เอกสารแนบ 3:
ข้อมูลเพิ่มเติมเกี่ยวกับกิจกรรมการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมตามมาตรฐานการบัญชีของสหรัฐอเมริกาฉบับที่
69 (FAS 69) และข้อมูลอื่น - ไม่ได้ตรวจสอบ

(1) สรุปปริมาณสำรองปิโตรเลียมของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548
มีรายละเอียดดังตารางที่แนบ ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วจะมีการตรวจสอบและประเมินทุกรอบปีโดย
นักธรณีวิทยาและวิศวกรแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมของ ปตท.สผ. เพื่อให้ได้ตัวเลขที่ได้มาตรฐาน
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วในรายงานนี้จะรวมถึงปริมาณสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ ปตท.สผ.
และส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วที่รายงานนี้ ไม่รวมปริมาณปิโตรเลียมที่สำรวจพบแล้วในแปลงสำรวจ บี
แปลงสำรวจ 48/95, แปลงสำรวจ 52/97, แปลงสำรวจ 9-2, แปลงสำรวจ 16-1
นอกชายฝั่งประเทศเวียดนาม แปลงสำรวจ G4/43 ในอ่าวไทย และแปลงสำรวจ 433a&416b
ในประเทศอัลจีเรีย เนื่องจากยังไม่มีการยืนยันการพัฒนาในเชิงพาณิชย์

ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548
คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 151 ล้านบาร์เรล และเป็นก๊าซธรรมชาติ 5,158
พันล้านลูกบาศก์ฟุต หรือรวมทั้งหมดเป็น 950 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ

อัตราการผลิตรวมทุกโครงการของ ปตท.สผ. และบริษัทย่อย0 ในปี 2548 คิดเป็น 67
ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือ ประมาณ 184,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
เพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วประมาณ 30,000 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 19
ซึ่งการเพิ่มขึ้นของปริมาณการผลิตส่วนใหญ่เป็นผลมาจากการเพิ่มการผลิตในโครงการเยตากุนและไพลิน
การเริ่มผลิตใหม่ของโครงการนางนวล และการเข้าร่วมถือหุ้นในโครงการ B8/32 & 9A
ในรอบปีที่ผ่านมา

  ----------------- ------------------- ----------- ------ -- ---------------------- ----------- ------- -- -------------------------- ----------- ------
                                                                                                            ปริมาณสำรองน้ำมันดิบ,                      
                                                                                                            คอนเดนเสท                              

                                                                                                            และก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว⁽¹⁾               

                    ปริมาณสำรองน้ำมันดิบ,                         ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติ                          ปริมาณเทียบเท่าน้ำมันดิบ                     
                    คอนเดนเสท                                                                                                                      

                    ที่พิสูจน์แล้ว⁽¹⁾                               ที่พิสูจน์แล้ว⁽¹⁾                                                                          

                    (ล้านบาร์เรล)                               (พันล้านลูกบาศก์ฟุต)                               (ล้านบาร์เรล)                            

                    ในประเทศ⁽²⁾         ต่างประเทศ   รวม       ในประเทศ⁽²⁾            ต่างประเทศ   รวม        ในประเทศ⁽²⁾                ต่างประเทศ   รวม

  Company’s share                                                                                                                                  
  of                                                                                                                                               

  reserves of                                                                                                                                      
  consolidated                                                                                                                                     

  Companies                                                                                                                                        

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม   101                 11          112       3,222                  1,915       5,137      614                        268         882
  2546                                                                                                                                             

  1) Revision of    (1)                 -           (1)       (25)                   -           (25)       (8)                        (3)         (11)
  previous                                                                                                                                         

  Estimates                                                                                                                                        

  2) Improved       -                   -           -         -                      -           -          -                          -           -
  recovery                                                                                                                                         

  3) Extensions and -                   -           -         3                      -           3          1                          -           1

  discoveries                                                                                                                                      

  4)                41                  -           41        171                    -           171        83                         -           83
  Purchases/Sales                                                                                                                                  
  of                                                                                                                                               

  Petroleum in                                                                                                                                     
  place                                                                                                                                            

  5) Production     (12)                (0.58)      (13)      (192)                  (83)        (275)      (45)                       (11)        (56)

  Total                                                                                                                                            
  consolidation                                                                                                                                    

  Companies                                                                                                                                        

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม   129                 10          139       3,179                  1,832       5,011      645                        254         899
  2547                                                                                                                                             

  MEDCO⁽⁵⁾          -                   36          36        -                      165         165        -                          64          64

  Total Worldwide                                                                                                                                  

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม   129                 46          175       3,179                  1,997       5,176      645                        318         963
  2547                                                                                                                                             

  Company’s share                                                                                                                                  
  of                                                                                                                                               

  reserves of                                                                                                                                      
  consolidated                                                                                                                                     

  Companies                                                                                                                                        

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม   129                 10          139       3,179                  1,832       5,011      645                        254         899
  2547                                                                                                                                             

  1) Revision of    (4)                 -           (4)       20                     (1)         19         8                          (1)         7
  previous                                                                                                                                         

  Estimates                                                                                                                                        

  2) Improved       -                   -           -         -                      -           -          -                          -           -
  recovery                                                                                                                                         

  3) Extensions and 3                   4           7         212                    94          306        37                         22          59

  Discoveries ⁽³⁾                                                                                                                                  

  4)                27                  -           27        128                    -           128        52                         -           52
  Purchases/Sales                                                                                                                                  
  of                                                                                                                                               

  Petroleum in                                                                                                                                     
  place⁽⁴⁾                                                                                                                                         

  5) Production     (17)                (1)         (18)      (214)                  (92)        (306)      (54)                       (13)        (67)

  Total                                                                                                                                            
  consolidation                                                                                                                                    

  Companies                                                                                                                                        

  ณ วันที่ 31 ธันวาคม   138                 13          151       3,325                  1,833       5,158      688                        262         950
  2548                                                                                                                                             
  ----------------- ------------------- ----------- ------ -- ---------------------- ----------- ------- -- -------------------------- ----------- ------

(1) ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วรวมถึงปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วสุทธิที่เป็นส่วนแบ่งของ ปตท.สผ.
    และส่วนแบ่งของประเทศเจ้าของแหล่งปิโตรเลียม

(2) รวมโครงการพื้นที่คาบเกี่ยว ไทย-มาเลเซีย (JDA Project)

(3) ปตท.สผ. ได้ทำการเซ็นสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติในโครงการโอมาน แปลง 44
    ประเทศโอมานและโครงการภูฮ่อมในประเทศไทยและมีการแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติในโครงการบงกชให้ครอบคลุมถึงแหล่งต้นคูนและต้นนกยูงในปี2548

(4) ปตท.สผ. ได้เข้าร่วมลงทุนในโครงการ B8/32&9A ในอ่าวไทยในสัดส่วน 25%
    และเริ่มผลิตจากโครงการนางนวลในสัดส่วน 100%

(5) เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2548 PTTEPO ได้ขายหุ้นทั้งหมดของบริษัท New Links ให้กับบริษัท
    Encore Int’l Limited

(2) รายงานทรัพย์สินของกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม

รายงานทรัพย์สินของกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม จะแสดงถึง ทรัพย์สินของโครงการต่างๆ
ทั้งที่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วและยังไม่ได้พิสูจน์ ตลอดจนเครื่องมือและอุปกรณ์เสริมที่ใช้
ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึงค่าเสื่อมราคาสะสม ค่าสูญสิ้นสะสม
และค่าตัดจำหน่ายสะสม

ทรัพย์สินของโครงการที่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วประกอบด้วย หลุมสำรวจ และหลุมพัฒนา
ท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติ รวมถึงเครื่องมือและอุปกรณ์ที่ใช้ในการผลิตปิโตรเลียม ส่วนทรัพย์สินของ
โครงการที่ยังไม่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว หมายถึง รายจ่ายฝ่ายทุนที่เกิดขึ้นทั้งสิ้นจากโครงการ
ต่าง ๆ ที่ยังไม่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
สำหรับเครื่องมือและอุปกรณ์เสริมที่ใช้ในการผลิตปิโตรเลียม ประกอบด้วยคลังเก็บวัสดุ
สำนักงานภาคพื้นสนาม ยานพาหนะ และอุปกรณ์อื่น ๆ

ทรัพย์สินสุทธิของกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม หมายถึง มูลค่าคงเหลือ ณ วันสิ้นงวดบัญชี
ของทรัพย์สินเพื่อรอการคิดค่าเสื่อมราคา ค่าสูญสิ้น และค่าตัดจำหน่ายต่อไปในอนาคต

+-----------------------------------------------+----------+----------+
| (หน่วย : ล้านบาท)                               | 2548     | 2547     |
+-----------------------------------------------+----------+----------+
| ทรัพย์สินของโครงการที่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว         | 151,965  | 100,341  |
+-----------------------------------------------+----------+----------+
| ทรัพย์สินของโครงการที่ยังไม่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว     | 3,326    | 1,755    |
+-----------------------------------------------+----------+----------+
| ประมาณการค่ารื้อถอนอุปกรณ์การผลิต                   | 7,254    | 5,875    |
+-----------------------------------------------+----------+----------+
| เครื่องมือและอุปกรณ์เสริมที่ใช้ในการผลิตปิโตรเลียม        | 2,483    | 620      |
+-----------------------------------------------+----------+----------+
|  ทรัพย์สินรวมของกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม             | 165,029  | 108,591  |
+-----------------------------------------------+----------+----------+
| ค่าเสื่อมราคาสะสม ค่าสูญสิ้นสะสม และค่าตัดจำหน่ายสะสม   | (67,220) | (46,561) |
+-----------------------------------------------+----------+----------+
|  ทรัพย์สินสุทธิของกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม             | 97,809   | 62,030   |
|                                               |          |          |
|  ทรัพย์สินสุทธิของเงินลงทุนตามวิธีส่วนได้เสีย ⁽¹⁾         | -        | 10,358   |
+-----------------------------------------------+----------+----------+
| (1) แสดงส่วนได้เสียของ ปตท.สผ.                   |          |          |
|     ในทรัพย์สินสุทธิของเงินลงทุนในบริษัท Medco         |          |          |
+-----------------------------------------------+----------+----------+

(3) รายงานรายจ่ายที่เกิดขึ้นเพื่อการได้มาซึ่งสิทธิสัมปทาน การสำรวจและการพัฒนาปิโตรเลียม

รายงานรายจ่ายที่เกิดขึ้นจะแสดงถึงรายจ่ายที่เกิดขึ้นในระหว่างปี เพื่อการได้มาซึ่งสิทธิสัมปทาน
การสำรวจและการพัฒนาปิโตรเลียม ทั้งที่บันทึกเป็นทรัพย์สินและค่าใช้จ่าย

ต้นทุนเพื่อการได้มาซึ่งสิทธิสัมปทาน หมายถึง
รายจ่ายที่เกิดขึ้นเพื่อให้ได้เข้าไปมีส่วนร่วมในสิทธิสัมปทานของโครงการต่าง ๆ
ทั้งที่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วและยังไม่ได้พิสูจน์

รายจ่ายเพื่อการสำรวจประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายในการสำรวจเพื่องานธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์
รายจ่ายเพื่อการขุดเจาะและเตรียมหลุมสำรวจรวมถึงค่าสงวนพื้นที่ในแปลงสำรวจที่ยังไม่ได้รับ
การพัฒนา

รายจ่ายเพื่อการพัฒนาประกอบด้วย รายจ่ายเพื่อการขุดเจาะและเตรียมหลุมพัฒนา และรายจ่าย
ในการปรับปรุงกระบวนการผลิต ตลอดจนเครื่องมือและอุปกรณ์ที่ใช้ในโครงการต่าง ๆ
สำหรับการพัฒนาปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วเพื่อใช้ในการผลิต การแยก
การปรับปรุงคุณภาพปิโตรเลียม และการรวบรวมและเก็บรักษาปิโตรเลียม
รวมทั้งรายจ่ายเพื่อท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติ

+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+
|                              |      | 2548 |     | 2547 |     |     |
+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+
| (หน่วย : ล้านบาท)              | ในปร | ต่าง  | รวม | ในปร | ต่าง | รวม |
|                              | ะเทศ |      |     | ะเทศ |     |     |
|                              |      | ปร   |     |      | ประ |     |
|                              |      | ะเทศ |     |      | เทศ |     |
+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+
| ต้นทุนเพื่อการได้มาซึ่งสิทธิสัมปทาน    |      |      |     |      |     |     |
+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+
| -                            | 19   | -    | 19, | 5    | -   | 5,  |
| โครงการที่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว | ,736 |      | 736 | ,597 |     | 597 |
+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+
| -โครง                        | -    | 243  | 243 | 44   | 215 | 259 |
| การที่ยังไม่พบปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว |      |      |     |      |     |     |
+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+
| รายจ่ายเพื่อการสำรวจ(1)         | 2    | 3    | 6,  | 1    | 475 | 1,  |
|                              | ,705 | ,863 | 569 | ,036 |     | 511 |
+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+
| รายจ่ายเพื่อการพัฒนา             | 15   | 2    | 17, | 5    | 786 | 6,  |
|                              | ,016 | ,787 | 803 | ,606 |     | 392 |
+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+
| รวม                          | 37   | 6    | 44, | 12   | 1,  | 13, |
|                              | ,457 | ,893 | 351 | ,283 | 476 | 759 |
+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+
| รายจ่ายท                      | -    | -    | -   | -    | 6,  | 6,  |
| ี่เกิดขึ้นจากเงินลงทุนตามวิธีส่วนได้เสีย |      |      |     |      | 725 | 725 |
| ⁽²⁾                          |      |      |     |      |     |     |
+------------------------------+------+------+-----+------+-----+-----+

(1) รายจ่ายเพื่อการสำรวจรวมถึงการโอนรายจ่ายขุดเจาะหลุมสำรวจไปเป็นรายจ่ายขุดเจาะหลุมพัฒนาเพื่อเตรียมการผลิตต่อไปในอนาคต

(2) แสดงส่วนได้เสียของ ปตท.สผ. ในรายจ่ายที่เกิดขึ้นจากเงินลงทุนในบริษัท Medco

(4) รายงานผลการดำเนินงานของกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม

รายงานผลการดำเนินงานนี้แสดงเฉพาะผลการดำเนินงานจาก กิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม
สำหรับปี 2548 และ 2547 โดยแสดงไว้ในตารางข้างล่างดังต่อไปนี้

ค่าใช้จ่ายการดำเนินงาน ประกอบด้วย
ค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นเพื่อการดำเนินงานและบำรุงรักษาหลุมผลิต ตลอดจนเครื่องมือและอุปกรณ์การผลิต
สำหรับค่าใช้จ่ายในการสำรวจ หมายถึง
ค่าใช้จ่ายสำรวจเพื่องานธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์และค่าตัดจำหน่ายหลุมสำรวจที่ไม่พบปิโตรเลียมในเชิงพาณิชย์

  ค่าใช้จ่ายในการบริหารทั่วไป คือ
  ค่าใช้จ่ายในการบริหารที่เกี่ยวเนื่องโดยตรงกับกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม

ค่าเสื่อมราคา ค่าสูญสิ้น และค่าตัดจำหน่าย หมายถึง
ค่าสึกหรอของสินทรัพย์จากกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม และท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติ
รวมทั้งค่าตัดจำหน่ายประมาณการค่ารื้อถอนอุปกรณ์การผลิต

ค่าใช้จ่าย (รายได้) อื่น หมายรวมถึง รายได้จากการบริการท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติ
กำไรหรือขาดทุนจากอัตราแลกเปลี่ยนที่เกี่ยวเนื่องโดยตรงกับกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม

  ภาษีเงินได้คำนวณจากกำไรจากผลการดำเนินงานของกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม

ค่าใช้จ่ายทั่วไปของสำนักงานใหญ่และดอกเบี้ยจ่ายไม่รวมเป็น
ค่าใช้จ่ายในการคำนวณผลการดำเนินงานของกิจกรรมการผลิตปิโตรเลียม

+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
|                          | 2548 |      |     | 2547 |      |      |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| (หน่วย : ล้านบาท)          | ในปร | ต่าง  | รวม | ในปร | ต่าง  | รวม  |
|                          | ะเทศ |      |     | ะเทศ |      |      |
|                          |      | ปร   |     |      | ปร   |      |
|                          |      | ะเทศ |     |      | ะเทศ |      |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| รายได้ :                  |      |      |     |      |      |      |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
|  รายได้จากการขายรวม       | 56   | 10   | 66, | 39   | 6    | 46   |
|                          | ,331 | ,027 | 358 | ,299 | ,900 | ,199 |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ค่าใช้จ่าย :                |      |      |     |      |      |      |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ค่าใช้จ่ายการดำเนินงาน       | 4    | 641  | 5,  | 2    | 642  | 3    |
|                          | ,708 |      | 349 | ,945 |      | ,587 |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ค่าใช้จ่ายในการสำรวจ        | 585  | 628  | 1,  | 107  | 294  | 401  |
|                          |      |      | 213 |      |      |      |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ค่าใช้จ่ายในการบริหารทั่วไป    | 1    | 537  | 1,  | 782  | 446  | 1    |
|                          | ,459 |      | 996 |      |      | ,228 |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ค่าภาคหลวง                | 7    | 1    | 8,  | 4    | 754  | 5    |
| และค่าตอบแทนสำหรับปิโตรเลียม | ,911 | ,071 | 982 | ,914 |      | ,668 |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ค่าเสื่อมราคาค              | 8    | 830  | 9,  | 7    | 642  | 7    |
| ่าสูญสิ้นและค่าตัดจำหน่ายจำหน่าย | ,355 |      | 185 | ,291 |      | ,933 |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ค่าใช้จ่าย (รายได้) อื่น       | 525  | (2,  | (   | (    | (1,  | (1,  |
|                          |      | 017) | 1,4 | 118) | 609) | 727) |
|                          |      |      | 92) |      |      |      |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
|  ค่าใช้จ่ายรวม              | 23   | 1    | 25, | 15   | 1    | 17   |
|                          | ,543 | ,690 | 233 | ,921 | ,169 | ,090 |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ผลการดำเนินงานก่อนภาษีเงินได้ | 32   | 8    | 41, | 23   | 5    | 29   |
|                          | ,788 | ,337 | 125 | ,378 | ,731 | ,109 |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ภาษีเงินได้                 | 14   | 2    | 16, | 9    | 1    | 11   |
|                          | ,096 | ,558 | 654 | ,766 | ,704 | ,470 |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ผลการดำเนินงานสุทธิ         | 18   | 5    | 2   | 13   | 4    | 17   |
|                          | ,692 | ,779 | 4,4 | ,612 | ,027 | ,639 |
|                          |      |      | 713 |      |      |      |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+
| ผลการดำเนินงานจากเงินลงทุน  | -    | (    | (5  | -    | 154  | 154  |
|                          |      | 538) | 38) |      |      |      |
| ตามวิธีส่วนได้เสีย ⁽¹⁾        |      |      |     |      |      |      |
+--------------------------+------+------+-----+------+------+------+

(1) แสดงส่วนได้เสียของ ปตท.สผ. ในผลการดำเนินงานจากเงินลงทุนในบริษัท Medco

  เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2548 PTTEPO ได้ขายหุ้นทั้งหมดของบริษัท New Links
  และได้แสดงรายการขาดทุนจากการจำหน่ายเงินลงทุนจำนวน 578 ล้านบาท

(5)
รายงานมูลค่าปัจจุบันตามมาตรฐานของกระแสเงินสดสุทธิที่เกี่ยวข้องกับปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่พิสูจน์แล้ว

ตามมาตรฐานการวัดมูลค่าปัจจุบัน
ของกระแสเงินสดสุทธิที่เกี่ยวข้องกับปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่พิสูจน์แล้ว คำนวณโดยใช้สมมติฐาน
ดังนี้

ราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ใช้ราคา ณ สิ้นปี
โดยคำนึงถึงการเปลี่ยนแปลงของราคาเฉพาะที่มีกำหนดไว้ในสัญญาเท่านั้น

ประมาณการผลิต คิดจากปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วที่เหลืออยู่ ณ สิ้นปี

ประมาณการค่าใช้จ่ายในอนาคตที่จะเกิดขึ้นในการพัฒนาและผลิตปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว
คิดจากต้นทุนค่าใช้จ่ายตามข้อมูล ณ สิ้นปี โดยไม่คำนึงถึงสภาวะแวดล้อมอื่นๆ
ที่อาจจะเปลี่ยนไปในอนาคต

ภาษีเงินได้ในอนาคตคำนวณโดยใช้อัตราภาษีตามกฎหมายที่มีอยู่ ณ สิ้นปี และหักหรือปรับส่วนลดต่างๆ
ตามที่เป็นจริง

ปรับลดมูลค่าของกระแสเงินสดในแต่ละปีเป็นมูลค่าปัจจุบันด้วยอัตรา 10% ต่อปีเพื่อสะท้อนถึงมูลค่า
ตามเวลาของกระแสเงินสดนั้น

มูลค่าปัจจุบันของประมาณการกระแสเงินสดตามที่แสดงไว้ข้างล่างนี้
มิได้มุ่งหมายให้เป็นการแสดงประมาณการมูลค่าตามราคาตลาดยุติธรรมของสินทรัพย์ปิโตรเลียม
ประมาณการมูลค่าตามราคาตลาดยุติธรรม ควรต้องคำนึงถึงปริมาณสำรองที่ยังไม่ได้พิสูจน์
ซึ่งอาจเปลี่ยนเป็นปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วได้ในอนาคต
ประมาณการราคาของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ในอนาคต อัตราดอกเบี้ย
การเปลี่ยนแปลงของค่าใช้จ่ายในการพัฒนาและผลิต และความเสี่ยงที่เกี่ยวข้องกับการผลิตในอนาคต
ด้วยเหตุผลตามที่กล่าวแล้ว และยังมีข้อควรคำนึงอื่น ๆ อีกมาก
มูลค่าที่เหมาะสมจึงขึ้นอยู่กับการพิจารณา และ/หรือ การตัดสินใจของผู้วิเคราะห์เป็นหลัก

+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| (หน่วย: ล้านบาท)         | ในปร |      | ต    |      | รวม   |       |
|                        | ะเทศ |      | ่างปร |      |       |       |
|                        |      |      | ะเทศ |      |       |       |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
|                        | 2548 | 2547 | 2548 | 2547 | 2548  | 2547  |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| รายรับ                  | 595  | 444  | 201  | 162  | 79    | 60    |
|                        | ,612 | ,327 | ,518 | ,244 | 7,130 | 6,571 |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| ค่าใช้จ่ายในการผลิต        | (84, | (61, | (23, | (20, | (108  | (82   |
|                        | 948) | 511) | 684) | 821) | ,632) | ,332) |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| ค่าใช้จ่ายในการพัฒนา       | (    | (    | (9,  | (6,  | (136  | (115  |
|                        | 126, | 108, | 447) | 530) | ,383) | ,502) |
|                        | 936) | 972) |      |      |       |       |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| ภาษีเงินได้               | (    | (90, | (61, | (50, | (199  | (140  |
|                        | 138, | 534) | 384) | 059) | ,967) | ,593) |
|                        | 583) |      |      |      |       |       |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| กระแสเงินสดสุทธิ          | 245  | 183  | 107  | 84   | 35    | 26    |
|                        | ,145 | ,310 | ,003 | ,834 | 2,148 | 8,144 |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| ส่วนปรับลดมูลค่าตามเวลา    | (95, | (83, | (56, | (47, | (152  | (131  |
| 10% ต่อปี                | 739) | 998) | 859) | 576) | ,598) | ,574) |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| มูลค่า                   | 149  | 99   | 50   | 37   | 19    | 13    |
| ปัจจุบันของกระแสเงินสดสุทธิ  | ,406 | ,312 | ,144 | ,258 | 9,550 | 6,570 |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| ส่วน                    | -    | -    | -    | 5    | -     | 5,587 |
| ของบริษัทในมูลค่าปัจจุบันของก |      |      |      | ,587 |       |       |
| ระแสเงินสดสุทธิของเงินลงทุน |      |      |      |      |       |       |
|                        |      |      |      |      |       |       |
|  ตามวิธีส่วนได้ส่วนเสีย ⁽¹⁾  |      |      |      |      |       |       |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+
| รวมมูลค                 | 149  | 99   | 50   | 42   | 19    | 14    |
| ่าปัจจุบันของกระแสเงินสดสุทธิ | ,406 | ,312 | ,144 | ,845 | 9,550 | 2,157 |
+------------------------+------+------+------+------+-------+-------+

(1) แสดงส่วนได้ส่วนเสียของ ปตท.สผ.
ในมูลค่าปัจจุบันของกระแสเงินสดสุทธิของเงินลงทุนในบริษัท Medco

การเปลี่ยนแปลงมูลค่าปัจจุบันตามการวัดมาตรฐานของกระแสเงินสดสุทธิที่เกี่ยวข้องกับปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่พิสูจน์แล้ว

+----------------------------------------------+-----------+-----------+
| (หน่วย : ล้านบาท)                              | 2548      | 2547      |
+----------------------------------------------+-----------+-----------+
| มูลค่าปัจจุบันสุทธิ ณ ต้นปี                           | 136,570   | 116,326   |
|                                              |           |           |
| รา                                           | (47,731)  | (31,759)  |
| ยได้สุทธิหลังหักค่าใช้จ่ายในการผลิตจากการขายและจำหน่าย |           |           |
|                                              | 16,621    | 6,782     |
| ปิโตรเลียมที่ผลิตระหว่างปี                          |           |           |
|                                              | 127,762   | 38,127    |
| ค่าใช้จ่ายในการพัฒนาที่เกิดขึ้นระหว่างปี                |           |           |
|                                              | (18,377)  | (15,079)  |
| การเปลี่ยนแปลงสุทธิเนื่องจากราคาและค่าใช้จ่ายในการผลิต |           |           |
|                                              | 26,079    | 272       |
| การเปลี่ยนแปลงสุทธิเนื่องจากค่าใช้จ่ายในการพัฒนา       |           |           |
|                                              | 1,936     | (5,923)   |
| การเป                                        |           |           |
| ลี่ยนแปลงเนื่องจากการเพิ่มขึ้นของปริมาณสำรองที่สำรวจใหม่ | 36,907    | 43,448    |
|                                              |           |           |
| สำรวจเพิ่มเติม และปรับปรุงวิธีการผลิต                | (20,843)  | (5,337)   |
|                                              |           |           |
| การเปลี่ยนแปลงในปริมาณที่ได้ประมาณการไว้            | (59,374)  | (10,287)  |
|                                              |           |           |
| การเ                                         |           |           |
| ปลี่ยนแปลงเนื่องจากการซื้อหรือขายปริมาณสำรองปิโตรเลียม |           |           |
|                                              |           |           |
| การเป                                        |           |           |
| ลี่ยนแปลงเนื่องจากส่วนปรับลดตามมูลค่าของเวลาที่เปลี่ยนไป |           |           |
|                                              |           |           |
| การเปลี่ยนแปลงสุทธิของภาษีเงินได้                   |           |           |
+----------------------------------------------+-----------+-----------+
| มูลค่าปัจจุบันสุทธิ ณ สิ้นปี                           | 199,550   | 136,570   |
+----------------------------------------------+-----------+-----------+

(6) ข้อมูลอื่น

  หลุมผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ

  จำนวนหลุมผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 มีดังต่อไปนี้

+-----------------------------------+---------+------+-------+-------+
|                                   | น้ำมันดิบ  |      | ก๊าซธร |       |
|                                   |         |      | รมชาติ |       |
+-----------------------------------+---------+------+-------+-------+
|                                   | รวม     | สุทธิ  | รวม   | สุทธิ   |
+-----------------------------------+---------+------+-------+-------+
| ประเทศไทย                         | 360     | 210  | 6     | 160   |
|                                   |         |      | 01⁽¹⁾ |       |
+-----------------------------------+---------+------+-------+-------+
| ต่างประเทศ                         |         |      |       |       |
+-----------------------------------+---------+------+-------+-------+
| เอเชียตะวันออกเฉียงใต้                | -       | -    | 22    | 5     |
+-----------------------------------+---------+------+-------+-------+
| รวม                               | 360     | 210  | 623   | 165   |
+-----------------------------------+---------+------+-------+-------+

(1) มีหลุมผลิต 248 หลุม ผลิตทั้งน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ

  หลุมน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติซึ่งอยู่ระหว่างการขุดเจาะ

  หลุมน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติซึ่งอยู่ระหว่างการขุดเจาะ ณ วันที่ 31 ธันวาคม พ.ศ. 2548
  มีดังต่อไปนี้

  แหล่งสำรวจ

  ------------------------------------- -------- ------------- -----------
                                                 รวม           สุทธิ

  ประเทศไทย                                      -             -

  ต่างประเทศ                                                    

  เอเชียตะวันออกเฉียงใต้                             2             0.8

  ตะวันออกกลางและอื่นๆ                              2             1.3

  รวม                                            4             2.1
  ------------------------------------- -------- ------------- -----------

  แหล่งพัฒนา

  ------------------------------------- -------- ------------- -----------
  ประเทศไทย                                      21            6

  ต่างประเทศ                                                    

  เอเชียตะวันออกเฉียงใต้                             -             -

  รวม                                            21            6
  ------------------------------------- -------- ------------- -----------

  หลุมน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ-สุทธิ ซึ่งขุดเจาะ ในปี 2548

  แหล่งสำรวจ

+-------------------------------------+-------+------------+----------+
|                                     |       | พร้อมผลิต    | หลุมแห้ง   |
|                                     |       |            |          |
|                                     |       | สุทธิ        | สุทธิ      |
+-------------------------------------+-------+------------+----------+
| ประเทศไทย                           |       | 9.2        | 1        |
+-------------------------------------+-------+------------+----------+
| ต่างประเทศ                           |       |            |          |
+-------------------------------------+-------+------------+----------+
| เอเชียตะวันออกเฉียงใต้                  |       | 0.5        | 0.2      |
+-------------------------------------+-------+------------+----------+
| ตะวันออกกลางและอื่นๆ                   |       | 3.7        | 0.7      |
+-------------------------------------+-------+------------+----------+
| รวม                                 |       | 13.4       | 1.9      |
+-------------------------------------+-------+------------+----------+

  แหล่งพัฒนา

  ------------------------------------------------------------------------------------ -------- ------------- -----------
  ประเทศไทย                                                                                     72            -

  ต่างประเทศ                                                                                                   

  เอเชียตะวันออกเฉียงใต้                                                                            -             -

  รวม                                                                                           72            -

  หลุมน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติรวมหมายถึงจำนวนหลุมทั้งสิ้นที่กลุ่มบริษัทมีสัดส่วนการร่วมทุน                                           

  หลุมน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติสุทธิหมายถึงจำนวนหลุมตามสัดส่วนการร่วมทุนในหลุมน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติรวม                          
  ------------------------------------------------------------------------------------ -------- ------------- -----------

เอกสารแนบ 4: ผลการดำเนินงานรายไตรมาสปี 2548 และ 2547 สำหรับงบการเงินรวม

+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| หน่วย : ล้านบาท              |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ปี 2548                     |   | ไต    |   | ไต    |   | ไต    |   | ไต    |
|                            |   | รมาสที่ |   | รมาสที่ |   | รมาสที่ |   | รมาสที่ |
|                            |   | 4     |   | 3     |   | 2     |   | 1     |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| รายได้                      |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| รายได้จากการขาย             |   | 2     |   | 1     |   | 1     |   | 1     |
|                            |   | 0,404 |   | 9,183 |   | 4,092 |   | 2,679 |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| รายได้จากการบริการท่อขนส่งก๊าซ  |   | 563   |   | 518   |   | 472   |   | 444   |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| รายได้อื่น                    |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| กำไรจ                      |   | 39    |   | -     |   | -     |   | 178   |
| ากการแปลงค่าเงินตราต่างประเทศ |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| กำไรจากการขายเงินลงทุน       |   | 507   |   | -     |   | -     |   | -     |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ดอกเบี้ยรับ                   |   | 178   |   | 154   |   | 203   |   | 174   |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| รายได้อื่น ๆ                  |   | 35    |   | 30    |   | 21    |   | 23    |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ส่วนแบ่งก                    |   | 67    |   | 101   |   | 8     |   | 31    |
| ำไรจากเงินลงทุนตามวิธีส่วนได้เสีย |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| รวมรายได้                   |   | 2     |   | 1     |   | 1     |   | 1     |
|                            |   | 1,793 |   | 9,986 |   | 4,796 |   | 3,528 |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ค่าใช้จ่าย                    |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ค่าใช้จ่ายการดำเนินงาน         |   | 2,004 |   | 1,481 |   | 1,031 |   | 833   |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ค่าใช้จ่ายในการสำรวจแหล่งน้ำมัน  |   | 382   |   | 358   |   | 299   |   | 174   |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร    |   | 916   |   | 845   |   | 613   |   | 544   |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ค่าภาคหล                    |   | 3,221 |   | 2,357 |   | 1,699 |   | 1,551 |
| วงและค่าตอบแทนสำหรับปิโตรเลียม |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ค่าใช้จ่ายอื่น                  |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ค่าเสื่อมราคา                 |   | 2,960 |   | 2,414 |   | 2,035 |   | 2,030 |
| ค่าสูญสิ้นและค่าตัดจำหน่าย        |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ค่าตอบแทนกรรมการ            |   | 29    |   | 2     |   | 2     |   | 2     |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
|   ขาดทุนจากการแปลงค่าเงินตรา  |   | -     |   | 14    |   | 1     |   | -     |
|   ต่างประเทศ                |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ขาดทุนจากการขายเงินลงทุน      |   | -     |   | -     |   | -     |   | 578   |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| รวมค่าใช้จ่าย                 |   | 9,512 |   | 7,471 |   | 5,680 |   | 5,712 |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ก                          |   | 1     |   | 1     |   | 9,116 |   | 7,816 |
| ำไรก่อนดอกเบี้ยจ่ายและภาษีเงินได้ |   | 2,281 |   | 2,515 |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ดอกเบี้ยจ่าย                  |   | 342   |   | 349   |   | 340   |   | 324   |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| ภาษีเงินได้                   |   | 5,122 |   | 4,983 |   | 3,296 |   | 3,238 |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| กำไรสุทธิ                    |   | 6,817 |   | 7,183 |   | 5,480 |   | 4,254 |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| กำไรต่อหุ้น (บาท)             |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| กำไรต่อหุ้นขั้นพื้นฐาน            |   | 10.41 |   | 10.98 |   | 8.39  |   | 6.51  |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
| กำไรต่อหุ้นปรับลด              |   | 10.38 |   | 10.96 |   | 8.37  |   | 6.50  |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+
|                            |   |       |   |       |   |       |   |       |
+----------------------------+---+-------+---+-------+---+-------+---+-------+

  ------------------------------------ -- --------- -- --------- -- --------- -- ---------
  หน่วย : ล้านบาท                                                                  

  ปี 2547                                  ไตรมาสที่ 4    ไตรมาสที่ 3    ไตรมาสที่ 2    ไตรมาสที่ 1

  รายได้                                                                          

  รายได้จากการขาย                          12,894       12,069       11,097       10,139

  รายได้จากการบริการท่อขนส่งก๊าซ               415          419          404          358

  รายได้อื่น :                                                                      

  กำไรจากการแปลงค่าเงินตราต่างประเทศ         727          -            -            105

  ดอกเบี้ยรับ                                85           53           37           42

  รายได้อื่น ๆ                               19           39           22           15

  ส่วนแบ่งกำไรจากเงินลงทุนตามวิธีส่วนได้เสีย       94           176          49           -

  รวมรายได้                                14,234       12,756       11,609       10,659

  ค่าใช้จ่าย                                                                        

  ค่าใช้จ่ายการดำเนินงาน                      955          978          853          800

  ค่าใช้จ่ายในการสำรวจแหล่งน้ำมัน               133          97           131          40

  ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร                 627          466          341          520

  ค่าภาคหลวงสำหรับปิโตรเลียม                  1,574        1,440        1,399        1,255

  ค่าใช้จ่ายอื่น :                                                                    

  ค่าเสื่อมราคา ค่าสูญสิ้นและค่าตัดจำหน่าย          2,081        1,895        2,083        2,046

  ค่าตอบแทนกรรมการ                         19           2            3            2

  ขาดทุนจากการแปลงค่าเงินตราต่างประเทศ        -            206          514          -

  ค่าใช้จ่ายอื่น ๆ                             11           67           23           18

  ส่วนแบ่งขาดทุนจากเงินลงทุนตามวิธีส่วนได้เสีย      -            -            -            110

  รวมค่าใช้จ่าย                              5,400        5,151        5,347        4,791

  กำไรก่อนดอกเบี้ยจ่ายและภาษีเงินได้             8,834        7,605        6,262        5,868

  ดอกเบี้ยจ่าย                               338          350          340          331

  ภาษีเงินได้                                3,396        3,144        2,645        2,159

  กำไรสุทธิ                                 5,100        4,111        3,277        3,378

  กำไรต่อหุ้น (บาท)                                                                 

  กำไรต่อหุ้นขั้นพื้นฐาน                         7.81         6.30         5.02         5.18

  กำไรต่อหุ้นปรับลด                           7.78         6.29         5.02         5.17

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

สรุปข้อมูลทางการเงิน 5 ปี

[TABLE]

สรุปข้อมูลทางการเงิน 5 ปี (ต่อ)

  --------------------------------- -- ---------- -- ---------- -- --------- -- --------- -- ----------
                                                                                หน่วย :       
                                                                                ล้านบาท       

                                       2548          2547          2546         2545         2544

  งบดุลรวม                                                                                    

  สินทรัพย์หมุนเวียน                        42,551        36,159        27,198       20,836       20,405

  สินทรัพย์ไม่หมุนเวียน                      100,766       75,786        65,378       63,557       57,324

  รวมสินทรัพย์                            143,317       111,945       92,576       84,393       77,729

  หนี้สินหมุนเวียน                          36,527        15,445        9,250        10,384       14,734

  หนี้สินไม่หมุนเวียน                        35,093        39,401        37,652       35,553       31,884

  รวมหนี้สิน                              71,620        54,846        46,902       45,937       46,618

  ส่วนของผู้ถือหุ้น                          71,697        57,099        45,674       38,456       31,111

  รวมหนี้สินและส่วนของผู้ถือหุ้น                143,317       111,945       92,576       84,393       77,729

  งบกระแสเงินสดรวม                                                                            

  กระแสเงินสดจากกิจกรรมดำเนินงาน          48,719        26,236        16,179       16,122       20,588

  กระแสเงินสดจากกิจกรรมลงทุน              (32,745)      (17,071)      (9,142)      (7,001)      (16,954)

  กระแสเงินสดจากกิจกรรมจัดหาเงิน           (9,258)       (4,297)       (4,019)      (7,911)      (4,770)

  เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดเพิ่มขึ้น      6,716         4,868         3,018        1,210        (1,136)
  (ลดลง) สุทธิ                                                                                 

  เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด ณ         23,778        19,063        16,306       15,209       16,527
  วันต้นปี                                                                                      

                                       30,494        23,931        19,324       16,419       15,391

  ปรับปรุงผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยน         13            (153)         (261)        (113)        (182)

  เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด ณ         30,507        23,778        19,063       16,306       15,209
  วันสิ้นปี                                                                                      
  --------------------------------- -- ---------- -- ---------- -- --------- -- --------- -- ----------

สรุปปริมาณการขายปิโตรเลียมและราคาขายผลิตภัณฑ์เฉลี่ย

[TABLE]

เอกสารแนบ 5: รายงานการกำกับดูแลกิจการของคณะกรรมการตรวจสอบประจำปี 2548

คณะกรรมการตรวจสอบ ปตท.สผ. ประกอบด้วยกรรมการอิสระ 3 คน ซึ่งมีความรู้
ความเชี่ยวชาญและประสบการณ์โดยเฉพาะด้านการเงินและการบัญชี ด้านกฎหมาย และ ด้านเทคนิค
โดยมี นายนภดล มัณฑะจิตร เป็นประธานกรรมการตรวจสอบ นายประสิทธิ์ โฆวิไลกูล
และนายชาญชัย มุสิกนิศากร เป็นกรรมการตรวจสอบ

เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2548 นายนภดล มัณฑะจิตร ได้ขอลาออกจากการเป็นกรรมการบริษัท
ประธานกรรมการตรวจสอบ และกรรมการอิสระ คณะกรรมการบริษัทจึงได้มีมติแต่งตั้งนายอนุชา
สิหนาทกถากุล ดำรงตำแหน่งกรรมการตรวจสอบ และแต่งตั้ง นายชาญชัย มุสิกนิศากร
เป็นประธานกรรมการตรวจสอบ ทั้งนี้ มีผลตั้งแต่วันที่ 21 ตุลาคม 2548

ในรอบปี 2548 ได้ปฏิบัติหน้าที่ตามที่ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการบริษัทตามระเบียบ
ปตท.สผ.ว่าด้วยคณะกรรมการตรวจสอบ โดยมีการประชุมคณะกรรมการตรวจสอบรวมทั้งสิ้น 15
ครั้ง และสามารถสรุปสาระสำคัญของงานที่ปฏิบัติได้ดังต่อไปนี้

1)  สอบทานงบการเงินรายไตรมาสและงบการเงินประจำปี ร่วมกับฝ่ายบริหารและผู้สอบบัญชี คือ

สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน หรือ สตง.
โดยให้คำแนะนำและข้อคิดเห็นเพื่อให้มั่นใจว่ารายงานทางการเงินของ ปตท.สผ. มีความถูกต้อง
เชื่อถือได้ และเปิดเผยข้อมูลที่สำคัญครบถ้วน เพียงพอ และทันเวลา
เป็นไปตามมาตรฐานการบัญชีและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง

1)  สอบทานให้ ปตท.สผ. ปฏิบัติตามกฎหมายว่าด้วยหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ข้อกำหนด

ของตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจของ ปตท.สผ.

2)  พิจารณาและสนับสนุนให้มีการเปิดเผยข้อมูลของ ปตท.สผ. กรณีที่เกิดรายการที่เกี่ยวโยงกัน

หรือรายการที่อาจจะมีความขัดแย้งทางผลประโยชน์
ให้มีความถูกต้องครบถ้วนโดยได้แสดงความเห็นว่า
รายการดังกล่าวได้ดำเนินการอย่างสมเหตุสมผลและคำนึงถึงประโยชน์ของผู้ถือหุ้น นอกจากนี้
ได้จัดทำและเปิดเผยบทวิเคราะห์ทางการเงินและผลการดำเนินงานทุกไตรมาส (MD&A)

3)  พิจารณาและให้ความเห็นชอบในเรื่องที่ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการบริษัทเป็นกรณีพิเศษ

4)  พิจารณาแผนงานการตรวจสอบประจำปี
    และสอบทานรายงานผลการตรวจสอบรวมทั้งการประเมินผลการควบคุมภายใน เพื่อให้มั่นใจว่า
    การควบคุมภายในมีประสิทธิภาพเพียงพอกับระดับความเสี่ยงที่ยอมรับได้และเหมาะสมกับสภาพแวดล้อมที่เปลี่ยนแปลงไป

5)  พิจารณาคัดเลือกและเสนอแต่งตั้ง สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน เป็นผู้สอบบัญชีของ
    ปตท.สผ. รวมทั้งการพิจารณาเสนอค่าตอบแทน ในปี 2548

6)  สอบทานกระบวนการบริหารความเสี่ยงของ ปตท.สผ. และ
    ให้ข้อเสนอแนะที่เป็นประโยชน์เพื่อลดความเสี่ยงนั้น

7)  พิจารณาทบทวนและเสนอคณะกรรมการ ปตท.สผ.
    ให้ปรับปรุงระเบียบว่าด้วยคณะกรรมการตรวจสอบพ.ศ. 2542 ให้เหมาะสมยิ่งขึ้น

8)  พิจารณาประเมินผลการปฏิบัติงานในรอบปี 2548 โดยวิธีการประเมินตนเอง
    การประเมินจากคณะกรรมการบริษัทฯ และจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ผลการประเมินสรุปได้ว่า
    องค์ประกอบ คุณสมบัติ การประชุมและการปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการตรวจสอบมีประสิทธิผล

9)  จัดให้มีดัชนีชี้วัดผลการดำเนินงานของคณะกรรมการตรวจสอบ ในปี 2548

คณะกรรมการตรวจสอบได้รายงานผลการประชุมทุกครั้งให้คณะกรรมการ ปตท.สผ.
ทราบอยู่เป็นประจำและอย่างต่อเนื่อง

ทั้งนี้ ขอรายงานสรุปการกำกับดูแลกิจการของคณะกรรมการตรวจสอบว่า ในปี 2548
ได้ปฏิบัติงานที่ได้รับมอบหมายอย่างรอบคอบ เต็มกำลังสติปัญญา ด้วยความรู้ ความสามารถ
และความเป็นอิสระตลอดจนได้ให้ความเห็นต่างๆแก่ทุกฝ่ายอย่างตรงไปตรงมา เพื่อประโยชน์ต่อ
ปตท.สผ. ผู้ถือหุ้นทุกราย และผู้มีส่วนได้เสียอื่นๆ อย่างเหมาะสมแล้ว

ชาญชัย มุสิกนิศากร

(นายชาญชัย มุสิกนิศากร)
ประธานกรรมการตรวจสอบ

23 ธันวาคม 2548

เอกสารแนบ 6: รายละเอียดข้อมูลของโครงการในปัจจุบัน

1.  โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศ

(1) โครงการบงกช (แปลง B 15, B16, B17)

  ที่ตั้ง: บริเวณอ่าวไทยห่างจากชายฝั่งทะเลจังหวัดสงขลาประมาณ 180 กิโลเมตร

  แหล่ง (Field): บงกช

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2531

  ปีที่เริ่มผลิต: 2536

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

  5/2515/9 15 มีนาคม 2533 Thailand I

  เพิ่มเติมฉบับที่ 10

  ผู้ร่วมลงทุน: ปตท.สผ. 44.4445% บจก. โททาล อีแอนด์พี ไทยแลนด์ 33.3333% บจก. บีจี
  เอเชียแปซิฟิค พีทีอี 22.2222%

ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.

ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

  โครงการบงกช (แปลงบี 13/38)

  ที่ตั้ง: ทางตอนใต้ของโครงการบงกช

  แหล่ง (Field): บงกช

  ปีที่ร่วมลงทุน: -

  ปีที่คาดว่าจะเริ่มผลิต: 2550

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

2/2539/49 27 มิถุนายน 2539 Thailand III

เพิ่มเติมฉบับที่ 3

  ผู้ร่วมลงทุน: ปตท.สผ. 44.4445%

  บจก. โททาล อีแอนด์พี ไทยแลนด์ 33.3333%

  บจก. บีจี เอเชียแปซิฟิค พีทีอี 22.2222%

  ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.อ.

ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

(2) โครงการเอส 1

  ที่ตั้ง: จ.สุโขทัย พิษณุโลก และกำแพงเพชร

  แหล่ง (Field): สิริกิตติ์ สิริกิตติ์ตะวันออก สิริกิตติ์ตะวันตก ปรือกระเทียม ประดู่เฒ่า
  ทับแรดหนองตูม คุยมะม่วง และวัดแตน

  ปีที่ลงทุน: 2528

  ปีที่เริ่มผลิต: 2526

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

1/2522/16 21 ตุลาคม 2528 Thailand I

เพิ่มเติมฉบับที่ 1

  ผู้ร่วมลงทุน: ปตท.สผ. ส. 75%

ปตท.สผ. 25%

  ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.ส.

  ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ ก๊าซแอลพีจี และก๊าซธรรมชาติ

(3) โครงการอี 5

  ที่ตั้ง: จ.ขอนแก่น

  แหล่ง (Field): น้ำพอง

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2533

  ปีที่เริ่มผลิต: 2533

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

2/2522/17 29 สิงหาคม 2533 Thailand I

เพิ่มเติมฉบับที่ 2

  ผู้ร่วมลงทุน: บจก. เอ็กซอนโมบิล เอ็กซ์โพลเรชั่น แอนด์ โพรดักชั่น โคราช อิงค์ 80%

  ปตท.สผ. 20%

  ผู้ดำเนินการ: บจก. เอ็กซอนโมบิล เอ็กซ์โพลเรชั่น แอนด์ โพรดักชั่น โคราช อิงค์

  ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ

(4) โครงการยูโนแคล 3

  ที่ตั้ง: อ่าวไทย นอกชายฝั่งทะเล จ.สุราษฎร์ธานี

  แหล่ง (Field): ฟูนาน จักรวาล โกมิน สุราษฎร์ ปลาหมึก ตราด ปะการัง ยะลา

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2533

  ปีที่เริ่มผลิต: 2535

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

1/2515/5 26 กันยายน 2533 Thailand I

เพิ่มเติมฉบับที่ 8

2/2515/6 26 กันยายน 2533 Thailand I

เพิ่มเติมฉบับที่ 5

  ผู้ร่วมลงทุน: บจก. เชฟรอน สำรวจและผลิต (ประเทศไทย) 71.25%

  บจก. มิตซุยออยล์ เอ็กซพลอเรชั่น 23.75%

  ปตท.สผ. 5.00%

  ผู้ดำเนินการ: บจก. เชฟรอน สำรวจและผลิต (ประเทศไทย)

  ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(5) โครงการไพลิน (บี 12/27)

  ที่ตั้ง: อ่าวไทย นอกชายฝั่งทะเล จ. สงขลา

  แหล่ง (Field): ไพลิน นิล มรกต อุบล เพทาย ทับทิม

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2536

  ปีที่เริ่มผลิต: 2542

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

1/2529/33 20 เมษายน 2537 Thailand I

เพิ่มเติมฉบับที่ 5

  ผู้ร่วมลงทุน: ปตท.สผ. 45% บจก. เชฟรอน สำรวจและผลิต (ประเทศไทย) 35% บจก.
  อเมอราดา เฮส อินเตอร์เนชั่นแนล เอ็กซพลอเรชั่น 15% บจก. โมเอโก ไทย ออยล์
  ดิเวลล็อปเมนท์ 5%

  ผู้ดำเนินการ: บจก. เชฟรอน สำรวจและผลิต (ประเทศไทย)

  ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(6) โครงการอาทิตย์ (B14a, B15a, B16a)

ที่ตั้ง: อ่าวไทย

  แหล่ง (Field): อาทิตย์

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2542

  ปีที่คาดว่าจะเริ่มผลิต: 2550

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

3/2515/7 1 มิถุนายน 2542 Thailand I

5/2515/9 1 มิถุนายน 2542 Thailand I

  เพิ่มเติมฉบับที่ 9 และ 12

  ผู้ร่วมลงทุน: ปตท.สผ. 80%

  บจก. ยูโนแคล ไทยแลนด์ 16%

  บจก.โมเอโกะ ไทยแลนด์ 4%

  ผู้ดำเนินการ ปตท.สผ.

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจและพัฒนา

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท

(7) โครงการภูฮ่อม (แปลง E 5 North)

  ที่ตั้ง: จ. อุดรธานี

  แหล่ง (Field): ภูฮ่อม

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2533

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

2/2522/17 26 มีนาคม 2522 Thailand I

  2/2522/17 24 มิถุนายน 2547

  เพิ่มเติมฉบับที่ 5

  ผู้ร่วมลงทุน: บจก. อเมราดา เฮสส์ (ไทยแลนด์) 35% บจก. อพิโก แอลแอลซี 35%
  ปตท.สผ. 20% บจก. เอ็กซอนโมบิล เอ็กซ์โพลเรชั่น แอนด์ โพรดักชั่น โคราช อิงค์ 10%

  ผู้ดำเนินการ: บจก. อเมราดา เฮสส์ (ไทยแลนด์)

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

  โครงการภูฮ่อม (แปลง EU- 1)

  ที่ตั้ง: จ. อุดรธานี

  แหล่ง (Field): ภูฮ่อม

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2547

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

1/2524/19 3 มิถุนายน 2524 Thailand I

  1/2524/19 31 มกราคม 2548

  เพิ่มเติมฉบับที่ 4

  ผู้ร่วมลงทุน: บจก. อเมราดา เฮสส์ (ไทยแลนด์) 35% บจก. อพิโก แอลแอลซี 35%
  ปตท.สผ.ส. 20% บจก. เอ็กซอนโมบิล เอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โพรดักชั่น โคราช อิงค์ 10%

  ผู้ดำเนินการ: บจก. อเมราดา เฮสส์ (ไทยแลนด์)

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(8) โครงการ PTTEP 1

  ที่ตั้ง: อ. กำแพงแสน จ.นครปฐม และ อ.เมือง จ.สุพรรณบุรี

  แหล่ง (Field): กำแพงแสน อู่ทอง และสังฆจาย

  ปีที่ลงทุน: 2536

  ปีที่เริ่มผลิต: 2534

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

2/2528/27 5 กุมภาพันธ์ 2528 Thailand III

ผู้ลงทุน: ปตท.สผ.อ. 100%

ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.อ.

ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ

(9) โครงการ B8/32

ที่ตั้ง: อ่าวไทย นอกชายฝั่งทะเล

แหล่ง (Field): ทานตะวัน, พื้นที่นอกเขตทานตะวัน (เบญจมาศ, มะลิวัลย์, จามจุรี, ชบา)

ปีที่ร่วมลงทุน: 2548

ปีที่เริ่มผลิต: 2540

สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

1/2534/36 6 มีนาคม 2541 Thailand III

เพิ่มเติมฉบับที่ 3

  ผู้ร่วมลงทุน: พื้นที่การผลิต ทานตะวัน:

  บจก. เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) 44.34146%

  บจก. ออเร้นจ์ เอนเนอยี่ 46.34147%

  บจก.พลังโสภณ 7.31707%

  บจก.พลังโสภณสอง 2.00000%

พื้นที่การผลิต นอกเขตทานตะวัน:

  บจก. เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) 29.66667%

  บจก. ออเร้นจ์ เอนเนอยี่ 31.66667%

  บจก. บี8/32 พาร์ทเนอร์ 31.66666%

  บจก.พลังโสภณ 5.00000%

  บจก.พลังโสภณสอง 2.00000%

ผู้ดำเนินการ: บจก. เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย)

ระยะการดำเนินงาน ผลิต

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบผสมคอนเดนเสท และ ก๊าซธรรมชาติ

  โครงการ 9A

  ที่ตั้ง: อ่าวไทย นอกชายฝั่งทะเล

  แหล่ง (Field): ราชพฤกษ์

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2548

  ปีที่เริ่มผลิต: 2548

สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

4/2515/8 24 กุมภาพันธ์ 2519 Thailand I

เพิ่มเติมฉบับที่ 8

ผู้ร่วมลงทุน: บจก. เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) 44.34146%

บจก. ออเร้นจ์ เอนเนอยี่ 46.34147%

บจก. พลังโสภณ 7.31707%

บจก. พลังโสภณสอง 2.00000%

  ผู้ดำเนินการ: บจก. เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย)

  ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบผสมคอนเดนเสท และ ก๊าซธรรมชาติ

  หมายเหตุ 1. บจก. ออเร้นจ์ เอนเนอยี่ มีผู้ถือหุ้น ได้แก่

  PTTEPO 53.94960%

บจก. มิตซุยออยล์เอ็กซพลอเรชั่น 36.05040%

บจก.พลังโสภณอินเตอร์เนชั่นแนล 10.00000%

  2. บจก. บี8/32 พาร์ทเนอร์ มีผู้ถือหุ้น ได้แก่

บจก. เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) 46.34182%

PTTEPO 25.00091%

บจ. มิตซุยออยล์เอ็กซพลอเรชั่น 16.70636%

บจ. พลังโสภณ 7.31636%

บจก. พลังโสภณอินเตอร์เนชั่นแนล 4.63455%

(10) โครงการนางนวล (แปลง 6/27)

  ที่ตั้ง: อ่าวไทย ทางทิศตะวันออกของอำเภอสวี จังหวัดชุมพร ประมาณ 25 กิโลเมตร

  แหล่ง (Field): นางนวล

  ปีที่ลงทุน: -

  ปีที่คาดว่าจะเริ่มผลิต: 2548

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

  3/2528/28 6 กุมภาพันธ์ 2522 Thailand I

  ผู้ลงทุน: ปตท.สผ.ส. 100%

  ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.ส.

  ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ

(11) โครงการ L 22/43

  ที่ตั้ง: จ. พิษณุโลก และ จ. พิจิตร

  แหล่ง (Field): -

  ปีที่ลงทุน: 2546

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

  2/2546/59 17 กรกฎาคม 2546 Thailand III

  รายละเอียดสัญญาสัมปทาน:

  วันที่ทำสัญญา: 17 กรกฎาคม 2546

  ระยะเวลาสำรวจ: 2 ช่วง ช่วงละ 3 ปี

  ระยะเวลาผลิต: 20 ปี นับแต่วันถัดจากวันสิ้นระยะเวลาสำรวจปิโตรเลียม

ผู้ลงทุน: ปตท.สผ.อ. 100%

  ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.อ.

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ

(12) โครงการ G 4/43

  ที่ตั้ง: อ่าวไทย นอกชายฝั่งทะเล จ.ประจวบคีรีขันธ์

  แหล่ง (Field): -

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2546

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

  4/2546/61 17 กรกฎาคม 2546 Thailand III

  รายละเอียดสัญญาสัมปทาน:

  วันที่ทำสัญญา: 17 กรกฎาคม 2546

  ระยะเวลาสำรวจ: 2 ช่วง ช่วงละ 3 ปี

  ระยะเวลาผลิต: 20 ปี นับแต่วันถัดจากวันสิ้นระยะเวลาสำรวจปิโตรเลียม

  ผู้ร่วมลงทุน: บจก. เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) 60% บจก. มิตซุยออยล์ เอ็กซพลอเรชั่น
  25% ปตท.สผ.อ. 15%

  ผู้ดำเนินการ: บจก. เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย)

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(13) โครงการ L 53/43& L 54/43

  ที่ตั้ง: ครอบคลุมพื้นที่ 4 จังหวัด ได้แก่ สุพรรณบุรี อยุธยา อ่างทอง และ กาญจนบุรี

  แหล่ง (Field): -

  ปีที่ลงทุน: 2547

  ปีที่เริ่มผลิต: -

สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

  2/2547/68 22 มกราคม 2547 Thailand III

  รายละเอียดสัญญาสัมปทาน:

วันที่ทำสัญญา 22 มกราคม 2547

  ระยะเวลาสำรวจ: 2 ช่วง ช่วงละ 3 ปี

  ระยะเวลาผลิต: 20 ปี นับแต่วันถัดจากวันสิ้นระยะเวลาสำรวจปิโตรเลียม

ผู้ลงทุน: ปตท.สผ.ท. 100%

ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.ท.

ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ

2.  โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่ภูมิภาค

(1) โครงการพื้นที่คาบเกี่ยวไทย – กัมพูชา (แปลง 9/43)

  ที่ตั้ง: อ่าวไทย พื้นที่ทับซ้อนทางทะเลระหว่างประเทศไทย และกัมพูชา

  แหล่ง (Field): -

  ปีที่ลงทุน: 2546

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ

  8/2546/65 17 กรกฎาคม 2546

  อยู่ระหว่างการเจรจา เนื่องจากเป็นพื้นที่ทับซ้อนไหล่ทวีประหว่าง

  ประเทศไทย และกัมพูชา

ผู้ลงทุน: ปตท.สผ.อ. 100%

  ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.อ.

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

(2) โครงการพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซีย (แปลง B17 & C19)

  ที่ตั้ง: ทางตอนใต้ของอ่าวไทย

  แหล่ง (Field): มูด้าใต้ ตาปี เจงก้า อมฤต มะลิ เจงก้าตะวันตก เจงก้าตะวันออก
  และเจ้งกาใต้

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2537

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต

  วันที่ทำสัญญา: 21 เมษายน 2542 (เพิ่มเติมฉบับที่ 1)

  อายุสัญญา: 35 ปี นับจากวันที่ทำสัญญา

  ผู้ร่วมลงทุน: ปตท.สผ.อ. 50%

  บจก.ปิโตรนาส ชาริกาลี (เจดีเอ) 50%

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจและพัฒนา

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

  หมายเหตุ บจก. ชาริกาลี-ปตท.สผ. อินเตอร์ เนชั่นแนล โอเปอเรติ้ง คอมพานี ซึ่ง

  จัดตั้งขึ้นเพื่อเป็นผู้ดำเนินการร่วมสำหรับโครงการเจดีเอ โดย ปตท.สผ.อ.

  และบจก. ปิโตรนาส ชาริกาลี ถือหุ้นในสัดส่วน 50 : 50

  โครงการพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซีย (แปลง B17-01)

  ที่ตั้ง: ทางตอนใต้ของอ่าวไทย

  แหล่ง (Field): -

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2547

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต

  วันที่ทำสัญญา: 30 กันยายน 2547

  ผู้ร่วมลงทุน: ปตท.สผ.อ. 50%

  บจก.ปิโตรนาส ชาริกาลี (เจดีเอ) 50%

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจและพัฒนา

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

  หมายเหตุ บจก. ชาริกาลี-ปตท.สผ. อินเตอร์ เนชั่นแนล โอเปอเรติ้ง คอมพานี
  ซึ่งจัดตั้งขึ้นเพื่อเป็นผู้ดำเนินการร่วมสำหรับโครงการเจดีเอ โดย ปตท.สผ.อ. และบจก.
  ปิโตรนาส ชาริกาลี ถือหุ้นในสัดส่วน 50 : 50

(3) โครงการ M 3&M4

  ที่ตั้ง: อ่าวเมาะตะมะ ประเทศสหภาพพม่า

  แหล่ง (Field): -

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

M3 : 394/2004 7 สิงหาคม 2547 PSC

  M4 : 395/2004 7 สิงหาคม 2547 PSC

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต:

  วันที่ทำสัญญา: 7 สิงหาคม 2547

อายุสัญญา: 6 ปี

ระยะเวลาศึกษาข้อมูล: 1 ปี

  ระยะเวลาสำรวจ: 3 ปี ต่ออายุ 2 ครั้งๆ ละ 1 ปี

  ระยะเวลาผลิต: 20 ปี นับจากวันที่เริ่มผลิตเชิงพาณิชย์หรือเมื่อสิ้นสุดอายุสัญญาซื้อขายปิโตรเลียม

ผู้ลงทุน: ปตท.สผ.อ. 100%

ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.อ.

ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท

(4) โครงการยาดานา (แปลง M 5, M 6)

  ที่ตั้ง: อ่าวเมาะตะมะ ประเทศสหภาพเมียนมาร์

  แหล่ง (Field): ยาดานา บาดัมยาร์ เซน

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2538

  ปีที่เริ่มผลิต: 2541

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

M5&M6 : 055/92 8 กรกฎาคม 2535 PSC

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต

  วันที่ทำสัญญา: 9 กรกฎาคม 2535

  อายุสัญญา: 20 ปี ต่ออายุได้เท่ากับอายุของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ หรือ 30 ปี นับจากวันที่
  1 สิงหาคม 2541

  ระยะเวลาสำรวจ: 3 ปี

  ระยะเวลาผลิต: 30 ปี หรือ เท่ากับอายุของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ

  ผู้ร่วมลงทุน: บจก.โทเทล เอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น เมียนมาร์ 31.24%

  บจก.ยูโนแคล เมียนมาร์ ออฟชอร์ 28.26%, ปตท.สผ.อ. 25.50%
  องค์การน้ำมันและก๊าซแห่งสหภาพเมียนมาร์ 15.00%

  ผู้ดำเนินการ: บจก.โทเทล เอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น เมียนมาร์

  ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ

(5) โครงการเยตากุน (แปลง M 12, M 13 และ M 14)

  ที่ตั้ง: อ่าวเมาะตะมะ ประเทศสหภาพเมียนมาร์

  แหล่ง (Field): เยตากุน

  ปีที่ลงทุน/ร่วมลงทุน: 2540

  ปีที่เริ่มผลิต: 2543

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

M13 : 024/90 3 พฤษภาคม 2533 PSC

M14 : 025/90 3 พฤษภาคม 2533 PSC

  M12 : 061/90 28 กันยายน 2535 PSC

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต:

  วันที่ทำสัญญา: 29 กันยายน 2535 (แปลง M 12)

  3 พฤษภาคม 2533 (แปลง M 13 และแปลง M 14)

อายุสัญญา: 20 ปี ต่ออายุได้เท่ากับอายุของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ หรือ

  30 ปี นับจากวันที่ 13 มี.ค. 2540

  ระยะเวลาสำรวจ: 3 ปี ต่ออายุ 2 ครั้งๆ ละ 1 ปี

  ระยะเวลาผลิต: 30 ปี หรือ เท่ากับอายุของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ

  ผู้ร่วมลงทุน: บจก.ปิโตรนาส ชาริกาลี เมียนมาร์ 30.00140%

  บจก.ปิโตรนาส ชาริกาลี (ฮ่องกง) 10.90878%

  องค์การน้ำมันและก๊าซแห่งสหภาพเมียนมาร์ 20.45414%

  บจก.นิปปอน ออยล์ เอ็กซพลอเรชั่น (เมียนมาร์) 19.31784%

  ปตท.สผ.อ. 19.31784%

  ผู้ดำเนินการ: บจก.ปิโตรนาส ชาริกาลี (ฮ่องกง)

  ระยะการดำเนินงาน: ผลิต

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท

(6) โครงการ M7&M9

  ที่ตั้ง: อ่าวเมาะตะมะ ประเทศสหภาพพม่า

  แหล่ง (Field): -

  ปีที่เริ่มผลิต: 2554

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

M7 : 381/2003 12 พฤศจิกายน 2546 PSC

  M9 : 382/2003 12 พฤศจิกายน 2546 PSC

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต:

  วันที่ทำสัญญา: 12 พฤศจิกายน 2546

อายุสัญญา: 6 ปี

ระยะเวลาศึกษาข้อมูล: 1 ปี

  ระยะเวลาสำรวจ: 3 ปี ต่ออายุ 2 ครั้งๆ ละ 1 ปี

  ระยะเวลาผลิต: 20 ปี นับจากวันที่เริ่มผลิตเชิงพาณิชย์หรือเมื่อสิ้นสุดอายุสัญญาซื้อขายปิโตรเลียม

ผู้ลงทุน: ปตท.สผ.อ. 100%

ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.อ.

ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ

(7) โครงการ M 11

  ที่ตั้ง: อ่าวเมาะตะมะ ประเทศพม่า

  แหล่ง (Field): -

  สัมปทาน: เลขที่ วันที่ได้รับ เงื่อนไข

M11 : 405/2005 25 กรกฎาคม 2548 PSC

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต

  วันที่ทำสัญญา: 25 กรกฎาคม 2548

อายุสัญญา: 6 ปี

ระยะเวลาศึกษาข้อมูล: 1 ปี

  ระยะเวลาสำรวจ: 3 ปี ต่ออายุ 2 ครั้งๆ ละ 1 ปี

  ระยะเวลาผลิต: 20 ปี นับจากวันที่เริ่มผลิตเชิงพาณิชย์หรือเมื่อสิ้นสุดอายุสัญญาซื้อขายปิโตรเลียม

ผู้ลงทุน: ปตท.สผ.อ. 100%

ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.อ.

ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ

(8) โครงการกัมพูชา บี

  ที่ตั้ง: นอกชายฝั่งประเทศกัมพูชา ทางด้านตะวันออกของพื้นที่ทับซ้อน ไทย-กัมพูชา

  แหล่ง (Field): -

  ปีที่ร่วมลงทุน: 7 พฤศจิกายน 2548

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต:

  วันที่ทำสัญญา: 7 พฤศจิกายน 2548

  ระยะเวลาสำรวจ: 3 ปี และสามารถต่ออายุได้ 2 ครั้งๆ ละ 2 ปี

  ระยะเวลาผลิต: 30 ปี หลังจากเริ่มผลิตเชิงพาณิชย์ครั้งแรก

  ผู้ร่วมลงทุน: ปตท.สผ.อ. 30%

  บจก. รีซ้อสฟุล ปิโตรเลียม 30%

  บจก. เอสพีซี แคมโบเดีย 30%

  บจก. ซีอี แคมโบเดีย บี 10%

  ผู้ดำเนินการ: ปตท.สผ.อ.

ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

(9) โครงการเวียดนาม B & 48/95

  ที่ตั้ง: ในอ่าวไทย ทางตะวันตกของประเทศเวียดนาม

  แหล่ง (Field): คิมลอง อากุย

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2543

  ปีที่คาดว่าจะเริ่มผลิต: 2553

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต:

  วันที่ทำสัญญา: 8 สิงหาคม 2543

ผู้ร่วมลงทุน: บจก. ยูโนแคล เวียดนาม เอ็กซพลอเรชั่น 42.38% บจก. โมอิโก้ เวียดนาม
ปิโตรเลียม 25.62%

บจก. ปิโตรเวียดนาม เอ็กซพลอเรชั่นแอนด์ โปรดักชั่น 23.50%

PTTEP KV 8.50%

ผู้ดำเนินการ: บจก. ยูโนแคล เวียดนาม เอ็กซพลอเรชั่น

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท

(10) โครงการเวียดนาม 52/97

  ที่ตั้ง: ในอ่าวไทย ทางตะวันตกของเวียดนาม

  แหล่ง (Field): คาวอย อากุย

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2543

  ปีที่คาดว่าจะเริ่มผลิต 2553

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต:

  วันที่ทำสัญญา: 19 ตุลาคม 2542

  อายุสัญญา: 30 ปี

ผู้ร่วมลงทุน: บจก. ยูโนแคล เซาท์เวสต์ เวียดนามเอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น
43.40%บจก.ปิโตรเวียดนาม เอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น 30.00% บจก. โมอิโก้
เซาท์เวสต์ เวียดนามปิโตรเลียม 19.60%

PTTEP SV 7.00%

ผู้ดำเนินการ: บจก. ยูโนแคล เซาท์เวสต์ เวียดนามเอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: ก๊าซธรรมชาติ

(11) โครงการเวียดนาม 9-2

  ที่ตั้ง: นอกชายฝั่งทะเลทางตะวันออกเฉียงใต้ของเมืองวังเตา ประเทศเวียดนาม

  แหล่ง (Field): Ca Ngu Vang and Ca Ong Doi

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2545

  ปีที่คาดว่าจะเริ่มผลิต 2550

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต

  วันที่ทำสัญญา: 21 ธันวาคม 2543

  อายุสัญญา: 25 ปี

ผู้ร่วมลงทุน: บจก.ปิโตรเวียดนาม เอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น 50%

บจก. โซโก้ เวียดนาม 25%

PTTEP HV 25%

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ

หมายเหตุ: บจก. ฮอนวูจอยท์โอเปอเรติ่ง จัดตั้งขึ้นเพื่อเป็นผู้ดำเนินการร่วมสำหรับโครงการแปลง
9-2

(12) โครงการเวียดนาม 16-1

  ที่ตั้ง: นอกชายฝั่งทะเลทางตะวันออกเฉียงใต้ของเมืองวังเตา ประเทศเวียดนาม

  แหล่ง (Field): TGT, TGV, TGX

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2545

  ปีที่คาดว่าจะเริ่มผลิต 2551

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต:

  วันที่ทำสัญญา: 8 ธันวาคม 2542

  อายุสัญญา: 25 ปี

ผู้ร่วมลงทุน: บจก. ปิโตรเวียดนาม เอ็กซพลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น 41.00%

บจก. โซโก้ เวียดนาม 28.50%

PTTEP HL 28.50%

บจก. โอพีอีซีโอ เวียดนาม 2.00%

ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ

หมายเหตุ บจก. ฮองลองจอยท์โอเปอเรติ่ง
จัดตั้งขึ้นเพื่อเป็นผู้ดำเนินการร่วมสำหรับโครงการแปลง 16-1

3.  โครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสากล

(1) โครงการอินโดนีเซีย เมรางิน-1

  ที่ตั้ง: ภาคกลางของเกาะสุมาตรา ประเทศอินโดนีเซีย

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2548

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต

  วันที่ทำสัญญา: 14 ตุลาคม 2548

  อายุสัญญา: 30 ปี

  ระยะเวลาสำรวจ: 3 – 6 ปี

  ผู้ร่วมลงทุน: บจก. เมดโก อีแอนด์พี เมรางิน 41% PTTEPO 39%

  บจก. โมอิโกะ เมรางิน 20%

  ผู้ดำเนินการ: บจก. เมดโก อีแอนด์พี เมรางิน

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ

(2) โครงการอิหร่าน ซาเว่ห์

  ที่ตั้ง: ตอนเหนือของประเทศอิหร่านห่างจากกรุงเตหะรานมาทางตอนใต้ ประมาณ 200 กม.

  แหล่ง (Field): ซาเว่ห์

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2548

  สัมปทาน: วันที่ได้รับ เงื่อนไข

8 มิถุนายน 2548 - งานสำรวจโดยใช้คลื่นไหวสะเทือน

- การเจาะหลุมสำรวจ 1 หลุม

  - งบประมาณรวม 14.5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต

  วันที่ทำสัญญา: 30 เมษายน 2548

  อายุสัญญา: 4 ปี

  ผู้ลงทุน: PTTEP IR 100%

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ

(3) โครงการโอมาน 44

  ที่ตั้ง: บนบกห่างจากกรุงมัสกัต ประเทศโอมาน ไปทางทิศตะวันตกประมาณ 300 กิโลเมตร

  แหล่ง (Field): Shams และ Munhamir

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2545

  ปีที่คาดว่าจะเริ่มผลิต 2549

  สัมปทาน: วันที่ได้รับ

27 สิงหาคม 2545

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต

  วันที่ทำสัญญา: 21 กรกฎาคม 2545

  อายุสัญญา: 30 ปี

  ผู้ลงทุน: PTTEP OM 100%

  ผู้ดำเนินการ: PTTEP OM

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท

(4) โครงการอัลจีเรีย 433a& 416b

  ที่ตั้ง: ตะวันออกเฉียงใต้ของประเทศอัลจีเรีย

  แหล่ง (Field): Bir Seba และ Bir El Atrech

  ปีที่ร่วมลงทุน: 2547

  รายละเอียดสัญญาแบ่งปันผลผลิต

  วันที่ทำสัญญา: 10 กรกฎาคม 2545

  อายุสัญญา: 25 ปี

  ผู้ร่วมลงทุน: บจก. ปิโตรเวียดนาม อินเวสเมนท์ แอนด์ ดีเวลลอปเมนท์ 40% PTTEP AG 35%
  น้ำมันแห่งชาติอัลจีเรีย (SONATRACH) 25%

  ผู้ดำเนินการ: บจก. ปิโตรเวียดนาม อินเวสเมนท์ แอนด์ ดีเวลลอปเมนท์

  ระยะการดำเนินงาน: สำรวจ

  ผลิตภัณฑ์: น้ำมันดิบ