)

ในวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2549 RRC และ SPRC ได้ตกลงยกเลิก OA
เพื่อเพิ่มความคล่องตัวในการขยายงานในอนาคตของแต่ละบริษัท โดยให้มีผลบังคับในอีก 3
ปีข้างหน้า หรือวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2552
เว้นแต่ทั้งสองฝ่ายจะตกลงให้การยกเลิกมีผลก่อนวันดังกล่าว

3.3.2.3 บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC)

SPRC ดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันเพื่อจำหน่ายในประเทศและส่งออก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549
ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 36 ส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 64 ถือโดยบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์
ทรานสปอร์ต คอร์ปอเรชั่น (CTTC) ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของบริษัทเชฟรอน คอร์ปอเรชั่น
(เชฟรอน)

SPRC ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง
เริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2539 ปัจจุบันมีกำลังการกลั่น 150,000
บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 15.0 ของกำลังการกลั่นทั้งหมดของประเทศ

เมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2542 SPRC ได้ทำสัญญาการดำเนินงานร่วม (Operating Alliance :
OA) กับ RRC เพื่อร่วมกันบริหารและจัดการการดำเนินงานของโรงกลั่นของทั้ง 2 บริษัท
โดยได้จัดตั้งบริษัท อัลลายแอนซ์ รีไฟน์นิ่ง จำกัด (ARC) ซึ่งถือห้นโดย SPRC และ RRC
ในสัดส่วนที่เท่ากัน เพื่อให้ ARC เป็นผู้บริหารการดำเนินการร่วมของโรงกลั่นทั้ง 2 แห่ง

(1) การผลิต

SPRC จัดเป็นโรงกลั่นที่มีศักยภาพสูงในการผลิต
มีความคล่องตัวในการเลือกใช้น้ำมันดิบและสามารถผลิตผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีมูลค่าในเชิงพาณิชย์สูง
โดยมีกระบวนการผลิตที่มีหน่วย Residue Fluid Catalytic Cracking (RFCCU)
ที่สามารถกลั่นน้ำมันเตาให้เป็นน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น การผลิตของ SPRC
จะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากภายนอกประเทศ โดย ปตท.และบริษัท เชฟรอน สหรัฐอเมริกา
(Chevron USA) ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของเชฟรอน เป็นผู้จัดหาน้ำมันดิบให้ตามสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ
(Feedstock Supply Agreement) โดยแบ่งปริมาณการจัดหาตามสัดส่วนการถือหุ้น
ซึ่งสัญญาจัดหาน้ำมันดิบจะไม่สามารถยกเลิกได้ตราบเท่าที่เงินกู้หลังการปรับโครงสร้างหนี้
ยังไม่ได้รับการชำระคืนครบถ้วน

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 5.3
โพรไพลีนร้อยละ 1.5 แนฟธาร้อยละ 5.7 น้ำมันเบนซินร้อยละ 11.9
น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 11.8 น้ำมันดีเซลร้อยละ 41.6 น้ำมันเตาร้อยละ 15.2
และอื่นๆร้อยละ 7.0

(2) การจัดจำหน่าย

SPRC ดำเนินการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปตามสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์ (Purchase and Sale
Agreement) โดยผู้ถือหุ้นมีภาระผูกพันที่จะต้องรับซื้อผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจาก SPRC
เฉลี่ยไม่น้อยกว่า 88,200 บาร์เรลต่อวัน ตามสัดส่วนการถือหุ้น ตามราคาตลาดในประเทศ

นอกจากการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปดังกล่าวข้างต้นแล้ว SPRC
ยังมีการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้แก่ โพรไพลีน
แนฟธาชนิดเบา และรีฟอร์เมท

ในปี 2549 SPRC มีการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ในประเทศประมาณร้อยละ 85
และส่งออกประมาณร้อยละ 15 ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการ SPRC ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 8 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. 3 คน
และจากบริษัทในเครือของเชฟรอน 5 คน

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของ SPRC ในช่วงปี 2547 - 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  --------------------------- -------------- ------------- ---------------
  งบเดี่ยว                      ปี 2547         ปี 2548        ปี 2549

  รายได้รวม                    119,972        142,518       177,892

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)    (105,959)      (133,857)     (173,450)

  กำไร (ขาดทุน)                336            (612)         1,753
  จากอัตราแลกเปลี่ยน                                          

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ            14,349         8,049         6,195
  --------------------------- -------------- ------------- ---------------

  --------------------------- -------------- ------------- ---------------
  งบเดี่ยว                      ปี 2547         ปี 2548        ปี 2549

  สินทรัพย์รวม                   53,349         56,216        52,636

  หนี้สินรวม                     26,597         21,415        11,640

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                 26,752         34,801        40,996
  --------------------------- -------------- ------------- ---------------

  ที่มา : บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

  /1 ปี 2546 รวมรายการภาษีจ่ายจำนวน 919 ล้านบาท ปี 2547 เครดิตภาษีจำนวน 1,912
  ล้านบาท ปี 2548 จำนวน 3,399 ล้านบาท ปี 2549 จำนวน 2,452 ล้านบาท

การปรับโครงสร้างหนี้

เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 SPRC ได้คืนเงินกู้ทั้งจำนวนเป็นเงิน 392 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
แก่เจ้าหนี้สถาบันการเงิน โดยเป็นเงินของ SPRC จำนวน 192 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
และเงินสนับสนุนจาก ปตท. (ตามสัดส่วนการถือหุ้น) ในรูปเงินกู้ระยะสั้นจำนวน 200 ล้านเหรียญ
นอกจากนี้ยังมีเงินกู้ด้อยสิทธิเดิมที่ให้อยู่จำนวน 102 ล้านเหรียญสหรัฐฯอย่างไรก็ดีเนื่องจากในปี
2549 SPRC มีผลประกอบการดีขึ้นทำให้ SPRC
สามารถชำระคืนเงินกู้ก่อนกำหนดทั้งหมดให้แก่ผู้ถือหุ้น

(6) การเพิ่มผลกำไรของโรงกลั่น

ในปี 2546 SPRC ร่วมกับ RRC
ดำเนินกิจกรรมเกี่ยวกับการปรับปรุงและเพิ่มประสิทธิภาพของกระบวนการกลั่นหรือ Hydrocarbon
Management Improvement Program (HMIP)
โดยได้ทำการศึกษาร่วมกับผู้เชี่ยวชาญที่มีประสบการณ์สูงทางด้านโรงกลั่น
มีระยะเวลาโครงการสามปี ซึ่งจากการประเมินผลหลังสิ้นสุดโครงการเมื่อต้นปีที่ผ่านมา
ปรากฎว่าโครงการนี้ทำให้ SPRC มีผลกำไรเพิ่มขึ้นประมาณปีละ 5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ

(5) การยกเลิกการร่วมดำเนินการกลั่น (Operating Alliance : OA)

ในวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2549 SPRC และ RRC ได้ตกลงยกเลิก OA
เพื่อเพิ่มความคล่องตัวในการขยายงานในอนาคตของแต่ละบริษัท โดยให้มีผลบังคับในอีก 3
ปีข้างหน้า หรือวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2552
เว้นแต่ทั้งสองฝ่ายจะตกลงให้การยกเลิกมีผลก่อนวันดังกล่าว

3.3.2.4 บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (บางจาก)

บางจากเป็นบริษัทจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
ดำเนินธุรกิจหลักในการกลั่นน้ำมันและจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูป รวมทั้งสินค้าอุปโภคบริโภค ณ วันที่
31 ธันวาคม 2549 ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 29.75
และกระทรวงการคลังถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 11.17 ส่วนที่เหลือเป็นนักลงทุนรายย่อยสัดส่วนร้อยละ
59.08

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

(1) การผลิต

บางจาก แม้ว่าจะเป็นโรงกลั่นที่มีกระบวนการผลิตแบบ Hydroskimming
ซึ่งมีสัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้เป็นน้ำมันเตาค่อนข้างสูง
แต่บางจากก็ได้มีการพัฒนาหน่วยกลั่นมาโดยตลอด
อีกทั้งยังหาทางเพิ่มผลกำไรโดยการร่วมมือกับโรงกลั่นอื่นในการสร้างมูลค่าเพิ่มและลดค่าใช้จ่ายเช่นการส่งน้ำมันเตาไปกลั่นที่โรงกลั่นอื่นและการร่วมขนส่งน้ำมันดิบ
นอกจากนี้บางจากได้มุ่งเน้นในเรื่องของระบบความปลอดภัยและระบบป้องกันมลภาวะต่อสิ่งแวดล้อมเป็นอย่างมาก
เนื่องจากเป็นโรงกลั่นที่ตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพมหานคร
การผลิตของบางจากจะใช้น้ำมันดิบที่จัดหาจากทั้งภายในและภายนอกประเทศเช่นเดียวกับไทยออยล์
โดย ปตท.จัดหาน้ำมันดิบให้บางจากตามสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบเพชร
โดยทำสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบระยะยาวตลอดอายุการผลิต มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2528
และสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบปัตตานี ระยะเวลา 5 ปี มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 26 มกราคม 2548
และจะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 ธันวาคม 2552

นอกจากนี้ ปตท. ได้จัดทำสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ (Feedstock Supply Agreement)
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2549 และสิ้นสุดในระยะเวลา 12 ปี นับตั้งแต่วันที่โครงการ
PQI เริ่มดำเนินการทางการค้าได้ (Commercial Operation Date) โดย ปตท.
จะจัดหาน้ำมันดิบทั้งหมดให้กับบางจาก

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่ได้จากกระบวนการผลิตประกอบด้วยก๊าซปิโตรเลียมเหลวร้อยละ 2.7
น้ำมันเบนซินร้อยละ 18.3 น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าดร้อยละ 11.7 น้ำมันดีเซลร้อยละ 36.0
น้ำมันเตาร้อยละ 26.4 และอื่นๆ ร้อยละ 4.9

(2) การจัดจำหน่าย

ปตท. ได้จัดทำสัญญาการรับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป (Product Offtake Agreement)
กับบางจาก มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2549 และสิ้นสุดในระยะเวลา 12 ปี
นับตั้งแต่วันที่โครงการ PQI เริ่มดำเนินการทางการค้าได้ (Commercial Operation Date :
COD) โดยหลัง COD ของโครงการ ปตท. จะรับผลิตภัณฑ์จากบางจากไม่น้อยกว่า 30%
ของกำลังการกลั่นในแต่ละเดือน อย่างไรก็ตาม
บางจากยังคงจัดจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปส่วนใหญ่ผ่านช่องทางการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปของตนเอง
ดังนี้

  1) การจำหน่ายผ่านสถานีบริการและการจำหน่ายโดยตรงให้ผู้ใช้

-   การจำหน่ายผ่านสถานีบริการ

-   การจำหน่ายให้ผู้ใช้โดยตรง

-   การจำหน่ายให้กิจการอุตสาหกรรม

  2) การจำหน่ายให้ผู้ค้าน้ำมันรายอื่น :
  เป็นการจำหน่ายให้กับบริษัทผู้ค้าน้ำมันขนาดใหญ่และปานกลางที่มีคลังน้ำมันเป็นของตนเอง
  เพื่อนำไปจำหน่ายต่อแก่ผู้บริโภคอีกทอดหนึ่ง

  3) การจำหน่ายต่างประเทศ : ในปี 2549
  บางจากมีการส่งออกผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปคิดเป็นประมาณร้อยละ 6
  ของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมด

(3) การบริหาร

คณะกรรมการบางจาก ประกอบด้วยกรรมการทั้งหมด 12 คน เป็นตัวแทนจาก ปตท. 1 คน
กระทรวงการคลัง 2 คน กรรมการจากภายนอก (เจ้าหนี้) 1 คน กรรมการอิสระ 6 คน
และผู้บริหาร 1 คน (กรรมการผู้จัดการใหญ่)

(4) การเงิน

ผลการดำเนินงานของบางจาก ในช่วงปี 2547 - 2549 เป็นดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

  ------------------------------- ------------ ------------- -------------
  งบรวม                           ปี 2547       ปี 2548        ปี 2549

  รายได้รวม                        80,062       86,816        95,255

  ค่าใช้จ่ายรวม (รวมภาษี)^(/1)        (77,553)     (83,831)      (95,179)

  กำไร (ขาดทุน) จากอัตราแลกเปลี่ยน    127          (26)          120

  กำไร (ขาดทุน) สุทธิ                2,636        2,959         196
  ------------------------------- ------------ ------------- -------------

  ------------------------------- ------------ ------------- -------------
  งบรวม                           ปี 2547       ปี 2548        ปี 2549

  สินทรัพย์รวม                       34,370       34,298        37,586

  หนี้สินรวม                         24,589       21,405        18,937

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                     9,781        12,893        18,649
  ------------------------------- ------------ ------------- -------------

  ที่มา : บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

  /1 รวมรายการภาษีจ่ายปี 2546 จำนวน 0.2 ล้านบาท, ปี 2547 เครดิตภาษีจำนวน 2
  ล้านบาท, ปี 2548 จำนวน 298 ล้านบาท และ ปี 2549 เครดิตภาษีจำนวน 107 ล้านบาท

(5) การปรับโครงสร้างทางการเงิน 

บางจากได้ดำเนินการปรับโครงสร้างทางการเงินเสร็จสมบูรณ์ เมื่อต้นปี 2547
ตามรายละเอียดดังนี้

  - จัดหาเงินกู้ระยะยาวเพื่อทดแทนเงินกู้ระยะสั้นจากธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) จำนวน
  12,500 ล้านบาท เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2547

  - จำหน่ายใบแสดงสิทธิในหุ้นสามัญของบริษัท (Depository Receipt : DR) จำนวน 3,003
  ล้านบาท ได้เข้าทำการซื้อในตลาดหลักทรัพย์เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2547

  - จำหน่ายใบแสดงสิทธิในหุ้นกู้แปลงสภาพจำนวน 4,000 ล้านบาท
  เข้าทำการซื้อขายในศูนย์ซื้อขายตราสารหนี้เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2547

จากการดำเนินการดังกล่าวทำให้สามารถลดภาระดอกเบี้ย ยืดระยะเวลาในการชำระหนี้
ส่งผลให้มีฐานะการเงินแข็งแกร่งขึ้น ต้นทุนการเงินต่ำลง
และมีสภาพคล่องเพียงพอในการบริหารงาน

(6) โครงการปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน

คณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 8/2548 เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2548 ได้ให้ความเห็นชอบให้ ปตท.
เข้าลงทุนในบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (บางจากฯ) จำนวนประมาณ 100 -
120 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในราคาเบื้องต้นระหว่าง 14-16 บาทต่อหุ้น
เพื่อใช้ลงทุนในโครงการปรับปรุงคุณภาพผลิตภัณฑ์ (Product Quality Improvement Project
หรือ PQI Project) ของบางจาก โดยโครงการดังกล่าวเป็นการปรับปรุงหน่วยกลั่นด้วยการติดตั้ง
Hydro Cracking Unit เพื่อลดสัดส่วนการผลิตน้ำมันเตาและเพิ่มสัดส่วนน้ำมันเบนซินและดีเซล
นอกจากนี้ยังมีโครงการปรับปรุงหน่วยเพิ่มคุณภาพน้ำมัน (Reformer Unit & Gas Oil
Hydrotreating Unit) เพื่อให้น้ำมันที่ผลิตได้คุณภาพตามข้อกำหนดในอนาคต ทั้งนี้
คาดว่าโครงการจะแล้วเสร็จในไตรมาส 4 ปี 2551

คณะกรรมการ ปตท. ครั้งที่ 3/2549 เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2549 มีมติเห็นชอบให้
ปตท.เข้าลงทุนในบางจาก โดยการเข้าซื้อหุ้นสามัญเพิ่มทุนและหุ้นกู้แปลงสภาพ ในวงเงินจำนวน
120 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในราคาหุ้นละ 14 บาท

เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2549 ปตท. และบางจาก
ได้ลงนามในสัญญาขายหุ้นเพิ่มทุนรวมถึงสัญญาจัดหาน้ำมันดิบ และสัญญารับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป
และ เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2549 ปตท. ได้ชำระเงินลงทุนในบางจาก โดยเป็นเงินลงทุน
จำนวน 4,515.12 ล้านบาท (120 ล้านเหรียญสหรัฐ) คำนวณจากหุ้นสามัญของบางจากจำนวน
280.68 ล้านหุ้น ในราคา 14 บาทต่อหุ้น และหุ้นกู้แปลงสภาพจำนวน 58,560 หน่วย ในราคา
10,000 บาทต่อหุ้น

3.4 ภาวะอุตสาหกรรม

ในช่วงปี 2544-2549 เศรษฐกิจไทยเริ่มฟื้นตัวขึ้นหลังเกิดภาวะวิกฤตเศรษฐกิจในปี 2540
มีอัตราการเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 5.1 ต่อปี
ส่งผลให้ความต้องการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขยายตัวสูงขึ้นในอัตราเฉลี่ยร้อยละ 5.8 ต่อปี
โดยมีปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 2.6 ต่อปี จากระดับ 560,322
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี 2544 เป็น 672,631 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี
2549 และมีปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 7.4 ต่อปี จากระดับ 430,562
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี 2544 เป็น 579,007 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันในปี
2549 ซึ่งเป็นผลมาจากการเพิ่มขึ้นของโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิต
และการใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าและในภาค
อุตสากรรม
โดยมีอัตราส่วนการใช้น้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซธรรมชาติต่อปริมาณการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ในปี
2549 ร้อยละ 43.5 และ 37.4 ตามลำดับ

สำหรับในปี 2549 เศรษฐกิจไทยขยายตัวในอัตราประมาณร้อยละ 5.0
ส่งผลให้มีความต้องการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ 1,547,778 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 1.8 โดยมีปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูป 672,631
เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 2.4
เนื่องจากราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันในตลาดโลก
และมีปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ 579,007 เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 2.3

รายละเอียดของการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ของประเทศในช่วงปี 2544 - 2549 มีดังนี้

หน่วย : เทียบเท่าบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน

[TABLE]

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (www.eppo.go.th)
เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2550

3.4.1 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

3.4.1.1 โครงสร้างอุตสาหกรรมในปัจจุบัน

ณ สิ้นปี 2548 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย
รวมทั้งส่วนของพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย มีจำนวน 31.90 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ประกอบด้วยปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) 10.74 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ (Probable Reserves) 11.60 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserves) 9.56 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ซึ่งหากคำนวณอัตราส่วนปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยต่อปริมาณการผลิตในปี 2549 ที่
0.86 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุตแล้ว ประเทศไทยจะมีก๊าซธรรมชาติใช้ได้อีกประมาณ 37 ปี และประมาณ
12 ปี เมื่อคำนวณจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติทั้งหมดของประเทศไทย
และปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว ตามลำดับ
สำหรับปริมาณสำรองน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลวทั้งหมดมีปริมาณรวม 1,098.27 ล้านบาร์เรล
ประกอบด้วยปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) 452.79 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ (Probable Reserves) 412.14 ล้านบาร์เรล
และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserves) 233.34 ล้านบาร์เรล
โดยมีปริมาณสำรองปิโตรเลียมเป็นดังนี้

+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองปิโตรเลียม | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ       | ก๊าซธรรมชาติเหลว |
|                    | (พันล้านลูกบาศก์ฟุต) |              |                |
|                    |                 | (ล้านบาร์เรล)  | (ล้านบาร์เรล)    |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว | 10,742.88       | 192.24       | 260.55         |
|                    |                 |              |                |
| (Proved Reserves)  |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปร                 | 11,598.18       | 119.27       | 292.87         |
| ิมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ |                 |              |                |
| (Probable          |                 |              |                |
| Reserves)          |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+
| ปริมาณสำรองที่อาจจะพบ | 9,554.99        | 75.63        | 157.71         |
| (Possible          |                 |              |                |
| Reserves)          |                 |              |                |
+--------------------+-----------------+--------------+----------------+

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (www.dmf.go.th) เมื่อวันที่ 19
กุมภาพันธ์ 2550

การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยมีผู้ดำเนินการรายใหญ่ (Operator) 3 ราย ได้แก่
บริษัท เชฟรอน ประเทศไทย สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด บริษัท
ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) และบริษัท เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย)
จำกัด โดยในปี 2549 มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศ 2,353 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 2.7 น้ำมันดิบ 128,950 บาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 13.2
และก๊าซธรรมชาติเหลว 75,435 บาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 8.6

ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมของประเทศไทยสำหรับช่วงปี 2544 – 2549 เป็นดังนี้

+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| ปี             | ก๊าซธรรมชาติ      | น้ำมันดิบ           | ก๊าซธรรมชาติเหลว |
|               | (ล              |                  |                |
|               | ้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) | (บาร์เรลต่อวัน)     | (บาร์เรลต่อวัน)   |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2544          | 1,900           | 61,914           | 51,847         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2545          | 1,986           | 75,567           | 53,724         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2546          | 2,106           | 96,322           | 62,663         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2547          | 2,158           | 85,516           | 68,204         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2548          | 2,292           | 113,890          | 69,487         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+
| 2549          | 2,353           | 128,950          | 75,435         |
+---------------+-----------------+------------------+----------------+

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (www.eppo.go.th)
เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2550

ในส่วนของการลงทุนและการดำเนินการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission
Pipeline Network) รวมถึงการจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาตินั้น ปัจจุบัน
ปตท.เป็นผู้รับซื้อและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
เจ้าของและผู้บริหารและพัฒนาโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพียงรายเดียวในประเทศ

สำหรับระบบท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline System) นั้น
ปัจจุบันการลงทุนและการดำเนินการส่วนใหญ่ กระทำโดย ปตท. นอกเหนือจาก ปตท.แล้ว
มีเพียงบริษัท ปตท. จำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่าง ปตท.กับ
Suez-Tractebel S.A. แห่งประเทศเบลเยี่ยม กับบริษัท ทุนลดาวัลย์ จำกัด
เพื่อดำเนินธุรกิจพัฒนาและก่อสร้างระบบท่อย่อยเพื่อขนส่งและจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้าในเขตอุตสาหกรรมรอบกรุงเทพมหานครและปริมณฑล

การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานที่กำกับดูแลในส่วนของกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ในขณะที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
เป็นองค์กรที่กำกับดูแลเกี่ยวกับค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติรวมทั้งอัตราค่าผ่านท่อ

3.4.1.2 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน และแนวโน้มในอนาคต

ปัจจุบัน การจัดหาก๊าซธรรมชาติมีทั้งจากแหล่งบนบกและในทะเล ภายในประเทศและต่างประเทศ
โดยในปี 2549 มีปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติรวม 3,222 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 2.3 สัดส่วนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและต่างประเทศ
คิดเป็นร้อยละ 73 : 27 ทั้งนี้ ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้ทั้งหมดถูกใช้ภายในประเทศ
โดยมีสัดส่วนการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับลูกค้ากลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าร้อยละ 73
ลูกค้าภาคอุตสาหกรรมและขนส่งร้อยละ 10 และส่งเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติร้อยละ 17

ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องทุกปี
แม้แต่ในช่วงที่เกิดวิกฤติทางเศรษฐกิจ โดยมีปัจจัยหลักคือ ปริมาณการใช้กระแสไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น
และจากนโยบายของภาครัฐที่ส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทน น้ำมันเตา
ทำให้สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นมาตลอด
โดยปริมาณการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (รวม กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก) คิดเป็นร้อยละ 66.5 ของปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมด

  ปริมาณการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงระหว่างปี 2544 - 2549

(หน่วย : ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง)

  ----------------- --------- --------- --------- --------- --------- ---------
                    ปี 2544    ปี 2545    ปี 2546    ปี 2547    ปี 2548    ปี2549

  1. พลังน้ำ          6,174     7,367     7,208     5,896     5,671     7,950

  2. ก๊าซธรรมชาติ     71,229    78,910    85,688    90,289    94,468    94,344

  3. น้ำมันสำเร็จรูป    2,668     2,120     2,510     5,701     7,817     7,885

  4. ถ่านหิน          20,296    19,292    19,301    20,404    20,614    24,468

  5. กระแสไฟฟ้านำเข้า 3,503     3,565     3,705     5,220     6,228     7,217
  และอื่นๆ                                                              

  รวม               103,869   111,254   118,408   127,511   134,798   141,919

  อัตราการขยายตัว     5.5       7.1       6.4       7.7       5.7       5.3
  (ร้อยละ)                                                             
  ----------------- --------- --------- --------- --------- --------- ---------

ที่มา : ข้อมูลตาม Web Site ของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (www.eppo.go.th)
เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2550

สำหรับการประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตกระแสไฟฟ้าในอนาคตนั้น
ในระยะยาวคาดว่า
ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตามความต้องการใช้พลังงานไฟฟ้าที่สูงขึ้นตามการพยากรณ์ของคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
โดยผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรายใหม่จะเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
เนื่องจากราคาก๊าซธรรมชาติจะสามารถแข่งขันได้และเป็นที่ยอมรับด้านสิ่งแวดล้อมเมื่อเปรียบเทียบกับเชื้อเพลิงชนิดอื่น
โดยประมาณการการผลิตกระแสไฟฟ้าจำแนกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้

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

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

นอกจากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่คาดว่าจะยังคงขยายตัวต่อไปแล้ว
ภาครัฐยังมีนโยบายที่จะผลักดันการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่งมากขึ้น
เนื่องจากมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ
และช่วยลดผลกระทบต่อผู้บริโภคจากการที่น้ำมันเชื้อเพลิงมีราคาสูง
ประกอบกับความต้องการผลิตภัณฑ์จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่มีแนวโน้มสูงขึ้น
ไม่ว่าจะเป็นความต้องการใช้ก๊าซหุงต้มภายในประเทศและความต้องการใช้เพื่อเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
ล้วนเป็นปัจจัยหลักที่เสริมสร้างให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต

3.4.1.3 การปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ 

การปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว มุ่งให้มีการแข่งขันอย่างเสรี
ก่อให้เกิดความเป็นธรรมและเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาพลังงานให้กับผู้บริโภค
โดยการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ
และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติออกจากกัน
และให้มีการเปิดให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access :
TPA) สำหรับระบบท่อของ ปตท.
หากมีความสามารถในการขนส่งเหลือเพื่อให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสามารถซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตได้โดยตรง
อย่างไรก็ตาม ปตท.
จะยังคงมีสิทธิในการซื้อหรือขายก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาที่มีอยู่ในปัจจุบันและสัญญาที่อยู่ระหว่างการเจรจาต่อรองจนกว่าจะหมดอายุสัญญา
ทั้งนี้
ผู้ค้าก๊าซธรรมชาติรายใหม่จะสามารถขายตรงให้กับลูกค้าโดยผ่านกลไกของการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม
ซึ่งจะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระที่จะจัดตั้งขึ้นในอนาคต

3.4.2 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจน้ำมัน

3.4.2.1 อุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน 

ในอดีตประเทศไทยต้องนำเข้าผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจากต่างประเทศ
เนื่องจากมีปริมาณความต้องการใช้มากกว่ากำลังการผลิตภายในประเทศ ต่อมาเมื่อบริษัท
โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) (RRC) และบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด
(SPRC) เริ่มเปิดดำเนินการในปี 2539
ทำให้อุตสาหกรรมน้ำมันสำเร็จรูปภายในประเทศมีอุปทานมากกว่าอุปสงค์
โดยในปัจจุบันประเทศไทยมีโรงกลั่นน้ำมันรวมทั้งสิ้น 7 แห่ง มีกำลังการผลิตรวมกันทั้งสิ้นประมาณ
1,017,000 บาร์เรลต่อวัน ปี 2549 โรงกลั่นน้ำมันมีการผลิตจริงรวมกันจำนวน 775,292
บาร์เรลต่อวัน เมื่อรวมกับการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากโรงแยกก๊าซฯ
และโรงงานปิโตรเคมีจำนวน 74,012 บาร์เรลต่อวัน
ทำให้มีการผลิตน้ำมันสำเร็จรูปของประเทศรวมทั้งสิ้นจำนวน 849,304 บาร์เรลต่อวัน
ในขณะที่ความต้องการใช้น้ำมันในประเทศมีจำนวน 722,453 บาร์เรลต่อวัน
ทำให้ประเทศไทยมีอุปทานส่วนเกิน และมีการส่งออกสุทธิไปจำหน่ายในตลาดต่างประเทศจำนวน
144,744 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งคาดว่าใน 2-3 ปีข้างหน้าประเทศไทยยังคงมีสภาวะอุปทานส่วนเกินอยู่

ในปี 2549 ประเทศไทยผลิตน้ำมันสำเร็จรูปจำนวน 49,284 ล้านลิตร
สามารถแยกเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปชนิดต่างๆ ได้ตามตารางดังนี้

หน่วย : ล้านลิตร

  --------------------------- -------------- -------------- --------------
  ประเภทผลิตภัณฑ์                ปี 2547         ปี 2548         ปี2549

  น้ำมันเบนซิน                   8,958          9,232          9,091

  น้ำมันดีเซล                    20,308         19,661         20,013

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน          4,617          4,835          5,601

  น้ำมันเตา                     6,719          6,156          6,308

  น้ำมันก๊าด                     1,120          1,017          1,041

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว             6,601          7,193          7,230

  รวม                         48,323         48,093         49,284
  --------------------------- -------------- -------------- --------------

ที่มา : สำนักการค้าและการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศไทยสามารถดำเนินการได้ทั้งทางรถบรรทุก รถไฟ และเรือขนส่ง ทั้งนี้
ขึ้นอยู่กับที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมัน
การขนส่งน้ำมันดิบจากต่างประเทศจะใช้เรือขนส่งตามท่าเทียบเรือต่างๆ
ตลอดแนวชายฝั่งทะเลของประเทศ
ขณะที่การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศส่วนใหญ่จะขนส่งโดยทางรถไฟ
โดยที่น้ำมันดิบจะถูกขนส่งไปยังโรงกลั่นน้ำมันทั้ง 7
แห่งซึ่งตั้งอยู่ใกล้ชายฝั่งทะเลเพื่อกลั่นเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปจะถูกขนส่งโดยทาง รถบรรทุก รถไฟ เรือขนส่ง และท่อส่งน้ำมัน
ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางท่อส่งน้ำมันแม้จะเพิ่มสูงขึ้น
แต่ก็ยังมีปริมาณการใช้ไม่มากนักเมื่อเปรียบเทียบกับการขนส่งโดยรถบรรทุกและรถไฟ
เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันไม่ได้มีการเชื่อมต่อกับโรงกลั่นน้ำมันทุกแห่ง
โรงกลั่นน้ำมันส่วนใหญ่ตั้งอยู่ที่ภาคกลางและภาคตะวันออกของประเทศซึ่งเป็นพื้นที่ที่มีความต้องการใช้น้ำมันสูงกว่าภาคอื่นๆ
ของประเทศ

3.4.2.2 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายน้ำมัน

จากการเปิดเสรีอุตสาหกรรมน้ำมันเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2534
ส่งผลให้ธุรกิจการจัดจำหน่ายน้ำมันมีการแข่งขันที่เพิ่มสูงขึ้น
เนื่องจากมีผู้ค้าน้ำมันอิสระรายใหม่เข้ามาในตลาดจำนวนมาก
การขยายตัวเพิ่มขึ้นของจำนวนสถานีบริการน้ำมัน
ประกอบกับสภาวะที่ประเทศไทยมีอุปทานมากกว่าอุปสงค์
ส่งผลให้กำไรขั้นต้นจากการตลาดเปลี่ยนแปลงตามสภาวะการแข่งขัน

โครงสร้างราคาน้ำมัน

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

ตัวอย่างโครงสร้างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานคร ณ วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2550

(หน่วย : บาท/ลิตร)

+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
|                       | เบนซิน  | คิดเ        | ดีเซล   | คิด          |
|                       | ออกเทน | ป็นร้อยละของ | หมุนเร็ว | เป็นร้อยละของ |
|                       | 95     |            |        |             |
|                       |        | ราคาขายปลีก |        | ราคาขายปลีก  |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| ราคา ณ โรงกลั่น ^(/1)   | 1      | 59.11      | 1      | 72.60       |
|                       | 5.1259 |            | 6.6539 |             |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| ภาษีสรรพสามิต ^(/2)     | 3.6850 | 14.40      | 2.3050 | 10.05       |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| ภาษีเทศบาล ^(/2)       | 0.3685 | 1.44       | 0.2305 | 1.00        |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง      | 3.4600 | 13.52      | 1.5000 | 6.54        |
| ^(/2)                 |        |            |        |             |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| กองทุนเพ               | 0.0400 | 0.16       | 0.0400 | 0.17        |
| ื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน |        |            |        |             |
| ^(/2)                 |        |            |        |             |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)      | 1.5876 | 6.20       | 1.4511 | 6.33        |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น    | 2      | 94.83      | 2      | 96.69       |
|                       | 4.2670 |            | 2.1805 |             |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| ค่าการตลาด             | 1.2365 | 4.83       | 0.7099 | 3.09        |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)      | 0.0866 | 0.34       | 0.0497 | 0.22        |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+
| ราคาขายปลีก            | 25.59  | 100.00     | 22.94  | 100.00      |
+-----------------------+--------+------------+--------+-------------+

^(/1) โรงกลั่นกำหนดจากราคาตลาดโลก

^(/2) รัฐบาลกำหนด

จากการที่ประเทศไทยเป็นประเทศผู้นำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศในรูปของน้ำมันดิบ
และน้ำมันสำเร็จรูปบางส่วน ประกอบกับการค้าน้ำมันเป็นไปอย่างเสรี ดังนั้น การกำหนดราคาน้ำมัน
ณ โรงกลั่นจึงขึ้นอยู่กับการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดโลก
(ซึ่งโรงกลั่นในประเทศไทยยึดตลาดสิงคโปร์เป็นเกณฑ์เช่นเดียวกับประเทศอื่นๆ ในภูมิภาคนี้)
และการเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา (หรือค่าเงินบาท)
ซึ่งเป็นต้นทุนในการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง

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

การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้า^(/)[4]

(1) ช่วงก่อนยกเลิกควบคุมราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐบาลเป็นผู้กำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
    โดยรัฐบาลกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น
    และอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแต่ละชนิด
    ในช่วงดังกล่าวประเทศไทยมีกำลังการกลั่นต่ำกว่าความต้องการในประเทศและต้องพึ่งพาการนำเข้า
    การกำหนดราคาน้ำมันที่ผลิตในประเทศจึงใช้หลักการของความเสมอภาคกับการนำเข้า
    (Import Parity Basis) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมระหว่างผู้ผลิตและผู้นำเข้า
    โดยหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจะอ้างอิงตามการเปลี่ยนแปลงของราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันในสิงคโปร์
    ซึ่งเป็นตลาดน้ำมันสำเร็จรูปขนาดใหญ่ในภูมิภาคนี้
    ในช่วงดังกล่าวราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยจะเป็นราคา C.I.F. กรุงเทพฯ
    คือราคาสิงคโปร์บวกด้วยค่าขนส่งและค่าใช้จ่ายต่างๆ จนกระทั่งถึงท่าเรือประเทศไทย
    การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นจะอิงกับราคาประกาศของโรงกลั่นในสิงคโปร์
    และสำหรับการกำหนดราคานำเข้าจะอิงตามราคาตลาดจรสิงคโปร์เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนการนำเข้าจริง
    โดยการประกาศราคาจะเปลี่ยนแปลงสัปดาห์ละ 1 ครั้ง

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

การกำหนดราคาของโรงกลั่นจะกำหนดให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับต้นทุนการนำเข้ามากที่สุด
เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันซื้อน้ำมันจากโรงกลั่น
และเนื่องจากการซื้อขายน้ำมันในภูมิภาคนี้เป็นจำนวนมากจะกระทำกันในตลาดสิงคโปร์
ราคาน้ำมันที่เคลื่อนไหวในตลาดสิงคโปร์จึงเป็นตัวแทนของราคาน้ำมันของทุกประเทศในภูมิภาคนี้
โรงกลั่นจึงใช้เกณฑ์การกำหนดราคาโดยอิงตามราคาตลาดจรสิงคโปร์
และมีการเปลี่ยนแปลงทุกวันเช่นเดียวกับราคาตลาดจรสิงคโปร์

การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดน้ำมันต่าง ๆ[5]¹

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

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

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

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

ราคาจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของโรงกลั่น และผู้ค้าส่งน้ำมันภายในประเทศในปัจจุบัน[6]¹

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

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

ภาวะการแข่งขันของตลาดน้ำมันในประเทศไทย^(/)[7]

ปัจจุบันตลาดน้ำมันของไทยมีการแข่งขันสูงทั้งระดับค้าส่งและค้าปลีก โดยในตลาดค้าส่ง
กำลังการกลั่นภายในประเทศที่มีมากกว่าความต้องการ
ทำให้การกำหนดราคาของโรงกลั่นและผู้ค้าส่งต้องมีการให้ส่วนลดแก่ผู้ค้าน้ำมันในภาวะที่น้ำมันล้นตลาด
นอกจากนี้ การที่โรงกลั่นต้องแข่งขันกับการนำเข้าจากต่างประเทศ
ภาวะกำลังการกลั่นล้นตลาดของภูมิภาค
ก็มีผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของภูมิภาคเอเซียอยู่ในภาวะอ่อนตัวเมื่อเทียบกับราคาน้ำมันดิบ
ซึ่งประเทศไทยก็ได้รับผลกระทบดังกล่าวด้วย

ในตลาดค้าปลีก การแข่งขันอยู่ในระดับสูงเช่นเดียวกัน จากการเพิ่มขึ้นของจำนวนผู้ค้าน้ำมัน
จากเดิมช่วงก่อนการยกเลิกควบคุมราคามีเพียงผู้ค้ารายใหญ่ 4 ราย ได้เพิ่มขึ้นเป็นกว่า 30
รายในปัจจุบัน จำนวนสถานีบริการน้ำมันได้เพิ่มขึ้นจากระดับ 3,400 แห่ง เป็นกว่า 17,000
แห่งในปัจจุบัน ทำให้การแข่งขันในตลาดค้าปลีกของไทยอยู่ในระดับที่สูงมาก
จนทำให้ผู้ค้าไม่สามารถกำหนดราคาขายปลีกในระดับที่แตกต่างกันได้มาก จากการศึกษาของ สนพ.
พบว่าการกำหนดราคาขายปลีกในระดับที่แตกต่างกัน 50 สตางค์ต่อลิตร
จะส่งผลให้ปริมาณการจำหน่ายของผู้ค้าน้ำมันลดลงครึ่งหนึ่ง ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันนับตั้งแต่ปี
2539 เป็นต้นมา ได้ปรับลดลงและอยู่ในระดับทรงตัว ซึ่งเป็นผลจากการแข่งขันที่อยู่ในระดับสูง

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

สำหรับอัตราภาษีสรรพสามิตปัจจุบันเป็นไปตามประกาศอัตราภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง
โดย ณ วันที่
6 กุมภาพันธ์ 2550 อัตราภาษีสรรพสามิตของผลิตภัณฑ์ต่างๆ เป็น ดังนี้

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

  1. น้ำมันเบนซินชนิดไร้สารตะกั่ว         -                 3.685

  2. น้ำมันก๊าด                       -                 3.055

  3. น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว                -                 2.305

  4. น้ำมันดีเซลหมุนช้า                 -                 2.405

  5. น้ำมันเตา                       5                 -

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

  ที่มา : กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง

สำหรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบัน
รัฐบาลกำหนดให้ผู้ผลิตหรือผู้นำเข้าผลิตภัณฑ์น้ำมันส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันตามอัตราที่กำหนดซึ่งขึ้นอยู่กับชนิดน้ำมัน
ยกเว้นก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะได้รับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมัน ทั้งนี้
เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดย ณ วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2550
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน สรุปได้ดังนี้

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

  1. น้ำมันเบนซิน 95          3.460                      -

  2. น้ำมันเบนซิน91           3.260                      -

  3. น้ำมันแก๊สโซฮอล์          1.500                      -

  4. น้ำมันก๊าด               0.100                      -

  5. น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว        1.500                      -

  6. น้ำมันดีเซลหมุนช้า         1.500                      -

  7. น้ำมันเตา               0.060                      -

  8. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว       -                          1.629
  (บาท/กก.)                                           
  ------------------------ -------------------------- --------------------

  ที่มา : สนพ.

3.4.2.3 อุตสาหกรรมการจัดจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว

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

อย่างไรก็ตามในระหว่างนี้ รัฐบาลยังควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยควบคุมราคา ณ
โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า และราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น
แต่เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
จึงมีการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตั้งแต่วันที่
10 กุมภาพันธ์ 2546 โดยกำหนดให้เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน –16 เหรียญสหรัฐ/ตัน
โดยมีราคาประกันต่ำสุดที่ 185 เหรียญสหรัฐ/ตัน และมีราคาเพดานสูงสุดที่ 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน

ต่อมาราคาก๊าซในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น ผู้ผลิตหันไปส่งออกมากขึ้น
ส่งผลกระทบต่อการบริโภคในประเทศ
จึงมีมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศ
จูงใจให้เกิดการจำหน่ายในประเทศลดการส่งออก
ให้เก็บเงินครึ่งหนึ่งของส่วนต่างราคาประกาศเปโตรมินกับราคา 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน
จากการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลว มาเฉลี่ยให้กับผู้จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศ
โดยปรับราคาเพดานของราคา ณ โรงกลั่น 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน ให้สูงขึ้น

ทั้งนี้ โครงสร้างราคาจะประกอบด้วย 3 ส่วนคือ

(1) ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า

(2) ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ซึ่งประกอบด้วย

- ราคา ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และภาษีมูลค่าเพิ่ม

(3) ราคาขายปลีก ซึ่งประกอบด้วย

- ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ

- ค่าการตลาด และภาษีมูลค่าเพิ่ม

ดังมีรายละเอียด ดังตัวอย่างต่อไปนี้ (โครงสร้างราคา ณ วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2550)

  หน่วย : บาท/กิโลกรัม

  ---------------------------- ----------------- -------------------------
                               ก๊าซปิโตรเลียมเหลว   คิดเป็นร้อยละของราคาขายปลีก

  ราคา ณ                       11.6985           69.5780
  โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซ/นำเข้า ^(/1)                   

  ภาษีสรรพสามิต ^(/2)            2.1700            12.9063

  ภาษีเทศบาล ^(/2)              0.2170            1.2906

  กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ^(/2)       (1.6286)          (9.6863)

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)             0.8720            5.1863

  ราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม       13.3289           79.2750

  ค่าการตลาด                    3.2566            19.3690

  ภาษีมูลค่าเพิ่ม ^(/2)             0.2280            1.3561

  ราคาขายปลีก                   16.81             100.00
  ---------------------------- ----------------- -------------------------

  ที่มา : สนพ.

  /1 รัฐบาลกำหนดโดยอ้างอิงราคาตลาดโลก

  /2 รัฐบาลกำหนด

3.4.3 ภาวะอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 

3.4.3.1 โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี 

โครงสร้างของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีสามารถแบ่งได้เป็น 3 ขั้น ดังนี้

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

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

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

3.4.3.2 สถานการณ์ปิโตรเคมีของประเทศไทย

สถานการณ์ปิโตรเคมีทั่วโลกอยู่ในช่วงวงจรขาขึ้นสูงสุด
เนื่องมาจากราคาพลังงานและความต้องการปิโตรเคมีที่เพิ่มสูงขึ้นทั่วโลก
โดยราคาได้เพิ่มขึ้นสูงสุดในปี 2549 และราคาน้ำมันดิบได้เริ่มอ่อนตัวลงแล้ว
ดังนั้นจึงคาดว่าราคาปิโตรเคมีจะเริ่มลดต่ำลงเข้าสู่ช่วงขาลงจากนี้เป็นต้นไป

ความต้องการปิโตรเคมีขั้นต้นของประเทศไทยโดยรวมในปี 2549 เพิ่มขึ้นจากปี 2548 ประมาณ 6%
เช่นเดียวกับความต้องการเม็ดพลาสติก(โพลิเมอร์) ที่เพิ่มขึ้น 5% ดังนั้นการส่งออกจึงลดลง
โดยการส่งออกปิโตรเคมีขั้นต้นลดลงถึง 25% แต่การส่งออกเม็ดพลาสติกลดลงเล็กน้อยเพียง 2%
ทั้งนี้ปริมาณผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีของประเทศไทยโดยเฉพาะเม็ดพลาสติกยังคงอยู่ในสภาวะที่มีกำลังการผลิตมากกว่าความต้องการ
ในปี 2549 มีการส่งออกประมาณ 46% ของปริมาณการผลิต
โดยส่วนใหญ่ส่งออกไปยังภูมิภาคเอเชียเป็นหลัก เช่น จีน เวียตนามและมาเลเซีย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต กา  |             |             |            |             |
| รนำเข้า การ |             |             |            |             |
| บริโภค และก |             |             |            |             |
| ารส่งออกเอท |             |             |            |             |
| ิลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 1,478.00    | 6.00        | 1,281.00   | 203.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 1,832.00    | 0.00        | 1,444.00   | 388.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 1,798.00    | 0.00        | 1,646.00   | 152.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 1,892.00    | 11.00       | 1,771.00   | 131.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2546       | 2,007.00    | 7.00        | 1,872.00   | 142.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 1,993.00    | 20.00       | 1,889.00   | 123.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 2,216.00    | 42.00       | 2,072.00   | 186.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 2,391.00    | 7.00        | 2,253.00   | 145.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต การ |             |             |            |             |
| นำเข้า การส |             |             |            |             |
| ่งออก และกา |             |             |            |             |
| รบริโภคโพรพ |             |             |            |             |
| ิลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 881.00      | 76.00       | 913.00     | 44.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 1,083.00    | 34.00       | 1,048.00   | 69.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 1,035.00    | 13.00       | 1,018.00   | 30.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 1,134.00    | 53.00       | 1,163.00   | 24.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2546       | 1,192.00    | 52.00       | 1,188.00   | 57.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 1,215.00    | 20.00       | 1,195.00   | 39.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 1,211.00    | 20.00       | 1,151.00   | 79.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 1,246.00    | 0.00        | 1,167.00   | 79.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| กา         |             |             |            |             |
| รผลิต การนำ |             |             |            |             |
| เข้า การส่งอ |             |             |            |             |
| อก และการบ |             |             |            |             |
| ริโภคพาราไซ |             |             |            |             |
| ลีน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 372.00      | 117.00      | 482.00     | 67.00       |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 639.00      | 85.00       | 512.00     | 212.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 696.00      | 70.00       | 538.00     | 228.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 906.00      | 40.00       | 669.00     | 277.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2546       | 1,057.00    | 81.00       | 841.00     | 297.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 1,041.00    | 140.00      | 945.00     | 236.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 1,132.00    | 155.00      | 1,023.00   | 264.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 1,220.00    | 396.00      | 1,493.00   | 123.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| การผลิต กา  |             |             |            |             |
| รนำเข้า การ |             |             |            |             |
| ส่งออก และก |             |             |            |             |
| ารบริโภคเบน |             |             |            |             |
| ซิน ของประเ |             |             |            |             |
| ทศไทย หน่วย |             |             |            |             |
|  : พันตันต่อปี |             |             |            |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| ปี          | การจัดหา     |             | การบริโภค   |             |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
|            | การผลิต      | การนำเข้า    | การบริโภค   | การส่งออก    |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2542       | 394.00      | 22.00       | 276.00     | 140.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2543       | 463.00      | 46.00       | 294.00     | 215.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2544       | 509.00      | 2.00        | 321.00     | 190.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2545       | 502.00      | 15.00       | 302.00     | 214.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2546       | 580.00      | 0.00        | 361.00     | 219.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2547       | 706.00      | 12.00       | 387.00     | 332.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2548       | 742.00      | 3.00        | 347.00     | 398.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+
| 2549       | 709.00      | 0.00        | 394.00     | 315.00      |
+------------+-------------+-------------+------------+-------------+

ที่มา : สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

3.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

3.5.1 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ

ตลอดระยะเวลาการดำเนินงานของโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมา ปตท.
ได้ตระหนักถึงผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ความปลอดภัย และอาชีวอนามัย
รวมทั้งสภาพชีวิตความเป็นอยู่ของประชาชนที่อาศัยอยู่ในบริเวณใกล้เคียง ดังนั้น ปตท.
จึงได้ติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่องและเคร่งครัด
โดยในช่วงก่อนการก่อสร้างได้มีการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
(Environmental Impact Assessment : EIA)
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
พร้อมทั้งระบุมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
และมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อเสนอต่อ
สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.)
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ซึ่งจนถึงปัจจุบัน ปตท. ได้ดำเนินการติดตามตรวจวัด
บันทึกผล และจัดทำรายงานฯ เสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
รวมถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมโรงงานอุตสาหกรรม ตามที่กฎหมายกำหนดอย่างเคร่งครัด
ยิ่งไปกว่านั้น เพื่อให้เกิดความมั่นใจในประสิทธิภาพของระบบบำบัดมลพิษทางอากาศ
และเป็นไปตามคำแนะนำของกรมโรงงานอุตสาหกรรม ในปี 2546 และปี 2548
โรงแยกก๊าซธรรมชาติระยอง หน่วยที่ 1 และ 5
ยังได้ติดตั้งเครื่องมือหรือเครื่องอุปกรณ์พิเศษเพื่อตรวจสอบคุณภาพอากาศจากปล่องแบบอัตโนมัติ
(Continuous Emission Monitoring System : CEMS) ตามลำดับ
ซึ่งจากการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมของโรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้ง 5
โรงตั้งแต่เปิดดำเนินการ พบว่าคุณภาพอากาศ คุณภาพเสียง คุณภาพน้ำ
และกากของเสียจากกระบวนการผลิต ล้วนอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐานตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องทั้งสิ้น
นอกจากนี้แล้ว ปตท. มีแผนที่จะก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติ หน่วยที่ 6 ที่จังหวัดระยอง
ซึ่งขณะนี้ได้จัดทำรายงานฯ เสนอต่อ สผ. และคณะกรรมการผู้ชำนาญการของ สผ.
ได้พิจารณารายงานแล้ว อยู่ระหว่างรอการอนุมัติ
ซึ่งต้องเป็นไปตามนโยบายด้านสิ่งแวดล้อมของภาครัฐ

นอกจากการปฏิบัติตามกฎหมายข้างต้นแล้ว ปตท. ยังได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก./OHSAS 18001 เข้ามาใช้ โดยปัจจุบัน
โรงแยกก๊าซธรรมชาติทั้ง 5 หน่วยได้รับการรับรองระบบ ISO 14001 และระบบ มอก./OHSAS
18001 จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.) เรียบร้อยแล้ว

3.5.2 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

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

สำหรับท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากสหภาพเมียนมาร์มายังชายแดนไทย-ที่บ้านอีต่อง
และต่อมายังโรงไฟฟ้าราชบุรีจังหวัดราชบุรี ที่เริ่มก่อสร้างในปี 2540 นั้น ปตท.
ได้จัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อเสนอต่อ สผ.
ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เช่นเดียวกับการดำเนินการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
ซึ่งจากการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ล้วนปรากฏว่า
เป็นไปตามมาตรการลดและติดตามผลกระทบที่ได้เสนอไว้ในรายงานฯ

ในช่วงระหว่างปี 2547 จนถึงปัจจุบัน โครงการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซฯ
ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 และโครงการเกี่ยวเนื่อง
ได้มีการศึกษาและจัดทำรายงาน EIA
รวมทั้งมีการนำมาตรการลดผลกระทบและการดำเนินการระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมไปสู่การปฏิบัติทั้งในระยะก่อสร้างและระยะดำเนินการแล้วเสร็จทุกโครงการ
สำหรับโครงการที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างที่จะต้องดำเนินการตามมาตรการลดผลกระทบและการวางระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม
ความปลอดภัย และอาชีวอนามัย ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 3 ในทะเลและบนบก
(ฝั่งตะวันออก) โครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันหน่วยที่ 3
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทรน้อย-พระนครใต้ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย-แก่งคอย
และโครงการท่อส่งก๊าซ NGV สุวรรณภูมิ-พญาไท นอกจากนี้
ยังมีโครงการที่อยู่ในระหว่างการศึกษาและจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
เพื่อเสนอต่อสำนักงานนโยบายทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ได้แก่
โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติศูนย์ราชการแจ้งวัฒนะและศูนย์พลังงานแห่งชาติ (ปทุมธานี-พญาไท)
และโครงการท่อส่งก๊าซฯ ย่อยเข้าโรงงานอุตสาหกรรมและสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ

และเพื่อให้การดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อม อาชีวอนามัย
และความปลอดภัยเป็นไปตามมาตรฐานสากล สายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทุกหน่วย
จึงได้นำระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO 14001
และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก./OHSAS 18001 เข้ามาปฏิบัติ
โดยได้รับการรับรองระบบ ISO 14001 และ มอก./OHSAS 18001
จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.) เรียบร้อยแลัวตั้งแต่ปี 2543 และ 2545 ตามลำดับ

3.5.3 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินการท่าเทียบเรือของคลังปิโตรเลียม

ในการก่อสร้างท่าเทียบเรือของ ปตท. เพื่อขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
ได้มีการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact
Assessment) ซึ่งระบุมาตรการป้องกัน และแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
ตลอดจนได้ดำเนินการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อคุณภาพสิ่งแวดล้อม (Monitoring)
ตามที่กฎหมายกำหนดไว้ในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
เสนอต่อ สผ. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม อย่างต่อเนื่อง
ซึ่งจากการติดตามตรวจสอบดังกล่าว ปรากฏผลอยู่ในเกณฑ์ที่ดีกว่ามาตรฐาน อีกทั้งหน่วยงานของ
ปตท. ที่มีท่าเทียบเรือขนส่งผลิตภัณฑ์ทุกคลังยังได้รับการรับรองระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม ISO
14001 และ มอก./OHSAS 18001 จากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ (สรอ.)
เรียบร้อยแล้วเช่นเดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

3.5.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการร่วมลงทุนในโรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นน้ำมัน

อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและการกลั่นเป็นอุตสาหกรรมอีกประเภทที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม
(Environmental Impact Assessment : EIA)
ตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ที่ผ่านมา
ปตท. ได้ร่วมลงทุนและเข้าไปมีส่วนร่วมในขั้นตอนของการพัฒนา
รวมทั้งในขั้นตอนการก่อสร้างหรือขยายโรงงานปิโตรเคมีและโรงกลั่นน้ำมันต่างๆ
ในสัดส่วนที่มากน้อยต่างกัน โดยในปี 2547 จนถึงปัจจุบัน
มีโครงการก่อสร้างและ/หรือขยายโรงงานในความรับผิดชอบของ ปตท. ที่ได้รับการอนุมัติรายงาน
EIA และขณะนี้อยู่ในระหว่างการก่อสร้าง
ซึ่งจะต้องดำเนินการตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
และมาตรการติดตามตรวจวัดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
เสนอต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม รวมถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
เช่น กรมโรงงานอุตสาหกรรม, การนิคมอุตสาหกรรม เป็นระยะ ได้แก่
โครงการก่อสร้างของบริษัท พีทีที ฟีนอล จำกัด, โครงการก่อสร้างของบริษัท พีทีที โพลีเอทิลีน
จำกัด, โครงการก่อสร้างโรง PDH/PP ,

นอกจากนี้ ยังมีโครงการที่อยู่ในระหว่างการจัดทำและเสนอรายงาน EIA ต่อ สผ. ได้แก่
โครงการก่อสร้างของบริษัท
พีทีที อาซาฮี เคมิคอล จำกัด

3.5.5 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการร่วมลงทุนของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

ปตท. ได้ร่วมลงทุนในธุรกิจขยายและพัฒนาการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง
ไม่ว่าจะเป็นการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
รวมไปถึงการลงทุนในธุรกิจการผลิตไฟฟ้าไอน้ำและน้ำเย็น
ซึ่งทั้งหมดล้วนแล้วแต่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental
Impact Assessment : EIA)
ตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
ซึ่งในขณะนี้มีโครงการที่ได้จัดทำรายงาน EIA เสนอต่อ สผ. และคณะกรรมการผู้ชำนาญการของ
สผ. ได้พิจารณารายงานแล้ว อยู่ระหว่างรอการอนุมัติ
ซึ่งต้องเป็นไปตามนโยบายด้านสิ่งแวดล้อมของภาครัฐ เช่นเดียวกับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ หน่วยที่ 6
ได้แก่ โครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ไอน้ำและน้ำเพื่อการอุตสาหกรรมของบริษัท พีทีที ยูทิลิตี้ จำกัด

[1] ^(/ 1) แปลงสัมปทานยูโนแคล 2 ประกอบด้วย แหล่งกะพง ปลาทอง ปลาแดง สตูล บรรพต
และยะลา 10A ส่วนแปลงสัมปทานยูโนแคล 3 ประกอบด้วย แหล่งฟูนาน จักรวาล โกมิน สุราษฎร์
ปลาหมึก ตราด และปะการัง

[2] ^(/ 2) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2547 ปตท. และ เปโตรนาส ได้ลงนามใน Settlement
Agreement และ Supplementary Agreement ซึ่งเป็นข้อตกลงประนีประนอมแก้ไขปัญหา
Take-or-Pay อันสืบเนื่องมาจากการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทย-มาเลเซีย ของบริษัททรานส์
ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด ล่าช้า โดยกลุ่มผู้ซื้อซึ่งประกอบด้วย ปตท.และเปโตรนาส
ไม่มีภาระ Take-or-Pay และเลื่อนกำหนดการเริ่มซื้อขายก๊าซฯ จากเดิมปี 2545 มาเป็นต้นปี
2548 โดย เปโตรนาส จะเป็นผู้รับก๊าซฯ ในระยะที่หนึ่งจำนวน 200-390
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันก่อน ส่วน ปตท.จะ รับก๊าซฯ ระยะที่ 2 จำนวน 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ซึ่งจะเริ่มรับก๊าซฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2550-2551 และในระยะที่ 3
ถ้าผู้ขายมีปริมาณก๊าซรองรับปตท.และเปโตรนาสจะรับก๊าซเพิ่มขึ้นอีกไม่เกิน 400
ล้านลูกบากศ์ฟุตต่อวัน

^(/3) ปัจจุบันยังไม่ได้ดำเนินการผลิต ทั้งนี้คาดว่าแหล่งอาทิตย์จะเริ่มผลิตก๊าซฯ
เข้าสู่ระบบได้ประมาณต้นปี 2551

^(4/) ปัจจุบันยังไม่ได้ดำเนินการผลิต ทั้งนี้คาดว่าแหล่งเจดีเอ B-17&C-19 and
B-17-01จะเริ่มผลิตก๊าซฯ เข้าสู่ระบบได้ประมาณปี 2552

^(5/) แหล่งภูฮ่อม จะเริ่มจ่ายผลิตก๊าซฯ ให้ ปตท. เข้าสู่ระบบตั้งแต่วันที่ 30 พฤศจิกายน 2549

6/ แหล่งยาดานาได้มีการลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 1 โดยเพิ่ม DCQ จากเดิมอีก 40
ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือนกันยายน 2549

[3] ^(/)

[4] ¹

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

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

[7] ¹