12. ฐานะการเงินและผลการดำเนินงาน

1.  ผู้สอบบัญชีและนโยบายบัญชีที่สำคัญ

    1.  ผู้สอบบัญชี

ปตท.สผ. ได้แต่งตั้งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) เป็นผู้สอบบัญชีของ ปตท.สผ.
และบริษัทย่อย ซึ่งทางสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์
(ก.ล.ต.)ให้ความเห็นชอบ นอกจากนี้ สตง. ยังเป็นผู้สอบบัญชีมาโดยตลอด
ซึ่งไม่มีความสัมพันธ์และไม่มีส่วนได้เสียกับ ปตท.สผ./บริษัทย่อย / ผู้บริหาร/ ผู้ถือหุ้นรายใหญ่
หรือผู้ที่เกี่ยวข้องกับบุคคลดังกล่าวรวมทั้งได้ผ่านการอนุมัติจากที่ประชุมสามัญผู้ถือหุ้นประจำปีโดยมีค่าตอบแทนเป็นจำนวน
0.9 ล้านบาท ซึ่งเท่ากับค่าตอบแทนในปี 2549 และ 2548 ที่ผ่านมา

ทั้งนี้ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของบริษัทย่อยจำนวน 27 บริษัทของ ปตท.สผ. ซึ่งมีค่าสอบบัญชีสำหรับปี
2550 จำนวน 2.65 ล้านบาท สำหรับค่าบริการอื่น (non audit services fee)
ในรอบปีบัญชีที่ผ่านมา ปตท.สผ. และบริษัทย่อยไม่มีการรับบริการอื่นจาก สตง.

2.  สรุปรายงานการตรวจสอบบัญชีในระยะ 3 ปีที่ผ่านมา

ผู้สอบบัญชีได้ให้ความเห็นในรายงานการตรวจสอบแบบไม่มีเงื่อนไข ตลอดระยะเวลา 3 ปีที่ผ่านมา
และได้แสดงความเห็นเพิ่มเติมในส่วนบัญชีโครงการร่วมทุนว่า ผู้สอบบัญชีไม่ได้ตรวจสอบสินทรัพย์
หนี้สิน และค่าใช้จ่ายในส่วนที่เกิดจากการร่วมทุน
โดยได้ถือตามรายงานผู้สอบบัญชีอื่นที่ได้เข้าตรวจสอบบัญชีโครงการร่วมทุนแล้ว

3.  สรุปนโยบายการบัญชีที่สำคัญ

    1.  เกณฑ์ในการจัดทำงบการเงิน

งบการเงินรวมและงบการเงินเฉพาะบริษัทจัดทำขึ้นตามมาตรฐานการบัญชีไทย
ภายใต้พระราชบัญญัติการบัญชี พ.ศ. 2543
รวมถึงการตีความและแนวปฏิบัติทางการบัญชีที่ประกาศใช้โดยสภาวิชาชีพบัญชี
และตามข้อกำหนดของคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ว่าด้วยการจัดทำและนำเสนอรายงานทางการเงิน
ภายใต้พระราชบัญญัติหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ พ.ศ. 2535

กลุ่มบริษัทได้ใช้มาตรฐานการบัญชีระหว่างประเทศฉบับที่12 เรื่องการบัญชีสำหรับภาษีเงินได้

งบการเงินรวมและงบการเงินเฉพาะบริษัทจัดทำขึ้นโดยใช้เกณฑ์ราคาทุนเดิมในการวัดมูลค่าขององค์ประกอบของงบการเงิน
ยกเว้นตามที่ระบุในนโยบายการบัญชี

ในการจัดทำงบการเงินให้เป็นไปตามมาตรฐานการบัญชี
ผู้บริหารต้องใช้ประมาณการและข้อสมมติฐาน ซึ่งมีผลกระทบต่อการรายงานสินทรัพย์ หนี้สิน รายได้
และค่าใช้จ่าย การประมาณการและข้อสมมติฐานมาจากประสบการณ์ในอดีต และปัจจัยแวดล้อมต่างๆ
ที่ผู้บริหารมีความเชื่อมั่นอย่างสมเหตุผลภายใต้สภาวะแวดล้อมนั้นๆ
ดังนั้นผลที่เกิดขึ้นจริงต่อมูลค่าตามบัญชีของสินทรัพย์และหนี้สินอาจแตกต่างไปจากที่ประมาณการและตั้งข้อสมมติฐานไว้

งบการเงินรวมประกอบด้วย บริษัท บริษัทย่อย บริษัทร่วม กิจการร่วมค้า รายการบัญชีระหว่างบริษัท
และบริษัทย่อยที่เป็นสาระสำคัญได้ตัดออกในการทำงบการเงินรวม

  บริษัทย่อย

บริษัทย่อยเป็นกิจการที่อยู่ภายใต้การควบคุมของบริษัททั้งทางตรงและทางอ้อมในการควบคุมนโยบายการเงินและการดำเนินงานของบริษัทนั้นเพื่อให้ได้มาซึ่งประโยชน์จากกิจกรรมของบริษัทย่อย
งบการเงินของบริษัทย่อยได้รวมอยู่ในงบการเงินรวมนับตั้งแต่วันที่มีการควบคุมจนถึงวันที่การควบคุมนั้นหมดไป

  บริษัทร่วม

บริษัทร่วมเป็นกิจการที่บริษัทมีอิทธิพลอย่างเป็นสาระสำคัญโดยมีอำนาจเข้าไปมีส่วนร่วมในการตัดสินใจเกี่ยวกับนโยบายการเงินและการดำเนินงาน
แต่ไม่ถึงระดับที่จะควบคุมนโยบายดังกล่าว
งบการเงินรวมของบริษัทได้รวมส่วนได้เสียของบริษัทร่วมตามวิธีส่วนได้เสีย
นับจากวันที่มีอิทธิพลอย่างเป็นสาระสำคัญจนถึงวันที่การมีอิทธิพลอย่างเป็นสาระสำคัญสิ้นสุดลง

บริษัทไม่รับรู้ผลขาดทุนที่เกินกว่าเงินลงทุนในบริษัทร่วม
เว้นแต่กรณีที่บริษัทได้ค้ำประกันหรือยินยอมที่จะชำระภาระผูกพันของบริษัทร่วม

  กิจการร่วมค้า

กิจการที่ควบคุมร่วมกันแสดงในงบการเงินรวมโดยวิธีรวมตามสัดส่วน ซึ่งเป็นการรวมส่วนแบ่งรายได้
ค่าใช้จ่าย สินทรัพย์ และหนี้สินของกิจการร่วมค้าแต่ละรายการในงบการเงิน

สินทรัพย์ที่ควบคุมร่วมกันแสดงในงบการเงินรวมโดยวิธีรวมตามสัดส่วน
ซึ่งเป็นการรวมส่วนแบ่งค่าใช้จ่าย สินทรัพย์ และหนี้สินของการร่วมค้าตามสัญญา Joint
Operation Agreement ในแต่ละรายการในงบการเงิน

  กิจการที่เกี่ยวข้องกัน

กิจการที่เกี่ยวข้องกันเป็นกิจการที่บริษัทมีอำนาจควบคุมบริษัทหรือถูกควบคุมโดยบริษัทไม่ว่าจะเป็นโดยทางตรงหรือทางอ้อม
หรืออยู่ภายใต้การควบคุมเดียวกันกับบริษัท รวมถึงบริษัทที่ทำหน้าที่ถือหุ้นบริษัทย่อย
กิจการที่เป็นบริษัทย่อยในเครือเดียวกันและบริษัทร่วม

ในการพิจารณาความสัมพันธ์ระหว่างกิจการที่เกี่ยวข้องกันกับบริษัทแต่ละรายการ
บริษัทคำนึงถึงเนื้อหาของความสัมพันธ์มากกว่ารูปแบบทางกฎหมาย

2.  การแปลงค่าเงินตราต่างประเทศ

รายการบัญชีในสกุลเงินตราต่างประเทศที่เกิดขึ้นระหว่างปีแปลงค่าเป็นเงินบาทตามอัตราแลกเปลี่ยน
ณ วันที่เกิดรายการ สินทรัพย์และหนี้สินในสกุลต่างประเทศซึ่งคงเหลือ ณ
วันที่ตามงบดุลแปลงค่าเป็นเงินบาทตามอัตราถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์รับซื้อหรือขายซึ่งธนาคารแห่งประเทศไทยคำนวณไว้
กำไรและขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศรับรู้เป็นรายได้หรือค่าใช้จ่ายเมื่อเกิดขึ้น

บริษัทแปลงค่างบการเงินของบริษัทย่อยในต่างประเทศเป็นเงินบาท
โดยแปลงค่าสินทรัพย์และหนี้สินที่เป็นตัวเงินโดยใช้อัตราถัวเฉลี่ยระหว่างอัตราที่ธนาคารพาณิชย์รับซื้อและขายซึ่งธนาคารแห่งประเทศไทยคำนวณไว้
ณ วันสิ้นงวด และแปลงค่างบกำไรขาดทุนโดยใช้อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่เกิดรายการ
ผลต่างจากการแปลงค่ารายการดังกล่าว รับรู้เป็นรายได้หรือค่าใช้จ่ายทั้งจำนวนในงวดบัญชีนั้น

บริษัทแปลงค่างบการเงินของกิจการที่ควบคุมร่วมกันในต่างประเทศเป็นเงินบาท
โดยแปลงค่าสินทรัพย์และหนี้สินด้วยอัตราถัวเฉลี่ยระหว่างอัตราที่ธนาคารพาณิชย์รับซื้อและขายซึ่งธนาคารแห่งประเทศไทยคำนวณไว้
ณ วันสิ้นงวด และแปลงค่างบกำไรขาดทุน โดยใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยระหว่างงวด
ผลต่างจากการแปลงค่ารายการดังกล่าว
แสดงภายใต้หัวข้อผลต่างจากการแปลงค่างบการเงินในส่วนของผู้ถือหุ้น

3.  เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด

เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดประกอบด้วยเงินสดในมือ เงินฝากธนาคาร
หรือเงินลงทุนระยะสั้นอื่นที่มีสภาพคล่องในการเปลี่ยนมือ ซึ่งมีระยะเวลาถึงกำหนดภายใน 3 เดือน

4.  ลูกหนี้การค้า

ลูกหนี้การค้าแสดงในมูลค่าที่คาดว่าจะได้รับ
ค่าเผื่อหนี้สงสัยจะสูญจะประมาณจากหนี้ที่คาดว่าจะเก็บเงินไม่ได้
โดยอาศัยประสบการณ์การชำระเงินในอดีต และการสอบทานสถานะของลูกหนี้ที่คงค้างอยู่ ณ
วันที่ในงบดุล หนี้สงสัยจะสูญบันทึกเป็นค่าใช้จ่ายในงบกำไรขาดทุนในปีที่เกิด

5.  สินค้าคงเหลือ

สินค้าคงเหลือแสดงด้วยราคาทุนหรือมูลค่าสุทธิที่จะได้รับแล้วแต่ราคาใดจะต่ำกว่า
ราคาทุนของสินค้าคำนวณโดยวิธีเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก
มูลค่าที่จะได้รับประมาณจากราคาที่คาดว่าจะขายได้ตามปกติของธุรกิจหักด้วยค่าใช้จ่ายที่จำเป็นเพื่อให้สินค้านั้นพร้อมขายและค่าใช้จ่ายในการขาย

6.  พัสดุคงเหลือ

พัสดุคงเหลือแสดงด้วยราคาทุนถัวเฉลี่ย
กลุ่มบริษัทได้บันทึกสำรองค่าเผื่อการเสื่อมมูลค่าและล้าสมัยสำหรับพัสดุที่ใช้ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่เสื่อมสภาพหรือไม่ได้ใช้งาน

7.  ต้นทุนการกู้ยืม

ต้นทุนการกู้ยืมของเงินกู้ในช่วงระยะเวลาที่ใช้ในการก่อสร้างสินทรัพย์ให้เสร็จสมบูรณ์หรือเตรียมสินทรัพย์ให้อยู่ในสภาพพร้อมที่จะใช้ได้ตามประสงค์บันทึกเป็นราคาทุนของสินทรัพย์
ต้นทุนการกู้ยืมนอกจากนี้บันทึกเป็นค่าใช้จ่าย

8.  ที่ดิน อาคารและอุปกรณ์

ที่ดิน อาคารและอุปกรณ์
แสดงตามราคาทุนหักด้วยค่าเสื่อมราคาสะสมและสำรองการด้อยค่าของสินทรัพย์

  สินทรัพย์เพื่อการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

บริษัทบันทึกบัญชีสินทรัพย์ที่ใช้เพื่อการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมโดยใช้วิธีผลสำเร็จของงาน (The
Successful Efforts Method) ซึ่งมีนโยบายบัญชีดังนี้

  ต้นทุนสินทรัพย์

ต้นทุนของสินทรัพย์ประกอบด้วย
ต้นทุนทั้งหมดเพื่อการได้มาซึ่งสิทธิในผลผลิตปิโตรเลียมหรือต้นทุนในการได้มาในสัดส่วนของสินทรัพย์
รวมถึงต้นทุนค่ารื้อถอนอุปกรณ์การผลิต

ต้นทุนเพื่อการขุดเจาะปิโตรเลียมของหลุมสำรวจจะถูกบันทึกเป็นสินทรัพย์และจะเปลี่ยนเป็นทรัพย์สินของโครงการที่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วเมื่อมีการสำรวจพบปริมาณสำรองที่เพียงพอในเชิงพาณิชย์
แต่จะถูกตัดจำหน่ายเป็นค่าใช้จ่ายทั้งจำนวนในงบกำไรขาดทุนในงวดที่มีการพิสูจน์ว่าไม่พบปริมาณสำรองหรือพบแต่ไม่เพียงพอในเชิงพาณิชย์

รายจ่ายสำรวจเพื่องานธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ตลอดจนค่าสงวนพื้นที่ในช่วงการสำรวจบันทึกเป็นค่าใช้จ่ายในงวดที่เกิดในงบกำไรขาดทุน

รายจ่ายเพื่อการพัฒนาทั้งในส่วนของสินทรัพย์ที่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วรวมถึงต้นทุนของหลุมพัฒนาที่ไม่ประสบความสำเร็จจะถูกบันทึกไว้เป็นสินทรัพย์

  ค่าเสื่อมราคา

ค่าเสื่อมราคาของต้นทุนการได้มาซึ่งสิทธิในผลผลิตปิโตรเลียมคำนวณโดยวิธีสัดส่วนของผลผลิต(Unit
of Production) ตลอดอายุของปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves)
ค่าเสื่อมราคาของต้นทุนหลุมสำรวจ การพัฒนา เครื่องมือและอุปกรณ์ต่างๆ
รวมถึงต้นทุนค่ารื้อถอนอุปกรณ์การผลิต
ยกเว้นโครงการที่ยังไม่สำเร็จคำนวณโดยวิธีสัดส่วนของผลผลิตตลอดอายุของปริมาณสำรองที่พิสูจน์และพัฒนาสำเร็จ
กิจการรับรู้การเปลี่ยนแปลงประมาณการปริมาณสำรองโดยวิธีเปลี่ยนทันทีเป็นต้นไป

ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วและปริมาณสำรองที่พิสูจน์และพัฒนาสำเร็จคำนวณโดยวิศวกรของบริษัท
และข้อมูลที่ได้รับจากกิจการร่วมค้า

ค่าเสื่อมราคาท่อขนส่งก๊าซของโครงการยาดานาและโครงการเยตากุน คำนวณโดยวิธีเส้นตรง
(Straight – line Method) ตามอายุการใช้งานประมาณ 30 ปี

  สินทรัพย์ทั่วไป

ต้นทุนของสินทรัพย์ประกอบด้วย ราคาซื้อรวมถึงต้นทุนทางตรงอื่นๆ
ที่เกี่ยวกับการจัดหาสินทรัพย์เพื่อให้สินทรัพย์อยู่ในสภาพพร้อมใช้งาน

ค่าเสื่อมราคาคำนวณโดยวิธีเส้นตรงตามอายุการใช้งานของสินทรัพย์ซึ่งอยู่ในระหว่างร้อยละ 5 ถึง
20 ต่อปี

กลุ่มบริษัทได้มีการพิจารณาตั้งค่าเผื่อการด้อยค่าของสินทรัพย์เป็นรายปี
ในกรณีที่ราคาตามบัญชีสูงกว่ามูลค่าที่คาดว่าจะได้รับคืน
ราคาตามบัญชีจะถูกปรับลดให้เท่ากับมูลค่าที่คาดว่าจะได้รับคืนและส่วนปรับลดจะถูกบันทึกในงบกำไรขาดทุน

กำไรขาดทุนจากการขายที่ดิน
อาคารและอุปกรณ์กำหนดขึ้นจากราคาตามบัญชีและได้รวมอยู่ในการคำนวณกำไรสุทธิ

รายจ่ายเกี่ยวกับการต่อเติม การต่ออายุหรือการปรับปรุงสินทรัพย์ให้ดีขึ้น
ซึ่งทำให้ราคาเปลี่ยนแทนในปัจจุบันของสินทรัพย์เพิ่มขึ้นอย่างเป็นสาระสำคัญจะรวมเป็นราคาทุนของสินทรัพย์ส่วนค่าซ่อมแซมบำรุงรักษารับรู้เป็นค่าใช้จ่ายในรอบระยะเวลาบัญชีที่เกิดขึ้น

9.  รายจ่ายส่วนที่สำรองแทนรัฐบาล (Carried Cost) ภายใต้สัญญาแบ่งปันผลผลิต

ภายใต้สัญญาแบ่งปันผลผลิตที่มีรัฐบาลเป็นผู้ร่วมทุนบางสัญญา
กลุ่มผู้ร่วมทุนอื่นที่ไม่ใช่รัฐบาลมีข้อผูกพันที่จะต้องจ่ายต้นทุนในช่วงระยะเวลาสำรวจทั้งหมดซึ่งรวมถึงต้นทุนในส่วนของรัฐบาลจนกว่าจะได้รับอนุมัติพื้นที่พัฒนาปิโตรเลียม
(First Development
Area) ต้นทุนในช่วงระยะเวลาสำรวจที่กลุ่มผู้ร่วมทุนจ่ายแทนรัฐบาลดังกล่าว (Carried Cost)
เป็นไปตามสัดส่วนที่ตกลงกัน ทั้งนี้ เมื่อโครงการได้ทำการผลิตแล้วกลุ่มผู้ร่วมทุนจะได้รับคืน
Carried Cost ในรูปของการแบ่งปันผลผลิตปิโตรเลียม ตามวิธีการที่ได้ตกลงกัน
โดยปราศจากดอกเบี้ย

กลุ่มบริษัทได้บันทึกรายการ Carried Cost
ตามประเภทกิจกรรมปิโตรเลียมภายใต้วิธีผลสำเร็จของงาน
ซึ่งส่วนใหญ่บันทึกเป็นรายการภายใต้สินทรัพย์เพื่อการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในงบดุล
รวมทั้งค่าใช้จ่ายในการสำรวจปิโตรเลียมในงบกำไรขาดทุน

10. สินทรัพย์ไม่มีตัวตน

สินทรัพย์ไม่มีตัวตนประกอบด้วยค่าใช้จ่ายเพื่อสิทธิในการใช้ซอฟแวร์คอมพิวเตอร์
ซึ่งตัดจำหน่ายตามวิธีเส้นตรงตามระยะเวลาที่เหลือของสัญญาแต่ไม่เกิน 10 ปี
กลุ่มบริษัทได้มีการพิจารณาตั้งค่าเผื่อการด้อยค่าของสินทรัพย์ไม่มีตัวตนเป็นรายปี

11. ภาษีเงินได้รอการตัดบัญชี

ภาษีเงินได้รอการตัดบัญชีบันทึกเต็มจำนวนตามวิธีบันทึกหนี้สินในงบดุล
เมื่อเกิดผลแตกต่างชั่วคราวระหว่างฐานภาษีของสินทรัพย์และหนี้สินและมูลค่าตามงบการเงิน
ผลแตกต่างชั่วคราวประกอบด้วยส่วนที่เกิดจากค่าเสื่อมราคาของอาคารและอุปกรณ์
การตัดจำหน่ายต้นทุนค่ารื้อถอนอุปกรณ์การผลิต
และผลแตกต่างระหว่างมูลค่ายุติธรรมของสินทรัพย์ที่ได้มาและฐานภาษี

อัตราภาษีที่ประกาศใช้ ณ วันที่ในงบดุลเป็นอัตราที่ใช้ในการคำนวณภาษีเงินได้รอการตัดบัญชี

สินทรัพย์ภาษีเงินได้รอการตัดบัญชีจะรับรู้เมื่อมีความเป็นไปได้ค่อนข้างแน่นอนที่กลุ่มบริษัทจะมีกำไรทางภาษีเพียงพอต่อการนำจำนวนผลแตกต่างชั่วคราวนั้นมาใช้ประโยชน์

กลุ่มบริษัทได้บันทึกภาษีเงินได้รอการตัดบัญชีระหว่างผลแตกต่างชั่วคราวที่ต้องเสียภาษีจากเงินลงทุนในบริษัทร่วมและส่วนได้เสียในกิจการร่วมค้า
เว้นแต่สามารถควบคุมจังหวะเวลาในการกลับรายการผลแตกต่างชั่วคราวได้และความเป็นไปได้ค่อนข้างแน่ที่ผลแตกต่างชั่วคราวจะไม่ได้กลับรายการภายในระยะเวลาที่คาดการณ์ได้ในอนาคต

สินทรัพย์และหนี้สินภาษีเงินได้รอการตัดบัญชีจะหักกลบกันได้ก็ต่อเมื่อสินทรัพย์และหนี้สินภาษีเงินได้ดังกล่าวเกี่ยวข้องกับหน่วยงานจัดเก็บภาษีเดียวกัน

12. เงินกู้ยืม

กลุ่มบริษัทบันทึกเงินกู้ยืมตามจำนวนเงินที่ได้รับ
ค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นเพื่อให้ได้มาซึ่งเงินกู้ถูกบันทึกเป็นสินทรัพย์รอตัดบัญชีตัดจ่ายตามอายุหนี้ของเงินกู้ยืม

13. ประมาณการหนี้สินค่ารื้อถอนอุปกรณ์การผลิต

กลุ่มบริษัทบันทึกประมาณการหนี้สินค่ารื้อถอนอุปกรณ์การผลิต (Decommissioning costs)
เมื่อมีความเป็นไปได้ค่อนข้างแน่ที่จะเกิดภาระผูกพันอันเป็นผลเนื่องมาจากเหตุการณ์ในอดีตและสามารถประมาณการจำนวนเงินที่ต้องจ่ายได้อย่างสมเหตุสมผล

กลุ่มบริษัทรับรู้ประมาณการหนี้สินด้วยจำนวนประมาณการของต้นทุนค่ารื้อถอนอุปกรณ์การผลิตที่สร้างเสร็จพร้อมใช้งาน
ต้นทุนดังกล่าวได้รวมเป็นส่วนหนึ่งของสินทรัพย์เพื่อการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
และตัดจำหน่ายโดยวิธีสัดส่วนของผลผลิตของปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
ประมาณการหนี้สินค่ารื้อถอนอุปกรณ์การผลิตได้รับการสอบทานและประเมินขึ้นโดยวิศวกรของกลุ่มบริษัทและดุลยพินิจของฝ่ายบริหาร

14. สำรองเพื่อขยายงาน

กลุ่มบริษัทจะพิจารณาจัดสรรสำรองเพื่อขยายงานเพื่อวัตถุประสงค์ในการลงทุนโครงการใหม่ในระยะเริ่มสำรวจ
(Exploration Phase)
ซึ่งเป็นระยะที่มีความเสี่ยงสูงหรือเพื่อการแสวงหาปริมาณสำรองปิโตรเลียมมาทดแทน
โดยจัดสรรจากกำไรสุทธิทางภาษีหลังหักภาษีเงินได้ของกิจกรรมสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของแต่ละปีในอัตราไม่เกินร้อยละ
35

15. การรับรู้รายได้

รายได้จากการขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมรับรู้เมื่อส่งมอบสินค้าให้กับลูกค้า

รายได้จากสัญญาบริการสร้างท่อขนส่งก๊าซรับรู้ตามอัตราส่วนของงานก่อสร้างที่ทำเสร็จ

รายได้ดอกเบี้ยรับรู้ตามส่วนของเวลา โดยคำนึงถึงอัตราผลตอบแทนที่แท้จริงของสินทรัพย์

รายได้นอกเหนือจากที่กล่าวตามข้างต้นรับรู้ตามเกณฑ์สิทธิ

16. ภาษีเงินได้

ค่าใช้จ่ายภาษีหรือรายได้ภาษีของกลุ่มบริษัท ประกอบด้วย

-   ภาษีเงินได้ซึ่งคำนวณตามข้อกำหนดในพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
    และฉบับแก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2532 และประมวลรัษฎากร

-   ภาษีเงินได้นิติบุคคลในประเทศสหภาพพม่า

-   ภาษีเงินได้รอการตัดบัญชีซึ่งคำนวณตามหมายเหตุประกอบงบการเงินข้อ 13

    1.  กำไรต่อหุ้น

กำไรต่อหุ้นขั้นพื้นฐานคำนวณโดยการหารกำไรสุทธิที่เป็นของผู้ถือหุ้นสามัญด้วยจำนวนหุ้นสามัญถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักที่ถือโดยบุคคลภายนอกในระหว่างปี

กำไรต่อหุ้นปรับลดคำนวณโดยจำนวนหุ้นสามัญถัวเฉลี่ยที่ถือโดยบุคคลภายนอกในระหว่างปี
ปรับปรุงด้วยจำนวนหุ้นสามัญเทียบเท่าปรับลด
โดยสมมุติว่าหุ้นสามัญเทียบเท่าปรับลดได้แปลงเป็นหุ้นสามัญทั้งหมด
บริษัทมีหุ้นสามัญเทียบเท่าปรับลดคือ สิทธิเลือกซื้อหุ้นสามัญที่ให้แก่พนักงาน

2.  กองทุนสำรองเลี้ยงชีพและสำรองผลประโยชน์พนักงาน

พนักงานของกลุ่มบริษัทได้เข้าเป็นสมาชิกกองทุนสำรองเลี้ยงชีพต่อไปนี้ คือ
“กองทุนสำรองเลี้ยงชีพพนักงาน ปตท.สผ. ซึ่งจดทะเบียนแล้ว” “กองทุนสำรองเลี้ยงชีพ พนักงาน
ปตท.สผ.2 ซึ่งจดทะเบียนแล้ว” “กองทุนสำรองเลี้ยงชีพสินสถาพร ซึ่งจดทะเบียนแล้ว”
“กองทุนสำรองเลี้ยงชีพทิสโก้ร่วมทุน 1 ซึ่งจดทะเบียนแล้ว” และ
“กองทุนสำรองเลี้ยงชีพทิสโก้ร่วมทุน 2 ซึ่งจดทะเบียนแล้ว”

กองทุนดังกล่าวเป็นกองทุนแบบที่มีผู้จัดการทรัพย์สินที่เป็นบุคคลภายนอกเป็นผู้ดูแลทั้งเงินสะสมของพนักงานและเงินสมทบจากบริษัท
ทั้งนี้กลุ่มบริษัทจ่ายสมทบเป็นรายเดือนในระหว่างอัตราร้อยละ 3-15
ของเงินเดือนพนักงานเข้ากองทุนดังกล่าว
และถือเป็นค่าใช้จ่ายในงบกำไรขาดทุนในรอบระยะเวลาบัญชีที่มีการจ่ายเงินสมทบ

กลุ่มบริษัทตั้งสำรองผลประโยชน์พนักงานโดยคำนวณส่วนต่างระหว่างสิทธิตามกองทุนสำรองเลี้ยงชีพและสิทธิตามกองทุนเงินบำเหน็จเดิม
สำรองผลประโยชน์พนักงานประมาณขึ้นโดยฝ่ายบริหารของบริษัท ตามสิทธิใน
กองทุนเงินบำเหน็จเดิม ซึ่งคำนวณตามจำนวนปีที่ทำงานและเงินเดือนปัจจุบันของพนักงาน
รายการสำรองผลประโยชน์พนักงานแสดงไว้เป็นหนี้สินไม่หมุนเวียนอื่น

3.  รายได้รอการรับรู้ภายใต้สัญญา Take-or-Pay

ภายใต้สัญญา Take-or-Pay
กลุ่มบริษัทมีภาระต้องส่งมอบก๊าซธรรมชาติตามปริมาณขั้นต่ำให้แก่ลูกค้าตามสัญญาการซื้อขายในแต่ละปีสัญญา
หากในปีสัญญาใดที่ลูกค้าไม่สามารถรับก๊าซธรรมชาติตามปริมาณขั้นต่ำได้ตามสัญญาที่กำหนดสำหรับปีสัญญานั้น
ลูกค้าต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติในปริมาณที่ไม่ได้รับ (Take-or-pay)
โดยมีสิทธิที่จะรับก๊าซธรรมชาติสำหรับปริมาณที่ได้ชำระแล้วในปีต่อๆ ไป (Make-up)
โดยไม่ต้องชำระค่าก๊าซธรรมชาติอีก กลุ่มบริษัทบันทึกรายการดังกล่าวเป็นรายได้รอการรับรู้
โดยประมาณจากปริมาณที่ได้ส่งมอบในระหว่างปีสัญญาและจะรับรู้เป็นรายได้ในปีที่มีการส่งมอบก๊าซธรรมชาติแก่ลูกค้า

กลุ่มบริษัทได้จ่ายเงินค่าภาคหลวงล่วงหน้าจากเงินที่ได้รับล่วงหน้าภายใต้สัญญา Take-or-Pay
แก่รัฐบาลพม่า และจะตัดจำหน่ายเป็นค่าใช้จ่ายในปีที่มีการส่งมอบก๊าซธรรมชาติแก่ลูกค้า

1.  ยอดหนี้คงค้างในการออกหุ้นกู้ในครั้งก่อน

    1.  บริษัทได้ออกหุ้นกู้ไม่มีหลักประกันไม่ด้อยสิทธิจำนวน 2,500,000 หน่วย
        มูลค่าที่ตราไว้หน่วยละ 1,000 บาท รวมเป็นมูลค่าทั้งสิ้นจำนวน 2,500 ล้านบาท
        อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 4.625 ต่อปี โดยมีกำหนดจ่ายดอกเบี้ยทุกๆ 6 เดือน ณ วันที่ 27
        มีนาคม และ 27 กันยายนของทุกปี หุ้นกู้มีอายุ 15 ปี กำหนด ไถ่ถอนวันที่ 27 มีนาคม
        2561 โดย ณ วันที่ 27 กันยายน 2548
        บริษัทได้ดำเนินการแปลงหนี้หุ้นกู้สกุลเงินบาทดังกล่าวกับธนาคารแห่งหนึ่งให้เป็นหนี้สกุลเงินเหรียญสหรัฐ
        (Cross Currency Swap) เป็นจำนวน 60.82 ล้านเหรียญสหรัฐ
        ที่อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 3.85 ต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2550
        บริษัทได้แปลงหนี้หุ้นกู้สกุลเงินเหรียญสหรัฐดังกล่าวกับธนาคารแห่งเดิม
        ให้กลับไปเป็นหนี้สกุลเงินบาทที่จำนวน 2,500 ล้านบาท
        โดยอัตราดอกเบี้ยลดลงเป็นร้อยละ 3.30 ตลอดอายุของหุ้นกู้ที่คงเหลือ
        และมีกำหนดจ่ายดอกเบี้ยทุกๆ 6 เดือน ณ วันที่ 27 มีนาคม และ 27 กันยายนของทุกปี

    2.  บริษัทได้ออกหุ้นกู้ไม่มีหลักประกันไม่ด้อยสิทธิจำนวน 3.50 ล้านหน่วย
        มูลค่าที่ตราไว้หน่วยละ 1,000 บาท รวมเป็นมูลค่าทั้งสิ้นจำนวน 3,500 ล้านบาท
        อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 4.88 ต่อปี โดยมีกำหนดจ่ายดอกเบี้ยทุกๆ 6 เดือน ณ วันที่ 12
        กุมภาพันธ์ และ 12 สิงหาคมของทุกปี หุ้นกู้มีอายุ 3 ปี กำหนดไถ่ถอนวันที่ 12 กุมภาพันธ์
        2553

    3.  บริษัทได้ออกหุ้นกู้ไม่มีหลักประกันไม่ด้อยสิทธิและเสนอขายผู้ลงทุนทั่วไปและผู้ลงทุนสถาบันทั้งหมด
        3 ชุด จำนวนรวม 12,500 ล้านบาท ตามรายละเอียดต่อไปนี้

  ---------------------- ------------------ --------------- --------------
                         ชุดที่ 1              ชุดที่ 2           ชุดที่ 3

  มูลค่าหุ้นกู้ที่เสนอขาย        6,000              3,500           3,000

  อายุหุ้นกู้                 3 ปี                5 ปี             15 ปี NC5*

  อัตราดอกเบี้ย             6MFDR + 0.99%**    ร้อยละ 3.91 ต่อปี  ร้อยละ 5.13 ต่อปี

  วันครบกำหนดไถ่ถอนหุ้นกู้     15 มิถุนายน 2553     15 มิถุนายน 2555  15 มิถุนายน 2565

  ลักษณะการเสนอขาย        ผู้ลงทุนทั่วไป          ผู้ลงทุนทั่วไป หรือ   ผู้ลงทุนสถาบัน
                                            ผู้ลงทุนสถาบัน      
  ---------------------- ------------------ --------------- --------------

* NC5 (Non Call 5 years) หมายถึง บริษัทมีสิทธิที่จะไถ่ถอนหุ้นกู้ก่อนครบกำหนดได้ในปีที่ 5
หรือ ปี 2555

  ** เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2550 บริษัทได้ทำสัญญา Interest Rate Swap (IRS)
  สำหรับหุ้นกู้ชุดที่ 1 มูลค่าหุ้นกู้ 6,000 ล้านบาท
  กับสถาบันการเงินแห่งหนึ่งเพื่อแปลงอัตราดอกเบี้ยจากเดิม อัตราคงที่ที่ร้อยละ 3.60 เป็น
  อัตราลอยตัวที่ อัตราดอกเบี้ยเงินฝากประจำ 6 เดือนบวกร้อยละ 0.99 (6MFDR + 0.99%)

4.  บริษัทได้ออกหุ้นกู้ไม่มีหลักประกันไม่ด้อยสิทธิ จำนวน 230 หุ้น มูลค่าตราไว้หุ้นละ 100
    ล้านเยน รวมเป็นมูลค่าทั้งสิ้น 23 พันล้านเยน อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 3.35 ต่อปี
    มีระยะเวลาไถ่ถอน 10 ปี และในวันเดียวกับที่ออกหุ้นกู้ บริษัทได้ทำสัญญาแปลงหนี้ (Swap
    Agreement) ดังกล่าวกับสถาบันการเงินแห่งหนึ่งในญี่ปุ่นเป็นสกุลเงินเหรียญสหรัฐ จำนวน
    193.28 ล้านเหรียญสหรัฐ ที่อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 7.86 ต่อปี โดยมีกำหนดจ่ายดอกเบี้ยทุกๆ
    6 เดือน ณ วันที่ 19 มีนาคม และ 19 กันยายนของทุกปี ซึ่งเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2550
    บริษัทได้ไถ่ถอนหุ้นกู้ทั้งจำนวน

2.  สรุปงบการเงินรวมของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย

[]

[]

[]

[]

[]

[]

[]

[]

[]

[]

[]

[]

[]

3.  ตารางสรุปอัตราส่วนทางการเงินที่สำคัญ

[]

4.  คำอธิบายและการวิเคราะห์ของฝ่ายจัดการ สำหรับปี 2550

1.  ผลการปฏิบัติตามแผนการดำเนินงานปี 2550

ปี 2550 นับเป็นปีที่ท้าทายในการดำเนินธุรกิจของ ปตท.สผ. อีกปีหนึ่ง
อันเนื่องมาจากสภาพเศรษฐกิจที่ชะลอตัว ราคาน้ำมันที่แกว่งตัวในระดับสูง เงินบาทที่แข็งค่าขึ้น
รวมถึงต้นทุนสินค้าและบริการสำหรับธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
โดยปตท.สผ. ยึดมั่นการดำเนินธุรกิจซึ่งเน้นการเพิ่มประสิทธิภาพในการทำงาน
ลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ขยายโอกาสการลงทุน
และพัฒนาขีดความสามารถขององค์กรอย่างต่อเนื่อง เพื่อการเติบโตที่ยั่งยืน
ทำให้บริษัทมีผลการปฏิบัติงานเป็นที่น่าพอใจ โดยมีรายได้ทั้งสิ้น 96,773 ล้านบาท มีกำไรสุทธิ
28,455 ล้านบาท คิดเป็นกำไรสุทธิต่อหุ้นปรับลด 8.63 และผลตอบแทนต่อผู้ถือหุ้น (Return on
Shareholders’ Equity) อยู่ที่ร้อยละ 29

การดำเนินงานของ ปตท.สผ. ในปี 2550
ส่วนใหญ่ได้บรรลุผลสำเร็จตามแผนการดำเนินธุรกิจที่วางไว้ โดยสามารถสรุปสาระสำคัญ ดังต่อไปนี้

ด้านการสำรวจ ปตท.สผ. ยังคงรักษาความสำเร็จในการสำรวจปิโตรเลียมในโครงการต่างๆ
โดยในปี 2550 ปตท.สผ. สามารถสำรวจพบปิโตรเลียม 36
หลุมจากหลุมสำรวจและหลุมประเมินผลทั้งหมด 51 หลุม
ซึ่งสูงกว่ามาตรฐานของการค้นพบปิโตรเลียมในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
โดยเฉพาะอย่างยิ่งในโครงการสำรวจปิโตรเลียมในแปลง เอ็ม9 สหภาพพม่า ซึ่งปตท.สผ.
สามารถพบก๊าซธรรมชาติในทุกหลุมที่ได้ขุดเจาะในปี 2550 โดยแบ่งเป็นหลุมสำรวจ 3
หลุมและหลุมประเมินผล 5 หลุม โดยมีความหนาของชั้นหินกักเก็บต่อหลุมประมาณ 46-161 เมตร
ซึ่งจากผลสำเร็จของการสำรวจในแปลง เอ็ม9
ทำให้บริษัทมีความมั่นใจในศักยภาพของก๊าซธรรมชาติทางตะวันออกของแปลง เอ็ม9
และได้เริ่มวางแผนการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติในแปลง เอ็ม9
ควบคู่กับการสำรวจปิโตรเลียมเพื่อพิสูจน์ศักยภาพในพื้นที่อื่นๆ ต่อไป

ด้านการพัฒนาโครงการ ปตท.สผ. ได้เร่งการพัฒนาโครงการต่างๆ ให้เป็นไปตามแผนงานที่วางไว้
อาทิ โครงการอาทิตย์ โดย ปตท.สผ. ได้ดำเนินการติดตั้งแท่นผลิตกลาง แท่นที่พักอาศัย
แท่นหลุมผลิตจำนวน 6 แท่น ขุดเจาะหลุมผลิต 90 หลุม วางท่อก๊าซธรรมชาติ 5 เส้น
และท่อคอนเดนเสท 1 เส้นแล้วเสร็จในปี 2550 และคาดว่าจะเริ่มการผลิตได้ในไตรมาสที่ 1
ของปี 2551 นอกจากนี้ ปตท.สผ.
ยังได้เร่งพัฒนาโครงการอาทิตย์เหนือและได้ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติส่วนเพิ่มกับบริษัท
ปตท. จำกัด (มหาชน) อีกประมาณ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลาประมาณ 3 ปี
โดยคาดว่าจะเริ่มผลิตในไตรมาสที่ 3 ปี 2551 สำหรับโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย-บี
17 ปตท.สผ. ได้ดำเนินการเจาะหลุมสำรวจและหลุมประเมินผลจำนวนทั้งสิ้น 7
หลุมเพื่อพิสูจน์ปริมาณสำรองเพิ่มเติมและเร่งพัฒนาโครงการโดยได้ดำเนินการจัดหาและก่อสร้างอุปกรณ์การผลิตต่างๆ
เพื่อรองรับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ซึ่งคาดว่าจะเริ่มในไตรมาสที่ 4 ของปี 2552
สำหรับโครงการบงกช ปตท.สผ. ได้รับอนุมัติให้ต่อระยะเวลาการผลิตปิโตรเลียมของแหล่งบงกชทั้ง
3 แปลง ได้แก่แปลงหมายเลข 15, 16 และ 17 เป็นเวลา 10 ปี ซึ่งจะทำให้ ปตท.สผ.
สามารถพัฒนาแหล่งบงกชใต้ รวมทั้งสำรวจและพัฒนาพื้นที่อื่น ๆ ในบริเวณ 3 แปลงดังกล่าว
เพื่อเป็นประโยชน์แก่ประเทศในระยะยาว
โดยคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกชใต้ได้ประมาณ 300
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2554
ซึ่งจะเป็นการเพิ่มกำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติในแหล่งบงกชได้สูงถึง 900 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
สำหรับการพัฒนาโครงการอื่นๆ เช่นโครงการเวียดนาม 9-2
ทางโครงการได้เริ่มการก่อสร้างแท่นหลุมผลิตเมื่อเดือนกรกฎาคมที่ผ่านมา
และได้เริ่มการเจาะหลุมพัฒนาตามแผนพัฒนาโครงการที่ได้วางไว้

ด้านการผลิต เพื่อเป็นการสร้างมูลค่าจากทรัพย์สินที่มีอยู่ ในปี 2550 ปตท.สผ.
ได้ดำเนินการผลิตจากโครงการต่างๆ ตามเป้าหมายการผลิตที่วางไว้ นอกจากนี้ ปตท.สผ.
ยังได้เปิดการผลิตอย่างเป็นทางการจากโครงการสินภูฮ่อม และโครงการโอมาน 44
ในช่วงไตรมาสแรกของ ปี 2550
และได้เริ่มจัดส่งก๊าซธรรมชาติที่เป็นผลพลอยได้จากการผลิตน้ำมันดิบของโครงการเอส 1
เพื่อจำหน่ายให้กับบริษัท ราชบุรีพลังงาน จำกัด เพื่อนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
ซึ่งก่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดในการใช้ทรัพยากรด้านพลังงานเชื้อเพลิงและเป็นการลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศอีกด้วย

สำหรับปริมาณการขาย ในปี 2550 ปตท.สผ. มีปริมาณการขายปิโตรเลียม เฉลี่ยวันละ 179,767
บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ สูงกว่าปริมาณการขายในปี 2549 ที่มีปริมาณการขายเฉลี่ยวันละ
169,348 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
โดยมีปริมาณการขายเฉลี่ยในแต่ละไตรมาสเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ช่วงต้นปี
จากปริมาณขายเฉลี่ยวันละ 171,170 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบในไตรมาสที่ 1 เป็นเฉลี่ยวันละ
184,867 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบในไตรมาสที่ 4 แต่อย่างไรก็ตาม ปริมาณการขายในปี 2550
ยังต่ำกว่าเป้าหมายที่วางไว้เมื่อต้นปี 2550 เฉลี่ยวันละ 187,713 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
เนื่องจากปัญหาทางเทคนิคของโรงแยกก๊าซและคอนเดนเสทของโครงการโอมาน 44
และการหยุดการผลิตน้ำมันดิบชั่วคราวจากโครงการนางนวลเนื่องจากปัญหาทางเทคนิคของหลุมผลิต

อย่างไรก็ตาม
เนื่องจากการพัฒนาโครงการอาทิตย์ได้ล่าช้ากว่าแผนเดิมซึ่งเคยกำหนดการเริ่มผลิตในปี 2550
และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติของโครงการอาทิตย์ระบุให้ในกรณีที่ผู้ขายไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติในวันและปริมาณที่กำหนดได้
ผู้ซื้อมีสิทธิรับซื้อก๊าซธรรมชาติสำหรับปริมาณที่ขาดส่ง (Short Fall) ในราคาร้อยละ 75
ของราคาขาย ณ
วันที่เกิดการขาดส่งขึ้น   ทั้งนี้ ปตท.ในฐานะผู้ซื้อพร้อมรับซื้อและได้แจ้งจำนวนก๊าซธรรมชาติที่จะรับซื้อแล้วในต้นเดือนธันวาคม
2550 แต่ ปตท.สผ. ในฐานะผู้ขายไม่สามารถนำส่งได้ จึงทำให้ ปตท.สผ.
อาจจะมีความเสี่ยงที่ต้องรับภาระในการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ขาดส่ง
โดยคิดเป็นส่วนของ ปตท.สผ. จำนวนเงินประมาณ 791 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม ขณะนี้ ปตท.สผ.
และผู้ร่วมทุนโครงการอาทิตย์ในฐานะผู้ขายอยู่ในขั้นตอนของการขอหลักฐานจากผู้ซื้อเพื่อเป็นข้อยืนยันว่าผู้ซื้อพร้อมที่จะรับก๊าซธรรมชาติในปริมาณดังกล่าวได้จริง
บริษัทฯได้เปิดเผยรายการดังกล่าวไว้ในหมายเหตุประกอบงบการเงิน ภายใต้หัวข้อ
ภาระผูกพันและหนี้สินที่อาจเกิดขึ้น

ด้านการลงทุน ในปี 2550 ปตท.สผ.
ได้ขยายการลงทุนในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอย่างต่อเนื่องทั้งในและต่างประเทศ โดย
ปตท.สผ. ได้รับการอนุมัติสัมปทานในประเทศแปลงหมายเลข A4/48, A5/48, และ A6/48
บริเวณทะเลอันดามัน และแปลง G6/50 G7/50 และ G8/50 ในอ่าวไทย
สำหรับการลงทุนในต่างประเทศ ปตท.สผ. ได้รับอนุมัติและลงนามในสัญญาสัมปทานปิโตรเลียม
(Concession Agreement) อย่างเป็นทางการจากรัฐบาลประเทศอียิปต์ จำนวน 2 แปลง
ได้แก่แปลงโรมมานา และแปลงซิดิ อับ เอล รามาน ออฟชอร์ ซึ่ง ปตท.สผ.
และบริษัทร่วมทุนชนะการประมูลสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเมื่อปี 2549 ที่ผ่านมา นอกจากนี้
ปตท.สผ.
และกลุ่มผู้ร่วมทุนได้ชนะการประมูลเพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแปลงสัมปทานทั้งหมด
6 แปลง นอกชายฝั่งทางตอนใต้ของเกาะใต้ ประเทศนิวซีแลนด์
และชนะการประมูลในการดำเนินการสำรวจแปลงหมายเลข 2
ซึ่งตั้งอยู่นอกชายฝั่งทะเลทางทิศเหนือของประเทศบาห์เรน สำหรับประเทศออสเตรเลีย ปตท.สผ.
ได้เข้าไปร่วมทุนเพื่อดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแปลงสำรวจ AC/P36
นอกชายฝั่งทางตะวันตกเฉียงเหนือของประเทศออสเตรเลีย
ซึ่งความสำเร็จในการลงทุนในภูมิภาคต่างๆ ในครั้งนี้ ถือเป็นการขยายการลงทุนของ ปตท.สผ.
ในภูมิภาคที่มีศักยภาพปิโตรเลียมสูงตามแผนการลงทุนของ ปตท.สผ.

เพื่อเป็นการขยายการลงทุนในโครงการที่มีอยู่ ปตท.สผ. ได้เพิ่มสัดส่วนการร่วมทุนในโครงการจี
4/43 โดยเพิ่มสัดส่วนการลงทุนจากเดิมร้อยละ 15 เป็นร้อยละ 21.375 ในโครงการกัมพูชา บี
โดยได้ซื้อสัดส่วนการร่วมทุนจากบริษัท CE Cambodia B Ltd. (CEL)
ทำให้สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ถือร้อยละ 30 เป็นร้อยละ 33.333334
และโครงการอินโดนีเซีย เมรางิน-1 จากเดิม ร้อยละ 39 เป็นร้อยละ 40

เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยงในการดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ปตท.สผ.
ได้ลงนามสัญญาซื้อขายสิทธิในแปลงหมายเลข L21/48 L28/48 และ L29/48 กับบริษัท
Resourceful Petroleum (Thailand) Limited หรือ RPL ในสัดส่วนร้อยละ 30
ทำให้สัดส่วนการลงทุนลดลงจากเดิมซึ่งปตท.สผ. (ผู้ดำเนินการ) เคยถือร้อยละ 100 เป็นร้อยละ
70 และ RPL ถือร้อยละ 30 สำหรับโครงการนางนวล (แปลง B6/27) คณะกรรมการบริษัทฯ
ได้อนุมัติการโอนสิทธิสัมปทานปิโตรเลียมให้กับบริษัท Nippon Oil Exploration Limited
(NOEX) ในสัดส่วนร้อยละ 40 ทำให้สัดส่วนการลงทุนลดลงจากเดิม ซึ่ง ปตท.สผ. เคยถือร้อยละ
100 เป็นร้อยละ 60 และ NOEX ถือร้อยละ 40 อย่างไรก็ตาม
การโอนสัดส่วนการร่วมทุนดังกล่าวจะมีผลสมบูรณ์เมื่อได้รับการอนุมัติจากรัฐบาลไทย
และมีการลงนามในสัมปทานฉบับแก้ไขเพิ่มเติม

นอกจากนี้ ในปี 2550 ปตท.สผ. ได้ประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันล่วงหน้าไว้บางส่วน
เพื่อให้บริษัทมีกำไรสุทธิไม่ต่ำกว่าเป้าหมายที่วางไว้ แต่เนื่องจากราคาน้ำมันในช่วงไตรมาสที่ 4
ของปี 2550 ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง จนสูงกว่าระดับราคาที่บริษัทได้ทำสัญญาไว้
จึงเกิดการเสียโอกาสจากการประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันล่วงหน้าทั้งสิ้นเป็นเงิน 858 ล้านบาท

ด้านการพัฒนาขีดความสามารถขององค์กร (Capability Development) ปตท. สผ.
ได้ดำเนินการเพื่อเสริมสร้างศักยภาพขององค์กรมาอย่างต่อเนื่อง โดยในปี 2550 ปตท.สผ.
ได้เร่งจัดหาและพัฒนาบุคคลากรให้ทันกับการเติบโตขององค์กร
โดยมุ่งเน้นการจัดหาบุคคลากรจากทั้งภายในและต่างประเทศ
สำหรับการพัฒนาเสริมสร้างศักยภาพของบุคคลากร ปตท.สผ. ได้มีระบบพัฒนาพนักงานด้วยระบบ
Competency Management System เพื่อรองรับการเติบโตของบริษัท
และได้จัดให้มีระบบการพัฒนาพนักงานที่มีศักยภาพสูง (High Potential Staff Development)
และระบบพัฒนาพนักงานระดับบริหาร (Management Development)
โดยได้นำระบบการประเมินศักยภาพของผู้บริหารแบบ 360 องศามาใช้เป็นครั้งแรกอีกด้วย

ในปี 2550 ปตท.สผ. ได้มีการปรับปรุงโครงสร้างองค์กร ขั้นตอนและวิธีการทำงาน
(Organization and Internal Process) อย่างต่อเนื่อง
โดยได้ปรับโครงสร้างองค์กรและจัดสรรบุคคลากรให้เหมาะสมและสอดคล้องกับกลยุทธ์ของบริษัท
โดยเน้นการใช้บริการจากหน่วยงานกลางร่วมกัน
เพื่อประโยชน์ในการบริหารทรัพยากรและเพื่อพัฒนาองค์ความรู้ภายในองค์กร

สำหรับปรัชญาในการกำกับดูแลกิจการ ปตท.สผ.
ยังคงให้ความสำคัญกับการกำกับดูแลกิจการที่ดีโดยใช้หลักบรรษัทภิบาล โดยในปี 2550 ปตท.สผ.
ได้รับการประเมินการกำกับดูแลกิจการที่ดีจากบริษัทไทยเรทติ้งอินฟอร์เมชั่นเซอร์วิส จำกัด (ทริส)
โดยได้คะแนนรวม 8.37 จาก 10 ซึ่งจัดให้อยู่ในระดับดีมาก สูงขึ้นกว่าผลการประเมินในปี 2549
และ 2547 ที่ 8.31 และ 8.14 ตามลำดับ

2.  ผลการดำเนินงาน

บริษัทฯ วิเคราะห์ผลการดำเนินงานและฐานะการเงินเปรียบเทียบรายปี สรุปได้ดังต่อไปนี้

  ผลการดำเนินงานเปรียบเทียบรายปี

  ------------------------------------------------- ---------- ---------- --
                                                    สำหรับปี                

  (หน่วย: ล้านบาทยกเว้นกำไรต่อหุ้นแสดงเป็นบาท)             2550       2549       

  กำไรสุทธิ                                                                 

  ส่วนงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียม                         24,491     23,701     

  ส่วนงานท่อขนส่งก๊าซ                                   4,428      4,214      

  กลุ่มอื่น                                             (464)      132        

  กำไรสุทธิรวม                                        28,455     28,047     

  กำไรต่อหุ้นปรับลด                                     8.63       8.53       

  รายได้รวม                                          96,773     91,723     

  รายได้จากการขาย                                    90,764     86,339     
  ------------------------------------------------- ---------- ---------- --

ผลการดำเนินงานของปี 2550 ปตท.สผ. และบริษัทย่อยมีกำไรสุทธิรวม 28,455 ล้านบาท เพิ่มขึ้น
408 ล้านบาท เมื่อเปรียบเทียบกับปีก่อนจำนวน 28,047 ล้านบาท กำไรสุทธิต่อหุ้นปรับลดของปี
2550 คิดเป็น 8.63 บาทต่อหุ้น (ปี 2549: 8.53 บาทต่อหุ้น) มีอัตราผลตอบแทนต่อผู้ถือหุ้น
(Return on shareholders’ equity) สำหรับปีนี้อยู่ที่ร้อยละ 29 (ปี 2549: ร้อยละ 35)

ในปี 2550 ปตท.สผ. และบริษัทย่อยมีรายได้รวมทั้งสิ้น 96,773 ล้านบาท
เมื่อเทียบกับปีก่อนจำนวน 91,723 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 5,050 ล้านบาทหรือร้อยละ 6
ส่วนใหญ่เป็นผลจากรายได้การขายที่เพิ่มขึ้น 4,425 ล้านบาท เนื่องจาก (1)
ราคาขายผลิตภัณฑ์เฉลี่ยของปีนี้เพิ่มขึ้นเป็น 39.78 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
ตามราคาน้ำมันโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น เปรียบเทียบกับราคาขายผลิตภัณฑ์เฉลี่ยของปีก่อนที่ 36.52
เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ
อย่างไรก็ตามอัตราแลกเปลี่ยนในการขายเฉลี่ยสำหรับปีนี้ลดลงเป็น 34.77 บาทต่อเหรียญสหรัฐ
ตามค่าเงินบาทที่แข็งค่าขึ้น เมื่อเปรียบเทียบกับปีก่อนที่ 38.24 บาทต่อเหรียญสหรัฐ (2)
ปริมาณการขายผลิตภัณฑ์สำหรับปีนี้เพิ่มขึ้นเป็น 179,767 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เมื่อเปรียบเทียบกับปีก่อนที่ 169,348 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
โดยปริมาณขายที่เพิ่มขึ้นส่วนใหญ่มาจากการขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของโครงการโอมาน 44
และโครงการภูฮ่อม (เริ่มผลิตตั้งแต่ปลายปี 2549) รวมทั้งการขายน้ำมันดิบจากโครงการเอส1
และการขายก๊าซธรรมชาติจากโครงการไพลินและโครงการยาดานา
ในขณะที่ปริมาณการขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของโครงการ บี8/32&9เอ ลดลง

ปตท.สผ.และบริษัทย่อยมีกำไรจากอัตราแลกเปลี่ยนสำหรับปีนี้จำนวน 916 ล้านบาท ลดลง 398
ล้านบาทหรือร้อยละ 30 เมื่อเปรียบเทียบกับปีก่อนจำนวน 1,314 ล้านบาท
เป็นผลจากค่าเงินบาทที่แข็งค่าขึ้น และในระหว่างปีบริษัทฯ
ได้ชำระคืนหุ้นกู้ที่เป็นเงินตราต่างประเทศ และทำสัญญาแลกเปลี่ยนเงินต้นและดอกเบี้ย (Cross
Currency Interest Rate Swap - CRS) จากสกุลเงินต่างประเทศกลับมาเป็นเงินบาท

ปตท.สผ.
และบริษัทย่อยมีรายได้จากการบริการขนส่งท่อก๊าซเพิ่มขึ้นตามปริมาณการขนส่งก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นจากโครงการยาดานาและเยตากุน
ซึ่งรับรู้ตามสัดส่วนการร่วมทุนใน Moattama Gas Transportation Company (MGTC) และ
Taninthayi Pipeline Company LLC (TPC) ปตท.สผ. และบริษัทย่อย
มีดอกเบี้ยรับลดลงตามอัตราผลตอบแทนการลงทุนในเงินฝากประจำและ
ตราสารทางการเงินระยะสั้นที่ลดลง มีรายได้อื่นๆ เพิ่มขึ้น
จากการบริการสร้างท่อขนส่งก๊าซโครงการอาทิตย์ให้กับผู้ซื้อ

ค่าใช้จ่ายสำหรับปี 2550 รวมทั้งสิ้น 44,489 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 3,552 ล้านบาท หรือร้อยละ 9
เมื่อเทียบกับปีก่อนจำนวน 40,937 ล้านบาท เป็นผลสุทธิจาก

(1) ค่าเสื่อมราคาเพิ่มขึ้น ส่วนใหญ่จากโครงการโอมาน 44 โครงการภูฮ่อม โครงการบงกช
    โครงการไพลินและโครงการเอส1 ตามปริมาณการผลิตที่เพิ่มขึ้น
    รวมทั้งการตั้งสำรองเผื่อการด้อยค่าของโครงการนางนวลตามประมาณการกระแสเงินสดรับสุทธิในอนาคตที่ลดลง

(2) ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานเพิ่มขึ้นส่วนใหญ่จากต้นทุนสร้างท่อขนส่งก๊าซโครงการอาทิตย์ให้กับผู้ซื้อ
    ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของโครงการโอมาน 44 (เริ่มผลิตในปีนี้)
    ค่าใช้จ่ายเตรียมการผลิตของโครงการอาทิตย์
    และค่าใช้จ่ายเคลื่อนย้ายอุปกรณ์ก่อนหยุดการผลิตชั่วคราวของโครงการนางนวล

(3) ค่าใช้จ่ายในขายและบริหารเพิ่มขึ้น
    ส่วนใหญ่เป็นค่าบริหารงานตามกิจกรรมที่เพิ่มขึ้นของโครงการโอมาน โครงการอาทิตย์
    โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย และ โครงการ อัลจีเรีย 433เอ&416บี

(4) ในไตรมาสที่สี่ปีนี้
    ได้รับรู้ผลขาดทุนจากการทำอนุพันธ์ทางการเงินเพื่อประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันล่วงหน้า
    (Oil price hedging)
    สำหรับผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของกลุ่มบริษัทโดยใช้ราคาน้ำมันดิบดูไบเป็นราคาอ้างอิง (ณ วันที่
    31 ธันวาคม 2550 บริษัทฯ
    ยังคงมีสัญญาประกันความเสี่ยงราคาน้ำมันล่วงหน้าสำหรับช่วงเวลาเดือนมกราคม – ธันวาคม
    2551 จำนวน 2.33 ล้านบาร์เรล ที่ระดับราคาระหว่าง 78 – 84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล)

(5) ค่าใช้จ่ายในการสำรวจปิโตรเลียมลดลง เป็นผลสุทธิจาก (1)
    ค่าใช้จ่ายในการศึกษาโครงสร้างทางธรณีวิทยาลดลง ซึ่งส่วนใหญ่ลดลงจากโครงการบงกช
    โครงการพม่าเอ็ม7&เอ็ม9 โครงการเวียดนาม 16-1 และโครงการอิหร่าน ซาเว่ห์
    ในขณะที่ (2) รายการตัดจำหน่ายหลุมแห้งเพิ่มขึ้นส่วนใหญ่จากโครงการ เวียดนาม 16-1
    และโครงการอัลจีเรีย 433เอ&416บี

(6) ค่าตอบแทนสำหรับปิโตรเลียม (ผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษภายใต้ พ.ร.บ.ปิโตรเลียม
    (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2532) ลดลง ตามรายได้การขายที่ลดลงของโครงการ บี8/32

3.  ฐานะการเงิน

  --------------------------------------------- ------------ ------------
                                                31 ธันวาคม    

  (หน่วย: ล้านบาท)                                2550         2549

  สินทรัพย์รวม                                     190,039      157,813

  หนี้สินรวม                                       83,252       69,288

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                                   106,787      88,525
  --------------------------------------------- ------------ ------------

ฐานะการเงินของ ปตท.สผ.และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550
ปตท.สผ.และบริษัทย่อยมีสินทรัพย์รวมทั้งสิ้น 190,039 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากสิ้นปีก่อนจำนวน
32,226 ล้านบาทหรือร้อยละ 20
สาเหตุหลักเนื่องจากการลงทุนที่เพิ่มขึ้นในสินทรัพย์เพื่อการผลิตของโครงการอาทิตย์
โครงการโอมาน 44 โครงการเอส1 โครงการไพลิน โครงการในประเทศเวียดนาม
โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย และโครงการพม่าเอ็ม7&เอ็ม9
รวมทั้งเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดที่เพิ่มขึ้นจากการออกหุ้นกู้ในระหว่างปี
ซึ่งบริษัทฯได้นำไปลงทุนในตราสารทางการเงินระยะสั้นที่มีความเสี่ยงต่ำ เช่น ตั๋วเงินคลัง
ตั๋วสัญญาใช้เงิน พันธบัตรรัฐบาลสหรัฐฯ และบัญชีเงินฝากกับธนาคารพาณิชย์
โดยคำนึงถึงความมั่นคงและการรักษาสภาพคล่องเป็นหลัก

สินทรัพย์หมุนเวียน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ส่วนใหญ่เป็นเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด
ลูกหนี้บริษัทใหญ่ ลูกหนี้การค้า และพัสดุคงเหลือ สำหรับสินทรัพย์ไม่หมุนเวียนส่วนใหญ่ประกอบด้วย
(1) สินทรัพย์เพื่อการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในโครงการร่วมทุน ซึ่งอยู่ภายใต้บัญชีที่ดิน อาคาร
และอุปกรณ์ (2) เงินลงทุนในบริษัทร่วมได้แก่ บริษัท เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ จำกัด และบริษัท พีทีที
ไอซีที โซลูชั่นส์ จำกัด ซึ่งอยู่ภายใต้บัญชีเงินลงทุนที่บันทึกโดยวิธีส่วนได้เสีย และ (3)
เงินให้กู้ยืมแก่บริษัท เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ จำกัด
ซึ่งอยู่ภายใต้บัญชีเงินให้กู้ยืมระยะยาวแก่กิจการที่เกี่ยวข้องกัน

ปตท.สผ. และบริษัทย่อยมีหนี้สินรวม 83,252 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากสิ้นปีก่อนจำนวน 13,964
ล้านบาท
ส่วนใหญ่เป็นผลสุทธิจากการออกหุ้นกู้เงินบาทและการจ่ายชำระคืนหุ้นกู้ที่เป็นเงินตราต่างประเทศสุทธิจำนวน
9,293 ล้านบาท มีผลให้โครงสร้างหนี้สินของบริษัทฯ (Debt Profile) ซึ่งมีหนี้ทั้งหมดจำนวน
18,500 ล้านบาท เปลี่ยนจากเดิมที่ใช้อัตราดอกเบี้ยคงที่ทั้งหมด เป็นร้อยละ 70
ใช้อัตราดอกเบี้ยคงที่และร้อยละ 30 ใช้อัตราดอกเบี้ยลอยตัว

รายได้รอการรับรู้จากการรับชำระเงินล่วงหน้าค่าบริการขนส่งก๊าซในพม่าลดลง
ตามปริมาณที่ผู้ซื้อทยอยรับก๊าซธรรมชาติในระหว่างปี

หนี้สินไม่หมุนเวียนอื่นเพิ่มขึ้น 1,190 ล้านบาท จากโครงการอาทิตย์ที่ต้องจ่ายเงินจำนวน 1,084
ล้านบาท ให้กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ
โดยมีกำหนดเวลาชำระในไตรมาสที่ 3 ของปี 2552 และ 2553

ในวันที่ 13 พฤศจิกายน 2550 ปตท.สผ. ได้ดำเนินการจดทะเบียนเปลี่ยนแปลงทุนชำระแล้ว
จากเดิมจำนวน 3,296.04 ล้านบาท เป็น 3,297.42 ล้านบาท
ซึ่งเป็นผลจากการใช้สิทธิของผู้บริหารและพนักงานของบริษัทฯ ในการใช้สิทธิซื้อหุ้นสามัญของบริษัทฯ
ตามใบสำคัญแสดงสิทธิภายใต้โครงการให้พนักงานมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของบริษัทฯ (ESOP) จำนวน
1,384,800 หุ้น มูลค่าที่ตราไว้หุ้นละ 1 บาท รวม 1,384,800 บาท โดย ณ วันที่ 31 ธันวาคม
2550 มียอดคงเหลือของใบสำคัญแสดงสิทธิฯ จำนวน 4,915,940 หน่วย

สำหรับสภาพคล่องของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อยในปี 2550 นั้น ปตท.สผ.
และบริษัทย่อยมีกระแสเงินสดสุทธิจากกิจกรรมดำเนินงานจำนวน 45,141 ล้านบาท
กระแสเงินสดสุทธิใช้ไปในกิจกรรมลงทุนจำนวน 39,709 ล้านบาท
ได้รับเงินสดสุทธิจากกิจกรรมจัดหาเงินจำนวน 63 ล้านบาท
กิจกรรมลงทุนส่วนใหญ่เป็นการลงทุนในสินทรัพย์เพื่อการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
ส่วนกิจกรรมหลักในการจัดหาเงินประกอบด้วย (1)
เงินสดรับสุทธิจากการจ่ายชำระคืนและออกหุ้นกู้จำนวน 9,736 ล้านบาท (2)
การจ่ายเงินปันผลจำนวน 10,236 ล้านบาท และ (3)
ได้รับเงินสดจากการออกหุ้นสามัญตามการใช้สิทธิในใบสำคัญแสดงสิทธิจำนวน 563 ล้านบาท

ตามมติที่ประชุมคณะกรรมการบริษัทฯ เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2550 ปตท.สผ.
ได้จ่ายเงินปันผลระหว่างกาล (Interim Dividend)
สำหรับผลผลการดำเนินงานงวดครึ่งปีแรกของ ปี 2550 ในอัตราหุ้นละ 1.61 บาท ในวันที่ 27
สิงหาคม 2550

ในส่วนของการคุ้มครองความเสี่ยงภัยที่อาจเกิดขึ้นกับโครงการต่างๆ บริษัทฯ
ได้มีการจัดซื้อประกันภัยโดยมีการกำหนดทุนประกันภัยและวงเงินความคุ้มครองที่เหมาะสม ทั้งนี้ในปี
2550 เบี้ยประกันภัยยังคงอยู่ในระดับเดียวกับปี 2549 และบริษัทฯ
ก็ยังคงรักษาการจัดทำประกันภัยไว้ให้คุ้มครองความเสี่ยงต่างๆ อย่างเหมาะสมดังเช่นที่เคยปฏิบัติมา
ทั้งนี้ในไตรมาสที่ 3 ของปี 2550 ปตท.สผ ร่วมกับ ปตท. และบริษัทในเครือของ ปตท. อีก 9
แห่งได้จัดซื้อประกันภัยร่วมกันในนามของ “กลุ่ม ปตท.”
เพื่อเป็นการเพิ่มอำนาจต่อรองกับผู้รับประกันภัย ซึ่งมีผลทำให้เบี้ยประกันภัย ปี2551 ลดลงจากปี
2550 ประมาณ 30% และมีผลให้บริษัทฯต้องเปลี่ยนระยะเวลาเอาประกันจาก 1 มกราคม - 31
ธันวาคม เป็น 1 ตุลาคม 2550 – 30 กันยายน

ในปี พ.ศ. 2550 นี้ ปตท.สผ. ยังคงรักษาฐานะการเงินที่มั่นคงของบริษัทฯไว้ได้เช่นเดิม
ด้วยปัจจัยด้านราคาปิโตรเลียมที่สูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ด้านความสามารถในการขยายการลงทุนของ
ปตท.สผ. โดยยังรักษาความแข็งแกร่งทางการเงินไว้ได้
และด้านการสนับสนุนในธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียมจากรัฐบาลไทย ทั้งนี้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม
2550 ปตท.สผ. มีอันดับความน่าเชื่อถือสรุปได้ดังนี้

-   ระดับ A2 สำหรับ Long-term foreign currency rating จากการจัดอันดับของ
    Moody’s Investors Service

-   ระดับ BBB+ สำหรับ Long-term foreign currency rating และระดับ BBB+ สำหรับ
    Long-term local currency rating จากการจัดอันดับของ Standard and Poor’s
    Ratings Services

-   ระดับ A- จากการจัดอันดับของ Japan Credit Rating Agency, Ltd.

-   ระดับ AAA จากการจัดอันดับของ บริษัท ทริสเรทติ้ง จำกัด

4.  การประกาศใช้มาตรฐานการบัญชีใหม่

ตามที่สภาวิชาชีพบัญชีได้ยกร่างและแก้ไขปรับปรุงมาตรฐานการบัญชีหลายฉบับเพื่อให้สอดคล้องกับมาตรฐานการรายงานทางการเงินระหว่างประทศนั้น
มีมาตรฐานการบัญชีฉบับปรับปรุงใหม่ซึ่งได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว
และมีผลบังคับใช้สำหรับรอบระยะเวลาบัญชีที่เริ่มในหรือหลังวันที่ 1 มกราคม 2550 เป็นต้นไป
มีดังต่อไปนี้

  ฉบับที่ 44 เรื่อง งบการเงินรวมและงบการเงินเฉพาะกิจการ

  ฉบับที่ 45 เรื่อง เงินลงทุนในบริษัทร่วม

  ฉบับที่ 46 เรื่อง ส่วนได้เสียในการร่วมค้า

บริษัทฯได้เปลี่ยนแปลงนโยบายการบัญชีเกี่ยวกับการบันทึกเงินลงทุนในบริษัทย่อยในงบการเงินเฉพาะกิจการโดยไม่มีผลกระทบต่องบการเงินรวม
เพื่อให้เป็นไปตามมาตรฐานการบัญชีที่ปรับปรุงใหม่ดังกล่าวข้างต้น ตั้งแต่งบการเงินสำหรับไตรมาสที่
1 ปี 2550 และปรับปรุงย้อนหลังงบการเงินที่นำมาเปรียบเทียบตามที่ได้รายงานแล้ว

สำหรับมาตรฐานการบัญชีที่ปรับปรุงใหม่ซึ่งได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว
และมีผลบังคับใช้สำหรับรอบระยะเวลาบัญชีที่เริ่มในหรือหลังวันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้นไป
มีดังต่อไปนี้

  ฉบับที่ 25 เรื่อง งบกระแสเงินสด

  ฉบับที่ 29 เรื่อง สัญญาเช่า

  ฉบับที่ 31 เรื่อง สินค้าคงเหลือ

  ฉบับที่ 33 เรื่อง ต้นทุนการกู้ยืม

  ฉบับที่ 35 เรื่อง การนำเสนองบการเงิน

  ฉบับที่ 39 เรื่อง นโยบายการบัญชี การเปลี่ยนแปลงประมาณการทางบัญชีและข้อผิดพลาดทางบัญชี

  ฉบับที่ 41 เรื่อง งบการเงินระหว่างกาล

  ฉบับที่ 43 เรื่อง การรวมธุรกิจ

  ฉบับที่ 49 เรื่อง สัญญาก่อสร้าง

  ฉบับที่ 51 เรื่อง สินทรัพย์ไม่มีตัวตน

ฝ่ายบริหารของบริษัทฯ ได้ประเมินแล้วเห็นว่ามาตรฐานการบัญชีดังกล่าวข้างต้น
ไม่มีผลกระทบอย่างเป็นสาระสำคัญต่องบการเงินของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย

5.  ปัจจัยและอิทธิพลหลักที่อาจมีผลต่อการดำเนินงาน

ปัจจัยและอิทธิพลหลักที่มีผลต่อผลการดำเนินงานในปี 2550
ประกอบด้วยความผันผวนของราคาน้ำมัน, การแข็งตัวของค่าเงินบาท,
อัตราผลตอบแทนที่ให้กับรัฐบาล (Fiscal Regime), ต้นทุนของสินค้าและบริการ,
และการพัฒนาบุคคลากรและขีดความสามารถขององค์กรเพื่อรองรับการเติบโตขององค์กร

1.  ปัจจัยด้านความผันผวนของราคาน้ำมัน ในปี 2550 ที่ผ่านมาราคาน้ำมันมีความผันผวนมาก
    โดยราคาน้ำมันดิบ Brent เริ่มไต่ระดับตั้งแต่ประมาณ 49
    เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในช่วงต้นปีถึงประมาณ 96 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในช่วงปลายปี
    และเนื่องจากราคาผลิตภัณฑ์ของ ปตท.สผ. อิงอยู่กับราคาน้ำมันในตลาดโลก ดังนั้น
    สภาวการณ์ที่ราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูงเช่นนี้ ส่งผลให้ราคาผลิตภัณฑ์เฉลี่ยของ ปตท.สผ. ในปี
    2550 สูงขึ้นจากปี 2549 โดยราคาขายผลิตภัณฑ์เฉลี่ยของ ปตท.สผ.เพิ่มจาก 36.52
    เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในปี 2549 เป็น 39.78 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ในปี 2550

2.  ปัจจัยเรื่องค่าเงินบาท ซึ่งปัจจุบันแข็งค่าขึ้นอยู่ที่ประมาณ 34 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
    นับเป็นอีกปัจจัยหนึ่งที่มีผลต่อการดำเนินงานของบริษัท แต่เนื่องจากในปัจจุบัน ปตท.สผ.
    มีสัดส่วนทั้งรายได้และรายจ่ายส่วนใหญ่เป็นเงินเหรียญสหรัฐ
    จึงทำให้ผลกระทบของปัจจัยของดังกล่าวอยู่ในวงจำกัด

3.  ปัจจัยเรื่องอัตราผลตอบแทนที่ให้รัฐบาล (Fiscal Regime) ที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น
    โดยในช่วง 2 ปีที่ผ่านมา รัฐบาลประเทศต่างๆ
    ได้ปรับอัตราส่วนผลตอบแทนที่ให้รัฐบาลจากกิจกรรมสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องซึ่งปัจจัยดังกล่าวทำให้บริษัทต่างๆต้องมีการปรับปรุงการดำเนินงานให้มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น
    โดยปตท.สผ. ตระหนักถึงความสำคัญและได้ติดตามและศึกษาเรื่องดังกล่าวอย่างต่อเนื่อง
    และได้นำปัจจัยในเรื่องอัตราผลตอบแทนที่ให้กับรัฐบาล (Fiscal Regime)
    รวมทั้งความเสี่ยงที่อัตราผลตอบแทนจะเพิ่มขึ้นในอนาคตมาประกอบการพิจารณาการลงทุน
    นอกจากนี้ยังได้มีการปรับปรุงการดำเนินงานของโครงการให้มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น
    เพื่อสร้างผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม

4.  ปัจจัยด้านต้นทุนของการประกอบธุรกิจที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
    เนื่องจากราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูงส่งผลให้บริษัทต่างๆ
    แข่งขันกันในการจัดหาสินค้าและบริการสำหรับธุรกิจปิโตรเลียม
    ซึ่งปัจจัยนี้ทำให้เกิดความขาดแคลนในสินค้าและบริการและทำให้ราคาสินค้าและบริการเพิ่มขึ้นอย่างชัดเจนและต่อเนื่อง
    อย่างไรก็ตาม เพื่อลดผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้น ปตท.สผ.
    ได้ให้ความสำคัญกับการติดตามต้นทุนอย่างใกล้ชิด
    โดยได้ทำการวิเคราะห์และหาแนวทางลดต้นทุนอย่างต่อเนื่อง เช่น 1)
    วางแผนจัดหาระยะยาว (Long Term Procurement Planning)
    เพื่อให้บริษัทมีอำนาจต่อรองและสามารถจัดหาสินค้าและบริการได้ถูกลงและทันตามแผนการดำเนินงานและงบประมาณที่วางไว้ 2)
    ปรับปรุงรูปแบบและวิธีการทำงานให้มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น
    รวมทั้งการประสานประโยชน์ระหว่างโครงการเพื่อลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน (Synergy
    & Cost Optimization) 3) ศึกษาและออกแบบแท่นหลุมผลิตให้เป็นมาตรฐาน (Standard
    Wellhead Platform Design) ที่สามารถปรับใช้กับโครงการต่างๆ ของบริษัทได้
    เพื่อเป็นการลดต้นทุนที่ใช้ในการออกแบบแท่นหลุมผลิตและเพื่อความสะดวกในการจัดหาและบำรุงรักษาในระยะยาว
    นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังได้ติดตามความคืบหน้าของโครงการต่างๆ ทุกระยะ
    ตรวจสอบและแก้ไขปัญหาอันอาจจะก่อให้เกิดความล่าช้าต่างๆ
    โดยมีวัตถุประสงค์ให้ทุกโครงการมีความก้าวหน้าเป็นไปตามแผนงานที่วางไว้
    และเพื่อให้ได้ผลตอบแทนจากแต่ละโครงการตามเป้าหมายที่ตั้งไว้

5.  ปัจจัยด้านการพัฒนาบุคคลากรและขีดความสามารถขององค์กรเพื่อรองรับการเติบโตเป็นอีกปัจจัยหนึ่งที่มีความสำคัญต่อการดำเนินธุรกิจ
    โดยเฉพาะอย่างยิ่งในภาวะที่ตลาดมีความขาดแคลนบุคลากรด้านสำรวจและผลิตปิโตรเลียม
    โดย ปตท.สผ. ได้ตระหนักถึงความสำคัญของปัจจัยดังกล่าว
    จึงได้เร่งสรรหาและเสริมสร้างศักยภาพของบุคคลากรในด้านต่างๆ เช่น
    ระบบพัฒนาศักยภาพของพนักงาน และระบบพัฒนาพนักงานที่มีศักยภาพสูง นอกจากนี้ ปตท.สผ.
    ยังได้พัฒนาขีดความสามารถขององค์กรอย่างต่อเนื่อง
    โดยได้พิจารณาปรับโครงสร้างองค์กรและจัดสรรบุคคลากรอย่างเหมาะสมและสอดคล้องกับแผนกลยุทธ์
    พร้อมทั้งปรับปรุงกระบวนการทำงานต่างๆ ให้มีความกระชับ
    ชัดเจนและยืดหยุ่นต่อการดำเนินงานทั้งในและต่างประเทศ
    และได้ส่งเสริมการพัฒนาจัดองค์ความรู้ภายในองค์กร ซึ่งรวมถึงการจัดการฐานข้อมูล
    และสร้างระบบการแลกเปลี่ยนและถ่ายทอดความรู้ภายในองค์กร
    เพื่อให้มีการนำความรู้และข้อมูลเหล่านั้นมาประกอบการตัดสินใจในการทำงานได้อย่างรวดเร็วและแม่นยำมากขึ้น