3. การประกอบธุรกิจของแต่ละสายผลิตภัณฑ์

1.  การประกอบธุรกิจของบริษัทฯ และบริษัทในเครือ

บริษัทฯ ได้ขยายการลงทุนสู่ธุรกิจเกี่ยวเนื่อง เพื่อมุ่งเสริมสร้างศักยภาพในการแข่งขัน
โดยนอกเหนือจากการประกอบธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันที่ทันสมัยและมีขนาดใหญ่ที่สุดในประเทศไทยซึ่งถือเป็นธุรกิจหลักแล้ว
บริษัทฯ ยังได้ลงทุนในบริษัทในเครือ เพื่อดำเนิน ธุรกิจปิโตรเคมีและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน
ธุรกิจผลิตไฟฟ้า ธุรกิจขนส่งน้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ทางเรือและทางท่อ
และธุรกิจพลังงานทดแทน เช่น โครงการผลิตเอทานอลจากพืช เป็นต้น ทั้งนี้
การลงทุนในธุรกิจเกี่ยวเนื่องจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงของแหล่งที่มาของรายได้และการเจริญเติบโตอย่างเป็นปึกแผ่นในอนาคต

ในปี 2550 บริษัทฯ
และบริษัทในเครือประสบความสำเร็จเป็นอย่างมากในการพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานด้านการกลั่นและปิโตรเคมี
การรวมพลังร่วมกันเพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มในการประกอบธุรกิจผลิตน้ำมันสำเร็จรูปและปิโตรเคมีโดยคำนึงถึงการพัฒนาบุคลากรและพัฒนาระบบการจัดการที่ดีอย่างต่อเนื่อง
พร้อมทั้งมุ่งเน้นในเรื่องความรับผิดชอบต่อสังคมและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียซึ่งจะช่วยเกื้อกูลให้ธุรกิจของเครือไทยออยล์มีการเจริญเติบโตอย่างยั่งยืน
ความสำเร็จในการดำเนินงานที่สำคัญในรอบปี 2550 ได้แก่

ความสำเร็จในการบริหารธุรกิจในกลุ่มเชิงบูรณาการอย่างต่อเนื่อง

บริษัทฯ
เป็นผู้ประกอบธุรกิจการกลั่นและจำหน่ายน้ำมันปิโตรเลียมที่ได้รับการยอมรับว่าเป็นโรงกลั่นที่มีความทันสมัยและมีประสิทธิภาพสูงสุดแห่งหนึ่งในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก
มีกระบวนการผลิตเชื่อมโยงกับธุรกิจเกี่ยวเนื่อง เช่น ธุรกิจอะโรมาติกส์ ธุรกิจน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน
ธุรกิจผลิตกระแสไฟฟ้า ธุรกิจการขนส่งน้ำมันทางเรือและทางท่อ
การบริหารธุรกิจในลักษณะนี้ส่งผลให้บริษัทฯ
มีผลประกอบการที่ดีมาโดยตลอดนับตั้งแต่จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในปี 2547
ในปี 2550 ที่ผ่านมา แม้ว่าบริษัทฯ มีการหยุดเดินเครื่องหน่วยกลั่นน้ำมันดิบหน่วยที่ 3 (CDU-3)
ในช่วงไตรมาส 4 เพื่อเชื่อมต่อกับโครงการส่วนขยายและซ่อมบำรุงตามวาระ แต่บริษัทฯ
และบริษัทในเครือก็สามารถบริหารงานจนสามารถรายงานกำไรสุทธิรวมสูงถึง 19,176 ล้านบาท
เพิ่มจากปีก่อนร้อยละ 9 ซึ่งนับว่าเป็นระดับสูงสุดตั้งแต่บริษัทฯ ดำเนินธุรกิจมากว่า 46 ปี ทั้งนี้ ณ
วันที่ 31 ธันวาคม 2550 บริษัทฯ มีการลงทุนในบริษัทในเครือทั้งหมดรวม 10 บริษัท
โดยมีสินทรัพย์รวม 137,047 ล้านบาท

ความสำเร็จด้านการดำเนินโครงการขยายกำลังการผลิต
รวมทั้งการซ่อมบำรุงใหญ่ตามวาระของหน่วยกลั่นน้ำมันดิบที่ 3 เพื่อเพิ่มศักยภาพทางธุรกิจ

บริษัทฯ สามารถดำเนินการก่อสร้างโครงการขยายกำลังการผลิตของหน่วย CDU-3
เพื่อเพิ่มกำลังการกลั่นจาก 100,000 เป็น 150,000 บาร์เรลต่อวัน
สำเร็จลงภายในวงเงินงบประมาณที่ได้รับอนุมัติ ซึ่งเร็วกว่ากำหนด 1 สัปดาห์
ทำให้กำลังการกลั่นรวมของโรงกลั่นไทยออยล์เพิ่มจาก 225,000 บาร์เรลต่อวัน เป็น 275,000
บาร์เรลต่อวันตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2550

ในการนี้บริษัทฯ ได้หยุดเดินเครื่องหน่วย CDU-3 และหน่วยกลั่นที่เกี่ยวเนื่องอื่นๆ ตั้งแต่วันที่ 6
ตุลาคม 2550 ซึ่งครอบคลุมพื้นที่ส่วนใหญ่ของโรงกลั่นและยังรวมถึงหน่วยผลิตมิกซ์ไซลีน (Mixed
Xylenes) ของ บจ. ไทยพาราไซลีน
การดำเนินโครงการก่อสร้างและหยุดซ่อมบำรุงซึ่งแล้วเสร็จเร็วกว่ากำหนดในครั้งนี้ถือเป็นความสำเร็จครั้งสำคัญของบริษัทฯ
เนื่องจากเป็นงานที่มีความยุ่งยาก
ซับซ้อนและท้าทายมากเพราะต้องดำเนินการเชื่อมต่อส่วนขยายและซ่อมบำรุงไปพร้อมๆ
กับการเดินเครื่องตามปกติของหน่วยกลั่นอื่นที่เหลือ ทั้งนี้ ในช่วงไตรมาส 4 บริษัทฯ
ต้องระดมกำลังพนักงานผู้รับเหมาเข้ามาทำงานมากกว่า 7,300 คนต่อวัน แต่บริษัทฯ
ก็สามารถบริหารและดำเนินโครงการได้อย่างมีประสิทธิภาพและปลอดภัย นอกจากนี้
ยังสามารถดำเนินการผลิตและจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์เพื่อสนองความต้องการของลูกค้าได้ด้วยดีโดยการวางแผนการผลิตและจำหน่ายสำเร็จรูปล่วงหน้า

นอกจากการดำเนินการก่อสร้างโครงการขยายกำลังการกลั่นของหน่วย CDU-3
แล้วเสร็จเร็วกว่ากำหนดแล้ว ในขณะเดียวกันบริษัทฯ
ก็ได้ดำเนินโครงการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและโครงการทุ่นรับน้ำมันดิบหน่วยที่ 2
ซึ่งเป็นโครงการระบบสาธารณูปโภคที่จำเป็นต่อการขยายกำลังการกลั่น
โดยโครงการดังกล่าวได้ดำเนินการก่อสร้างแล้วเสร็จในปลายปี 2550 และกุมภาพันธ์ 2551
ตามลำดับ

ความสำเร็จในการบริหารการเงินเชิงบูรณาการของเครือไทยออยล์

บริษัทฯ ได้ริเริ่มการบริหารเงินของเครือไทยออยล์ในเชิงบูรณาการ
เพื่อลดความเสี่ยงทางการเงินอันจะส่งผลให้สามารถประหยัดค่าใช้จ่ายทางการเงินได้ในที่สุด
นอกจากนี้ บริษัทฯ ได้ให้ความสำคัญในด้านการเพิ่มช่องทางการระดมทุน
โดยมุ่งเน้นการรักษาความสัมพันธ์ที่ดีกับนักลงทุนสถาบันในตลาดทุนอย่างต่อเนื่องเพื่อให้นักลงทุนมีความมั่นใจและเชื่อถือในการดำเนินงาน
โดยเฉพาะจะช่วยให้บริษัทฯ
สามารถรองรับภาวการณ์ที่มีความต้องใช้เงินทุนหมุนเวียนในระดับสูงเนื่องจากภาวะตลาดน้ำมันของโลกที่ตึงตัว
รวมทั้ง สามารถสนับสนุนแผนงานลงทุนของบริษัทฯ ในอนาคตด้วย

บริษัทฯ ยังให้ความสำคัญในการบริหารความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนและดอกเบี้ยของกลุ่ม
โดยมีการบริหารโครงการเงินกู้ที่อิงสกุลเงินดอลลาร์สหรัฐฯ
เป็นส่วนใหญ่เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างรายได้ อย่างไรก็ตาม
ในช่วงที่เงินบาทเริ่มปรับแข็งค่าขึ้นบริษัทฯ ก็ได้ทยอยชำระคืนเงินกู้บางส่วน ในขณะเดียวกัน บริษัทฯ
และบริษัทในเครือมีการเจรจากับสถาบันการเงินเพื่อปรับลดอัตราดอกเบี้ยเพื่อให้สอดคล้องกับภาวะตลาดเงินที่มีการเปลี่ยนแปลงอย่างสม่ำเสมอ

นอกจากนี้ ยังได้มีการร่วมมือกับบริษัทในกลุ่ม ปตท.
เพื่อจัดทำประกันภัยในลักษณะกลุ่มช่วยเพิ่มศักยภาพในการต่อรองและซึ่งทำให้สามารถลดเบี้ยประกันภัยโดยรวมได้

การบริหารบุคลากร

จากการที่บริษัทฯ
ได้พัฒนาระบบงานด้านการบริหารทรัพยากรบุคคลอย่างต่อเนื่องในหลายปีที่ผ่านมานั้น ในรอบปี 2550
นี้ บริษัทฯ ก็ได้ดำเนินการตามแผนงานต่างๆ
เพื่อต่อยอดสิ่งที่ได้ดำเนินการไปแล้วโดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อเพิ่มความแข็งแกร่งในการบริหารงาน
“ทุนมนุษย์” ซึ่งจะช่วยให้บริษัทฯ มุ่งไปสู่การเป็นองค์กรที่มีประสิทธิผลในการบริหารงานสูง
สามารถตอบสนองความต้องการของผู้มีส่วนได้เสียและเพิ่มความสามารถในการแข่งขันเชิงธุรกิจ
นอกจากนี้ บริษัทฯ ได้ใช้ระบบการจัดการด้านการบริหาร ได้แก่ ระบบ Balanced Scorecard
และระบบการจัดการผลงาน (Performance Management System)
เป็นเครื่องมือในการบริหารเชิงกลยุทธ์เพื่อให้การวัดผลการปฏิบัติงานของบุคลากรมีบรรทัดฐานเดียวกันทั้งองค์กร
นอกจากนี้ บริษัทฯ ได้ดำเนินการอย่างต่อเนื่องในการส่งเสริมการปลูกฝังค่านิยมองค์กร POSITIVE
โดยเน้นการปฏิบัติให้เกิดเป็นรูปธรรมยิ่งขึ้น ซึ่งจะช่วยสนับสนุนการพัฒนา Corporate Brand
ของบริษัทฯ
ให้เป็นที่รู้จักและยอมรับจากสาธารณชนว่าเป็นองค์กรที่มีความรับผิดชอบต่อสังคมบนพื้นฐานของบรรษัทภิบาล
(Corporate Governance)
รวมทั้งมีการบริหารจัดการองค์กรความรู้อย่างเป็นระบบอันเป็นรากฐานในการพัฒนาความรู้ความสามารถแบบบูรณาการของพนักงานที่ส่งเสริมให้องค์กรมีความสามารถในการแข่งขันเชิงธุรกิจอย่างยั่งยืน

การบริหารระบบการจัดการด้านคุณภาพและสิ่งแวดล้อมของกลุ่ม

บริษัทฯ ตระหนักถึงความสำคัญในการบริหารงานคุณภาพ อาชีวอนามัยและความปลอดภัย
และสิ่งแวดล้อม (QSHE)
รวมถึงการพัฒนาและปรับปรุงอย่างต่อเนื่องและมีการควบคุมคุณภาพและปฏิบัติตามมาตรฐานสากล
ISO/IEC 17025 อย่างเคร่งครัดตลอดมาส่งผลให้บริษัทฯ
ผ่านการประเมินคุณภาพยกระดับห้องปฏิบัติการวิเคราะห์โดยกรมโรงงานอุตสาหกรรม (กรอ.)
และได้รับตราสัญลักษณ์การรับรองห้องปฏิบัติการที่ดี GLP/DIW (Good Laboratory Practice /
Department of Industrial Works) ภายใต้ข้อกำหนดของ กรอ. นอกจากนี้ บริษัทฯ
ได้นำระบบบริหารความปลอดภัยซึ่งเป็นมาตรฐานสากลมาใช้ในการดำเนินงานควบคู่กับมาตรฐานระบบการจัดการอาชีวอนามัย
และความปลอดภัย มอก. 18001 อีกทั้ง บริษัทฯ และบจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ
ยังได้รับรางวัลสถานประกอบการที่ปฏิบัติตามมาตรการในรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมีการจัดการสภาพแวดล้อมดีเด่นประจำปี
2550 (EIA Monitoring Awards 2007)
ของสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
ซึ่งเป็นรางวัลที่มอบให้แก่สถานประกอบการที่มีการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมและมีความสัมพันธ์อันดีกับชุมชน

การดำเนินกิจกรรมเพื่อสังคมด้วยความรับผิดชอบ

บริษัทฯ ได้ริเริ่มและสร้างสรรค์โครงการเพื่อสังคมต่างๆ มาอย่างต่อเนื่องตลอดระยะเวลา 46
ปีที่ผ่านมา เช่น โครงการด้านการศึกษา ศาสนา วัฒนธรรมและประเพณี รวมถึง
ด้านสิ่งแวดล้อมและสุขอนามัย ในปี 2550
ซึ่งเป็นปีมหามงคลเนื่องในวโรกาสที่พระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวทรงเจริญพระชนมพรรษาครบ 80
พรรษา บริษัทฯ ได้จัดโครงการศูนย์สุขภาพและการเรียนรู้เครือไทยออยล์เพื่อชุมชน
เพื่อให้บริการด้านสาธารณสุขขั้นพื้นฐานแก่ชุมชน
และสร้างสรรค์กิจกรรมเพื่อส่งเสริมการพัฒนาคุณภาพชีวิตของชุมชนในด้านต่างๆ อย่างต่อเนื่อง
โดยเฉพาะเรื่องการเรียนรู้ การส่งเสริมสุขอนามัย ประเพณีวัฒนธรรมท้องถิ่น
ตลอดจนสภาพแวดล้อมของชุมชนให้ดียิ่งขึ้น

ธุรกิจของแต่ละสายผลิตภัณฑ์

3.1.1 ธุรกิจการกลั่นน้ำมัน

โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
เป็นโรงกลั่นน้ำมันชั้นนำที่ผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูปแบบค้าส่ง
โดยเป็นโรงกลั่นน้ำมันเดี่ยว (Single-Site) ที่ใหญ่ที่สุดในประเทศ
และเป็นโรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์ (Complex Refinery)
ที่มีประสิทธิภาพสูงสุดแห่งหนึ่งในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก โดยมีกำลังการกลั่นน้ำมันและวัตถุดิบอื่นๆ
ได้ประมาณ 275,000 บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นประมาณร้อยละ 26
ของกำลังการกลั่นน้ำมันทั้งหมดในประเทศ

สถานที่ตั้งโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ

โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ บริษัทย่อย และบริษัทที่บริษัทฯ
เข้าลงทุนส่วนใหญ่ตั้งอยู่ใกล้ท่าเรือน้ำลึกแหลมฉบัง อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี
ซึ่งตั้งอยู่ห่างจากกรุงเทพมหานครไปทางตะวันออกเฉียงใต้เป็นระยะทางประมาณ 124 กิโลเมตร

  ------------ -------------------- --------------------- ----------------- ---------------- -- --
               โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ                                                               

               []                                                                               

                                                                                                

  Ao Udom                           อ่าวอุดม                PTT               บมจ. ปตท.           

  ESSO                              เอสโซ่                 SBM               ทุ่นผูกเรือน้ำลึก         

  IPT                               บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ       JETTY             ท่าเรือ               

  KHAO PHU BAI                      เขาภูไบ                SPP               บจ.                 
                                                                            ไทยออยล์เพาเวอร์      

  LAEM CHABANG                      นิคมอุตสาหกรรมแหลมฉบัง   TLB               บมจ. ไทยลู้บเบส       
  INDUSTRIAL                                                                                    
  ESTATE                                                                                        

                                                          TPX               บจ. ไทยพาราไซลีน     
  ------------ -------------------- --------------------- ----------------- ---------------- -- --

[]

1.  ขั้นตอนการผลิตและกระบวนการกลั่น

กระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมสำเร็จรูปจากน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ

  []

  ADIP Di – Iso – Propanal – Amine = DIPA = ADIP หรือ
  หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในก๊าซ

  CCR Continuous Catalyst Regeneration Platformer Unit หรือ
  หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา

CDU Crude Distillation Unit หรือ หน่วยกลั่นน้ำมันดิบ

FCCU Fluidized Catalytic Cracking Unit หรือ หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา

HCU Hydrocracking Unit หรือ หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม

HDS Hydrodesulfurization Unit หรือ หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันดีเซล

HDT Hydro Treating Unit หรือ หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซิน

HMU Hydrogen Manufacturing Unit หรือ หน่วยผลิตไฮโดรเจน

HVU High Vacuum Unit หรือ หน่วยกลั่นสุญญากาศ

ISOM Isomerization Unit หรือ หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม

KMT Kero Merox Treating Unit หรือ หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันก๊าด

  SRU Sulphur Recovery Unit หรือ หน่วยแยกกำมะถัน

TCU Thermal Cracking Unit หรือ หน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน

หลักพื้นฐานของการกลั่นน้ำมัน

ภาพรวมของกระบวนการกลั่นน้ำมัน

กระบวนการกลั่นน้ำมัน คือ กระบวนการการแยกโมเลกุลสารไฮโดรคาร์บอนที่อยู่ในน้ำมันดิบ
และแปรสภาพสสารดังกล่าวให้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่มีมูลค่าสูงกว่า
โรงกลั่นน้ำมันได้รับการออกแบบให้สามารถกลั่นน้ำมันดิบหลายประเภท รวมถึงวัตถุดิบอื่นๆ
ให้เป็นผลิตภัณฑ์ชนิดต่างๆ
ตามความต้องการของตลาดโดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้กำไรในการกลั่นน้ำมัน (Refinery Margin)
สูงสุด โดยทั่วไปแล้ว
หน่วยผลิตแต่ละหน่วยภายในโรงกลั่นน้ำมันจะทำหน้าที่ได้อย่างน้อยอย่างหนึ่งอย่างใดดังต่อไปนี้

-   กลั่นแยกสารไฮโดรคาร์บอนหลายๆ ประเภทที่อยู่ในน้ำมันดิบตามจุดเดือดที่ต่างกัน

-   แปลงสภาพไฮโดรคาร์บอนให้เป็นผลิตภัณฑ์ที่มีคุณค่ามากขึ้น

-   ปรับปรุงผลิตภัณฑ์โดยการแยกสารปนเปื้อนออก

-   ผสมผลิตภัณฑ์ชั้นกลาง (Intermediate Streams) เป็นน้ำมันสำเร็จรูป

น้ำมันดิบเป็นวัตถุดิบหลักที่ใช้ในการกลั่นน้ำมัน คุณภาพของน้ำมันดิบและชนิดหน่วยกลั่นต่างๆ
ในโรงกลั่นน้ำมันจะกำหนดวิธีการกลั่นน้ำมัน
และระดับความสามารถในการเปลี่ยนน้ำมันดิบเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปชนิดต่างๆ
ที่เหมาะสม โดยทั่วไป การแบ่งประเภทของน้ำมันดิบจะแบ่งตามความหนาแน่น (Density)
จากต่ำไปสูง (light to heavy) และปริมาณกำมะถันจากต่ำไปสูง (Sweet to sour)
น้ำมันดิบประเภทที่มีความหนาแน่นและกำมะถันต่ำ (light sweet crude oil)
จะมีราคาสูงกว่าน้ำมันดิบประเภทที่มีความหนาแน่นและกำมะถันสูง (heavy sour crude oil)
ทั้งนี้ เพราะต้องผ่านกระบวนการกลั่นและกระบวนการกำจัดสารปนเปื้อนที่มีขั้นตอนน้อยกว่า
และจะให้ผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปที่มีราคาสูง เช่น น้ำมันเบนซิน
น้ำมันก๊าดและน้ำมันดีเซลในปริมาณมากกว่า โดยปกติ
น้ำมันดิบประเภทที่มีความหนาแน่นสูงและกำมะถันสูงจะมีราคาต่ำกว่าน้ำมันดิบประเภทที่มีความหนาแน่นต่ำหรือมีกำมะถันต่ำเพราะจะให้ผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าต่ำและต้องใช้กระบวนการผลิตเพิ่มเติมเพื่อให้ได้น้ำมันชนิดเบาซึ่งมีมูลค่าสูง
ผลที่ตามมาคือ โรงกลั่นน้ำมันพยายามที่จะมีการกลั่นน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
เพื่อให้เกิดผลประโยชน์สูงสุด โดยคำนึงถึงหน่วยเปลี่ยนแปลงสภาพโมเลกุล (Conversion Unit)
และหน่วยกำจัดสารปนเปื้อน (Treating Unit) ของแต่ละโรงกลั่น
ราคาของสินค้าในปัจจุบันและที่คาดการณ์ในอนาคต ชนิดของผลิตภัณฑ์ที่ต้องการ
และราคาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ

กระบวนการกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์เป็นกระบวนการที่สามารถแปลงสภาพวัตถุดิบที่มีราคาต่ำ เช่น
น้ำมันดิบที่มีความหนาแน่นสูงและกำมะถันสูงให้เป็นผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่ามากขึ้น โดยทั่วไปแล้ว
ความสามารถในการเพิ่มคุณค่าผลิตภัณฑ์ (Complexity)
ของโรงกลั่นน้ำมันขึ้นอยู่กับจำนวนและชนิดหน่วยเปลี่ยนแปลงสภาพโมเลกุล (Conversion Unit)
ที่มีความยืดหยุ่นและความสามารถในการเลือกใช้วัตถุดิบต่างๆ ที่มี
จะทำให้โรงกลั่นน้ำมันอยู่ในฐานะที่ได้เปรียบที่จะใช้ประโยชน์จากน้ำมันดิบที่ราคาถูก
ซึ่งจะทำให้บริษัทได้รับกำไรขั้นต้นที่สูงขึ้น

โรงกลั่นน้ำมันที่มีหน่วยเพิ่มคุณค่าผลิตภัณฑ์ (Upgrading Unit) จะสามารถเพิ่มปริมาณน้ำมันเบนซิน
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ น้ำมันก๊าดและน้ำมันดีเซล ซึ่งน้ำมันเหล่านี้จะมีมูลค่ามากกว่าน้ำมันเตา ดังนั้น
โรงกลั่นน้ำมันที่มีหน่วยเพิ่มคุณค่าผลิตภัณฑ์ (Upgrading Unit) มากก็จะมีกำไรสูงขึ้นด้วย
ตารางข้างล่างนี้จะแสดงหน่วยการกลั่นน้ำมันต่างๆและหน้าที่ของหน่วยต่างๆ ของบริษัทฯ

+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วย         | วัตถุดิบที่ใช้   | ผล         | วัตถุประสงค์                  |
|              |            | ิตภัณฑ์หลักที่ได้ |                            |
+==============+============+============+============================+
| ห            | น้ำมันดิบ     | ก๊าซปิโ      | แยกน้ำมันดิบออกเป็นส่วนต        |
| น่วยกลั่นน้ำมันดิบ |            | ตรเลียมเหลว | ามระดับของจุดเดือดที่ต้องการได้แก่ |
| (Crude       |            | แนฟทาเบา   | ก๊าซปิโตรเลียมเหลว แนฟทาเบา   |
| Distillation |            | แนฟทา หนัก  | แนฟทาหนัก                   |
| Unit)        |            | น้ำมันก๊าด    | น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน         |
|              |            | น          | น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา         |
|              |            | ้ำมันดีเซลและ |                            |
|              |            | น้ำมันเตา    | หน่วยกลั่นน้ำมันดิบ มีจำนวน 3     |
|              |            |            | หน่วยซึ่งมีกำลังการกลั่นน้ำมันรวมกัน |
|              |            |            | 210,000 บาร์เรลต่อวัน         |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน           | ลองเรสิดิว   | น้ำมัน       | แยกน้ำมันลองเรสิดิว(Long       |
| ่วยกลั่นสุญญากาศ | (Long      | ก๊าซออยล์สุญญ | Residue)ออกเป็นส่วนต         |
| (High Vacuum | Residue)   | ากาศชนิดเบา | ามระดับของจุดเดือดที่ต้องการได้แก่ |
| Unit)        |            | (Light     | น้ำมันก๊าซออยล์สุญญากาศชนิดเบา   |
|              |            | Vacuum Gas | น้ำมันก๊าดออยล์สุญ              |
|              |            | Oil)       | ญากาศชนิดหนัก(น้ำมันเตาชนิดเบา) |
|              |            | น้ำม        | และช็อต เรสิดิว               |
|              |            | ันเตาชนิดเบา | (น้ำมันเตาชนิดหนัก)            |
|              |            | (Heavy     |                            |
|              |            | Vacuum Gas | หน่วยกลั่นสุญญากาศ             |
|              |            | Oil )      | กำลังการผลิตรวมกันจำนวน       |
|              |            | น้ำม        | 95,000 บาร์เรลต่อวัน          |
|              |            | ันเตาชนิดหนัก |                            |
|              |            | (Short     |                            |
|              |            | Residue)   |                            |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วยเพิ่มอ     | แนฟทาเบา   | ก๊าซปิโ      | กระบวนการแปรรูปแนฟทาเบา     |
| อกเทนด้วยสารเ |            | ตรเลียมเหลว | (ค่าออกเทนต่ำ) เป็น Isomerate |
| ร่งปฏิกิริยาโดยใ |            | และ        | (ค่าอ                       |
| ช้ไฮโดรเจนร่วม |            | Isomerate  | อกเทนสูงและไม่มีสารอะโรมาติกส์) |
| (I           |            |            | เพื่อนำไปใช                  |
| somerization |            |            | ้ในการผลิตน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว |
| Unit)        |            |            | โดยใช้สารเร่งปฏิกิริยา          |
|              |            |            | และก๊าซไฮโดรเจน             |
|              |            |            |                            |
|              |            |            | หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสา         |
|              |            |            | รเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม |
|              |            |            | มีกำลังการผลิตจำนวน 21,500    |
|              |            |            | บาร์เรลต่อวัน                 |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วย         | แนฟทาหนัก   | ก๊าซที่ม      | กระบ                       |
| เพิ่มออกเทนด้วย |            | ีไฮโดรเจนสูง | วนการแปรรูปน้ำมันที่มีค่าออกเทนต่ำ |
| สารเร่งปฏิกิริยา |            | (Hydrogen  | ให้เป็นน้ำมันที่มีค               |
| (Continuous  |            | Rich Gas)  | ่าออกเทนสูงขึ้นโดยใช้สารเร่งปฏิกิร |
| Catalyst     |            | ก๊าซปิโ      | ิยาเพื่อนำไปใช้ในการผลิตน้ำมันเบน |
| Regeneration |            | ตรเลียมเหลว | ซินไร้สารตะกั่วและสารอะโรมาติกส์ |
| Platformer   |            | และ        |                            |
| Unit)        |            | Reformate  | หน                         |
|              |            |            | ่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา |
|              |            |            | มี จำนวน 2 หน่วย             |
|              |            |            | กำลังการผลิตรวมกัน 50,000     |
|              |            |            | บาร์เรลต่อวัน                 |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วย         | ลองเรสิดิว   | ก๊าซปิโ      | กระบวนการแปรรูปลองเรสิดิว     |
| แตกโมเลกุลด้วย | (Long      | ตรเลียมเหลว | (Long Residue) และ         |
| สารเร่งปฏิกิริยา | Residue)   | น้ำมันเบนซิน  | น้ำมันก๊าซออยล์สุญญากาศชนิดหนัก   |
| (Fluidized   | น้ำมัน       | น้ำมันดีเซล   | เป็นน้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล      |
| Catalytic    | ก๊าซออยล์สุญญ | และน้ำมันเตา | และน้ำ                      |
| Cracking     | ากาศชนิดหนัก |            | มันเตาโดยมีการใช้สารเร่งปฏิกิริยา |
| Unit)        | (Heavy     |            |                            |
|              | Vacuum Gas |            | หน                         |
|              | Oil)       |            | ่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา |
|              |            |            | มีกำลังการผลิตจำนวน 10,300    |
|              |            |            | บาร์เรลต่อวัน                 |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วยแตกโ     | น้ำมัน       | ก๊าซปิโ      | กระบวนการแปรรูปน้ำมันประเภท   |
| มเลกุลด้วยสารเ | ก๊าซออยล์สุญญ | ตรเลียมเหลว | น้ำมันก๊าซออยล์สุญญากาศชนิดหนัก   |
| ร่งปฏิกิริยาโดยใ | ากาศชนิดหนัก | แนฟทาเบา   | เป็นน้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด       |
| ช้ไฮโดรเจนร่วม | (Heavy     | แนฟทาหนัก   | และน้ำมันดีเซล                |
| (H           | Vacuum Gas | น้ำมันก๊าด    | โดยใช                      |
| ydrocracking | Oil)       | แ          | ้ก๊าซไฮโดรเจนและสารเร่งปฏิกิริยา |
| Unit)        |            | ละน้ำมันดีเซล | กระบวนการผลิตนี้ต่างจากหน่วย    |
|              |            |            | แตกตัวโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา |
|              |            |            | เพราะมีก                    |
|              |            |            | ารใช้ก๊าซไฮโดรเจนเป็นตัวแยกกำม |
|              |            |            | ะถันและทำการแตกตัวน้ำมันชนิดหนัก |
|              |            |            | (Heavy Oil) ให้เป็นน้ำมันเบนซิน |
|              |            |            | น้ำมันก๊าด และน้ำมันดีเซล        |
|              |            |            |                            |
|              |            |            | หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสา         |
|              |            |            | รเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม |
|              |            |            | มี 2 หน่วยด้วยกำลังการผลิตจำนวน |
|              |            |            | 47,600 บาร์เรลต่อวัน          |
|              |            |            | ซึ้งช่วยเพิ่มปริมาณของผลิตภัณฑ     |
|              |            |            | ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปโดยเฉพาะน้ำม |
|              |            |            | ันเชื้อเพลิงเครื่องบินและน้ำมันดีเซล |
|              |            |            | (Middle Distillates)       |
|              |            |            | ตลอด                       |
|              |            |            | จนทำให้สามารถใช้น้ำมันดิบชนิดหนัก |
|              |            |            | (Heavy Crude Oil)          |
|              |            |            | ซึ่งมีราคาต่ำได้มากขึ้น เช่น       |
|              |            |            | น้ำมันดิบจากภูมิภาคตะวันออกกลาง  |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วยแตกโมเล  | ช็อต เรสิดิว  | น้ำมันเบนซิน  | กระบวนการแปรรูปช็อต เรสิดิว    |
| กุลด้วยความร้อน | (Short     | น้ำมันก๊าด    | (Short Residue)            |
| (Thermal     | Residue)   | น้ำมันดีเซล   | (น้ำมันชนิดหนัก)               |
| Cracking     |            | และน้ำมันเตา | เป็นผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าเพิ่มขึ้น       |
| Unit)        |            |            | โดยใช้ความร้อนสูง             |
|              |            |            | แต่ไม่ได้ใช้สารเร่งปฏิกิริยา       |
|              |            |            |                            |
|              |            |            | หน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน    |
|              |            |            | มีกำลังการผลิตจำนวน 19,300    |
|              |            |            | บาร์เรลต่อวัน                 |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วย         | น้ำมันเบนซินห | น้ำมันเบนซินห | กระบวนกา                   |
| กำจัดสารปนเปื้อ | รือน้ำมันดีเซล | รือน้ำมันดีเซล | รลดปริมาณกำมะถันและสารปนเปื้อน |
| นในน้ำมันเบนซิน | ที่มีกำมะถันสูง | ที่มีกำมะถันต่ำ | อื่นๆ                        |
| และน้ำมันดีเซล  |            |            | ออกจา                      |
| (H           |            |            | กน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยใช |
| ydrotreating |            |            | ้ก๊าซไฮโดรเจนและสารเร่งปฏิกิริยา |
| Unit,        |            |            |                            |
| Hydrodes     |            |            | หน่วยกำจัด                   |
| ulfurization |            |            | สารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซินมีจำนวน |
| Unit)        |            |            | 3 หน่วย โดยมีกำลังการผลิตรวม   |
|              |            |            | 75,000 บาร์เรลต่อวัน          |
|              |            |            | และน้ำมันดีเซลมีจำนวน 2 หน่วย   |
|              |            |            | มีกำลังการผลิตรวมกันจำนวน      |
|              |            |            | 74,000 บาร์เรลต่อวัน          |
+--------------+------------+------------+----------------------------+

หน่วยเปลี่ยนแปลงสภาพโมเลกุล (Conversion Unit) ต่างๆ
ประกอบด้วยหน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม
หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา
หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม
หน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อนจะช่วยเพิ่มความสามารถในการผลิตน้ำมันเบนซิน
น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบินและน้ำมันดีเซล (Middle Distillate Product)
ซึ่งเป็นที่ต้องการของตลาดในประเทศอย่างมาก
และยังช่วยเพิ่มความคล่องตัวในการใช้วัตถุดิบในการผลิตของบริษัทฯ อีกด้วย

นอกจากนี้ โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
ยังสามารถกลั่นน้ำมันดิบได้หลากหลายประเภทรวมทั้งน้ำมันดิบจากภูมิภาคตะวันออกกลาง
เอเชียตะวันออกไกล (Far East) แอฟริกาตะวันตก และน้ำมันจากแหล่งในประเทศ
ซึ่งการเลือกวัตถุดิบที่จะใช้ขึ้นอยู่กับราคา คุณภาพและปริมาณผลิตภัณฑ์ที่ได้จากวัตถุดิบนั้นๆ

สรุปกระบวนการกลั่น

กระบวนการกลั่นแยกส่วน (Fractionation)

ด้วยกระบวนการให้ความร้อนแก่น้ำมันดิบจนถึงอุณหภูมิหนึ่ง
และส่งผ่านหอกลั่นแยกผลิตภัณฑ์ตามจุดเดือด (Fractionation Tower)
น้ำมันดิบจะถูกแยกเป็นชนิดต่างๆ ณ จุดเดือดแต่ละจุด กระบวนการนี้เกิดขึ้นในหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ
(Crude Distillation Unit – CDU) โดยการป้อนน้ำมันจากถังพักเข้าสู่หน่วยกลั่น
และผ่านกระบวนการให้ความร้อน จนถึงระดับอุณหภูมิประมาณ 350
องศาเซลเซียสด้วยกระบวนการถ่ายเทความร้อนโดยใช้อุปกรณ์แลกเปลี่ยนความร้อน (Heat
Exchangers) และ เตาเผา (Fired Heaters)
ขณะผ่านเข้าสู่หอกลั่นแยกผลิตภัณฑ์ตามจุดเดือดนั้น
น้ำมันดิบบางส่วนจะระเหยกลายเป็นไอลอยขึ้นไปยังส่วนบนของหอ และกลั่นตัวเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันใส
(Distillate) ชนิดต่างๆ ซึ่งรวมถึง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว แนฟทา (Naphtha) น้ำมันก๊าด
และน้ำมันดีเซล สำหรับส่วนที่ไม่ระเหยจะกลายเป็นน้ำมันเตา (Residue)
ซึ่งจะออกจากส่วนล่างของหอกลั่นแยกผลิตภัณฑ์ตามจุดเดือด
หากต้องการปรับปรุงคุณภาพและมูลค่าของน้ำมันใส จะนำน้ำมันใสเข้ากระบวนการอื่นๆ ต่อไป

กระบวนการปรับปรุงคุณภาพ (Treating)

ความสำคัญของกระบวนการปรับปรุงคุณภาพของน้ำมันใส (Distillate)
เพื่อการกำจัดสารปนเปื้อนต่างๆ ออกจากน้ำมันใส เช่น สารประกอบไนโตรเจน หรือ
สารประกอบกำมะถัน เป็นต้น และเพื่อปรับปรุงคุณสมบัติ เช่น เสถียรภาพจากความร้อน (Thermal
Stability) และเสถียรภาพของสี (Color Stability) ในหลายกรณี
กระบวนการทำให้บริสุทธิ์นี้ต้องอาศัยปฏิกิริยาของสารเร่งปฏิกิริยาเคมี (Catalytic Reaction)
โดยการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันก๊าดจำเป็นต้องใช้สารเร่งปฏิกิริยาชนิดเหลว (Liquid Catalyst)
ในหน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันก๊าดเพื่อเร่งกระบวนการเปลี่ยนแปลง
หรือการกำจัดสารปนเปื้อนออกจากแนฟทา ในหน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซิน
(Hydrotreating Unit) และน้ำมันดีเซลในหน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันดีเซล
(Hydrodesulfurization Unit) นั้น
จะดำเนินการโดยผ่านสารเร่งปฏิกิริยาชนิดแข็งและก๊าซไฮโดรเจน ที่อุณหภูมิและความดันสูง
กระบวนการปรับปรุงคุณภาพนี้มีจุดประสงค์เพื่อให้ผลิตภัณฑ์กลายเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีระดับความบริสุทธิ์
และคุณภาพสูงตามความต้องการ

กระบวนการปรับเพิ่มค่าออกเทน (Octane Number Enhancement)

ผลิตภัณฑ์แนฟทาที่ได้จากหน่วยกลั่นน้ำมันดิบจะมีค่าออกเทนต่ำและมีคุณภาพไม่เหมาะสมในการนำไปใช้ผสมน้ำมันเบนซิน
จึงจำเป็นต้องผ่านกระบวนการกลั่นแยกระดับ โดยแนฟทาจะถูกแยกออกเป็นแนฟทาชนิดเบา (Light
Naphtha) และ แนฟทาชนิดหนัก (Heavy Naphtha)
ซึ่งจะนำไปผ่านหน่วยปรับปรุงคุณภาพในกระบวนการต่างกัน
แนฟทาชนิดเบาจะได้รับการปรับปรุงคุณภาพที่หน่วยเพิ่มค่าออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม
(Isomerization Unit) เพื่อเพิ่มค่าออกเทนจากประมาณ 65-70 เป็นประมาณ 88-89
โดยผลิตภัณฑ์ที่ได้จะไม่มีสารอะโรมาติกส์ (Aromatic)
ปนอยู่เลยจึงเหมาะสมที่จะใช้ผสมเป็นน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วซึ่งมีสารอะโรมาติกส์ (Aromatic)
ต่ำสำหรับแนฟทาชนิดหนักนั้นจะถูกแยกไปปรับปรุงคุณภาพที่หน่วยเพิ่มค่าออก เทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา
(CCR) เพื่อเพิ่มค่าออกเทนจากระดับปกติ 40-50 เป็น 102-103

กระบวนการเปลี่ยนแปลงลอง เรสิดิว (Conversion of Long Residue)

น้ำมันเตา (Residue) ซึ่งเป็นส่วนที่เหลือจากกระบวนการกลั่นแยกส่วนจากหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ
(CDU) ซึ่งเรียกอีกชื่อหนึ่งว่า ลอง เรสิดิว (Long Residue)
จะถูกส่งต่อไปยังหน่วยกลั่นสุญญากาศ (High Vacuum Unit - HVU)
เพื่อการแยกส่วนเป็นน้ำมันเตาชนิดเบาและหนัก การแยกส่วนที่เกิดขึ้นในหน่วยกลั่นสุญญากาศ (HVU)
นี้ เป็นกระบวนการที่เกิดขึ้นในหอกลั่นแยกผลิตภัณฑ์ตามจุดเดือด (Fractionation Tower)
ภายใต้อุณหภูมิสูง และในภาวะสุญญากาศเพื่อป้องกันการแตกตัวของโมเลกุล (Cracking
Reaction)

น้ำมันเตาชนิดเบาจะถูกส่งไปที่หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา (Fluidized Catalytic
Cracking Unit -FCCU) เพื่อผ่านสารเร่งปฏิกิริยา (Fluidized Catalyst)
ภายใต้อุณหภูมิสูง เพื่อแตกโมเลกุลจนเป็นน้ำมันเบนซินที่มีค่าออกเทนสูง และน้ำมันดีเซล
กระบวนการนี้จะทำให้เกิดถ่านโค้ก (Coke) บนสารเร่งปฏิกิริยา ดังนั้น
จึงต้องมีการเผาถ่านโค้กเพื่อนำสารเร่งปฏิกิริยามาใช้งานใหม่ในหน่วย Regenerator
ของหน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา (FCCU) ทางเลือกอีกทางหนึ่งนั้น
น้ำมันเตาชนิดเบาอาจจะถูกส่งผ่านไปยังหน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม
(HCU) เพื่อผ่านสารเร่งปฏิกิริยาภายใต้อุณหภูมิสูงและความดันสูง
และสภาวะที่มีก๊าซไฮโดรเจนเพื่อปรับปรุงคุณภาพเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันใส (White Oil) ที่มีราคาสูง

ส่วนที่เป็นน้ำมันเตาชนิดหนักที่เป็นผลผลิตจากหน่วยกลั่นสุญญากาศ (HVU)
จะถูกส่งผ่านกระบวนการต่อไปในหน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน (TCU)
เพื่อผ่านกระบวนการภายใต้สภาวะแวดล้อมที่มีอุณหภูมิและความดันสูง
เพื่อเปลี่ยนโครงสร้างเป็นน้ำมันเตาที่มีความหนืดต่ำลงและทำให้ได้ผลิตภัณฑ์น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลด้วยอีกส่วนหนึ่ง
กระบวนการนี้เป็นไปเพื่อปรับปรุงคุณภาพของน้ำมันเตาชนิดหนักเพื่อให้ได้ผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าตลาดที่สูงขึ้น

จุดประสงค์หลักในการลงทุนในกระบวนการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างน้ำมันเตา คือ
เพื่อลดปริมาณน้ำมันเตาที่มีคุณภาพต่ำ และเพื่อเพิ่มปริมาณผลิตภัณฑ์น้ำมันใส (White Oil) เช่น
น้ำมันเบนซิน และน้ำมันดีเซล ที่มีมูลค่าทางการตลาดสูงขึ้น
นอกจากจะทำให้โรงกลั่นน้ำมันมีความยืดหยุ่นในการเลือกชนิดน้ำมันดิบแล้ว
กระบวนการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างนี้
ยังช่วยให้กำไรจากการกลั่นขั้นต้นสูงขึ้นกว่าโรงกลั่นน้ำมันแบบพื้นฐาน (Hydro-Skimming)

กระบวนการผสมผลิตภัณฑ์ (Product Blending)

โรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์ (Complex Refinery) มีผลิตภัณฑ์ขั้นกลาง
หรือองค์ประกอบสำหรับผสมน้ำมันหลายชนิด
จึงทำให้สามารถเลือกผสมเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีราคาสูงชนิดต่าง ๆ ได้
ซึ่งผลิตภัณฑ์แต่ละชนิดจะต้องผ่านข้อกำหนดมาตรฐานผลิตภัณฑ์
และมีความแม่นยำในรายละเอียดกระบวนการผสม มีการเติมสารเติมแต่ง (Additive) และสี
(Dye) ในกระบวนการนี้เพื่อให้เป็นไปตามความต้องการของตลาดและข้อกำหนดของรัฐบาล
ในปัจจุบัน บริษัทฯ ใช้ระบบการผสมแบบ In-line Blending สำหรับการผสมน้ำมันเบนซิน
ส่วนน้ำมันดีเซลยังคงใช้ระบบการผสมแบบ Batch Blending ระบบการผสมแบบ In-line
Blending นั้นสามารถทำการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันขณะผสมได้ตลอดเวลาโดยเครื่องมือวิเคราะห์
ส่วนการแก้ไขคุณภาพและการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดและสัดส่วนการผสมจะควบคุมโดยระบบคอมพิวเตอร์
เพื่อให้เป็นไปตามข้อกำหนดมาตรฐานของผลิตภัณฑ์
ซึ่งนอกจากจะทำให้ได้ส่วนผสมที่มีความเหมาะสมแล้ว ยังทำให้การผสมเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
บริษัทฯ ได้ติดตั้งระบบการผสมแบบ In-line Blending
เพื่อมาใช้กับน้ำมันดีเซลแล้วเสร็จในไตรมาส 2 ของปี 2549

ผลิตภัณฑ์ดังต่อไปนี้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปหลักที่ได้จากโรงกลั่นน้ำมัน

-   ก๊าซปิโตรเลียมเหลว

-   น้ำมันเบนซิน

-   สารทำละลาย (Solvent)

-   ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

-   น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน/น้ำมันก๊าด

-   น้ำมันดีเซล

-   น้ำมันเตา

-   ยางมะตอย

-   ถ่านโค้ก

เศรษฐศาสตร์การกลั่นน้ำมัน (Economics of Refining)

โดยหลักแล้วการกลั่นน้ำมันเป็นธุรกิจที่อยู่บนฐานกำไร (margin)
โดยเป้าหมายของผู้กลั่นน้ำมันคือการทำให้กระบวนการกลั่นน้ำมันมีประสิทธิภาพสูงสุดและได้ผลตอบแทนจากผลิตภัณฑ์ที่ดีที่สุดจากวัตถุดิบที่ใช้
ในโรงกลั่นน้ำมันแบบพื้นฐาน (simple refinery)
ผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปจะมีสัดส่วนของน้ำมันชนิดหนัก (heavy Products) และมีมูลค่าต่ำ เช่น
น้ำมันเตา ลอง เรสิดิว (Long Residue) และยางมะตอยเป็นส่วนใหญ่ และผลิตภัณฑ์ที่เหลือ
ได้แก่ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว น้ำมันแก๊สโซฮอล์ มิกซ์ไซลีนส์
น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน และน้ำมันดีเซล ทั้งนี้ ปริมาณผลิตภัณฑ์จะขึ้นอยู่กับชนิดน้ำมันดิบ
และวัตถุดิบที่ใช้ กำไรจากการกลั่นน้ำมันแบบพื้นฐาน (Simple Refining Margin)
คำนวณโดยการนำมูลค่าทั้งหมดของผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้หักด้วยต้นทุนราคาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นและสาธารณูปโภคที่ซื้อจากภายนอก
กำไรจากการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์ (Complex Refining Margin)
ต่างจากกำไรของโรงกลั่นน้ำมันแบบพื้นฐาน (Simple Refining Margin)
ตรงที่การกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์จะได้น้ำมันชนิดหนัก (heavy Products) เป็นสัดส่วนที่น้อยกว่า
เพราะโรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์ (Complex Refinery)
จะมีหน่วยกลั่นที่สามารถแปรสภาพน้ำมันชนิดหนักที่มีมูลค่าต่ำให้เป็นน้ำมันชนิดเบา (light
Products) ที่มีมูลค่าสูงกว่าได้
โรงกลั่นน้ำมันที่มีระบบที่คอมเพล็กซ์กว่าจะมีผลตอบแทนการผลิตที่สูงกว่าเนื่องด้วยความสามารถในการผลิตผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าสูงโดยใช้น้ำมันดิบหรือวัตถุดิบอื่นที่มีต้นทุนต่ำกว่า
ผลที่ตามมาก็คือกำไรจากการกลั่นแบบคอมเพล็กซ์ (Complex Margin)
จะสูงกว่ากำไรจากการกลั่นแบบพื้นฐาน

อุตสาหกรรมนี้ใช้ค่าอ้างอิง (benchmark) หลายอย่างในการวัดผลตอบแทน
ความซับซ้อนและประสิทธิภาพของโรงกลั่น ประกอบด้วย

-   กำไรจากการกลั่นขั้นต้น

-   อัตราการใช้กำลังการผลิต (Plant Utilization Rate)

-   Upgrading-to-Refining Ratio

-   Hydrotreating-to-Refining Ratio

-   Non-Energy Cash Cost

-   ค่าใช้จ่ายในการบำรุงรักษา และ

-   ความพร้อมในการผลิต (Operational Availability)

    1.  ที่มาของรายได้

การจำหน่ายผลิตภัณฑ์

ในปี 2550 บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศ ประมาณร้อยละ 87
ของปริมาณขายของผลิตภัณฑ์ทั้งหมดของบริษัทฯ ซึ่งเป็นการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ให้แก่ บมจ. ปตท.
ในอัตราร้อยละ 46 ให้แก่เชลล์ในอัตราร้อยละ 7 ให้แก่เชฟรอนในอัตราร้อยละ 4
ให้แก่ผู้ซื้อรายอื่นในอัตราร้อยละ 19 ให้แก่บริษัทย่อยในอัตราร้อยละ 11 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ
13 เป็นการส่งออก

ในปี 2550 บมจ. ปตท. ซื้อผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ เป็นจำนวนร้อยละ 46
ของปริมาณการจำหน่ายของบริษัทฯ เพื่อจำหน่ายในประเทศ
ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนใหญ่ของปริมาณความต้องการผลิตภัณฑ์ของ บมจ. ปตท. นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังได้รับการสนับสนุนทางด้านเทคโนโลยีการผลิตจากบริษัทให้คำปรึกษาทางเทคนิคชั้นนำของโลก คือ
SGSI ผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูปประเภทเบา (Light) กลาง
(Middle) และหนัก (Heavy)

ตารางข้างล่างนี้ แสดงรายละเอียดของชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่บริษัทฯ
จำหน่ายและเทียบเป็นอัตราร้อยละของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมดของบริษัทฯ

หน่วย: ล้านลิตร

  ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
                                     ปี 2548                                    ปี 2549                                    ปี 2550           
  ---------------------------------- ---------------- ------------------------ ---------------- ------------------------ ---------------- ------------------------
  ผลิตภัณฑ์                             ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว. ……………………………....   839              6                        851              6                        747              6

  น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว⁽¹⁾...……………………   3,201⁽¹⁾         22                       3,209            22                       2,935            22

  มิกซ์ไซลีนส์ ……………………………………….          121              1                        0                0                        0                0

  Light Naphtha……………………………………...     0                0                        0                0                        109              1

  Isomerate/ Reformate …………………………….. 1,387            10                       1,870            13                       1,466            11

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน/ น้ำมันก๊าด………………  2,230            15                       2,476            17                       2,271            17

  ดีเซลหมุนช้า (Diesel)/ ดีเซลหมุนเร็ว     5,303            37                       5,042            34                       4,676            34
  (Gas Oil)                                                                                                                               

  น้ำมันเตา ………………………………………....        1,242            9                        1,366⁽²⁾         9                        1,238⁽³⁾         9

  ลอง เรสิดิว (Long Residue)…………………….… 0                0                        0                0                        0                0

  กำมะถัน ………………………………………             28               0                        29               0                        27               0

  รวม………………………………………………..            14,351           100                      14,843           100                      13,469           100
  ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

หมายเหตุ

(1) รวมการจำหน่าย Gasohol 95 ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548

(2) รวม Hydro Cracking Bottom จำนวน 39 ล้านลิตร และ Refnery Slop Oil 26
    ล้านลิตร

(3) รวม Hydro Cracking Bottom จำนวน 53 ล้านลิตร และ Refinery Slop Oil 48
    ล้านลิตร

บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้กับ บมจ. ปตท. ตามสัญญา Product Offtake
and Crude Oil Supply Agreement (POCSA) โดย บมจ. ปตท. และบริษัทฯ
ตกลงที่จะซื้อขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป ณ
ราคาตลาดตามขั้นตอนการกำหนดปริมาณของผลิตภัณฑ์ ข้อกำหนดและเงื่อนไขตามที่ระบุไว้ในสัญญา
POCSA ทั้งนี้ ตามขั้นตอนการกำหนดปริมาณของผลิตภัณฑ์ บมจ. ปตท.
ต้องเสนอชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์ที่ บมจ. ปตท. ต้องการ ซึ่งต้องเป็นปริมาณอย่างน้อยร้อยละ
49.99 ของกำลังการกลั่นของบริษัทฯ และบริษัทฯ
จะแจ้งให้ทราบถึงชนิดและปริมาณผลิตภัณฑ์ที่บริษัทฯ สามารถส่งมอบให้ บมจ. ปตท.
ได้ภายในเวลาที่ตกลงกัน โดย บมจ.ปตท. จะรับซื้อผลิตภัณฑ์ตามปริมาณที่บริษัทฯ ตกลงส่งมอบ
นอกจากนี้ บมจ. ปตท. มีสิทธิพิเศษตามสัญญาที่จะซื้อผลิตภัณฑ์ ณ
ราคาตลาดในขณะนั้นก่อนลูกค้ารายอื่นในปริมาณสูงสุดร้อยละ 100 ของกำลังการผลิตของบริษัทฯ
ภายใต้เงื่อนไขที่ระบุไว้ในสัญญา POCSA

บมจ. ปตท. จะรับซื้อผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ เพื่อการจำหน่ายในตลาดภายในประเทศให้ได้มากที่สุด
และบริษัทฯ ต้องตั้งเป้าหมายที่จะดำเนินการตามความต้องการของ บมจ. ปตท.
ในการผลิตผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ ให้ใกล้เคียงที่สุดเท่าที่จะเป็นไปได้ในเชิงพาณิชย์และในทางเทคนิค
เงื่อนไขและข้อกำหนดของการซื้อผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปของบริษัทฯ
สำหรับผลิตภัณฑ์เพื่อการส่งออกจะเป็นไปตามข้อตกลงร่วมกันของบริษัทฯ และ บมจ. ปตท.
ในแต่ละครั้งที่มีการส่งออกผลิตภัณฑ์

สัญญา POCSA
สามารถถูกยกเลิกโดยที่คู่สัญญาฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งได้แจ้งความจำนงดังกล่าวให้แก่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งเป็นลายลักษณ์อักษรเป็นการล่วงหน้าไม่น้อยว่า
12 เดือน แต่ทั้งนี้ คู่สัญญาไม่สามารถแจ้งความจำนงก่อนครบรอบปีที่ 13 นับจากวันที่สัญญา POCSA
มีผลบังคับใช้

นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้กับ เชลล์ เชฟรอน และผู้ซื้ออื่นๆ
เช่น บมจ. บางจาก บมจ. ภาคใต้เชื้อเพลิง และ บมจ. สยามสหบริการ เป็นต้น
เและขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้แก่ บจ. ไทยพาราไซลีน

ผลิตภัณฑ์ส่วนเกินอื่นๆ เช่น น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว ได้ถูกจัดจำหน่ายสู่ตลาดต่างประเทศผ่าน
บมจ. ปตท. และคู่ค้าน้ำมันรายอื่น ๆ
ซึ่งในระยะเวลาที่ผ่านมายังคงมีการส่งออกตามความเหมาะสมและสภาวะเอื้ออำนวยของตลาดในภูมิภาค

ตารางต่อไปนี้แสดงถึงปริมาณของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่บริษัทฯ จำหน่ายในปี 2548 2549
และปี 2550 เทียบเป็นอัตราร้อยละของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมดของบริษัทฯ

  หน่วย: ล้านลิตรยกเว้นอัตราร้อยละ

+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|                     | รอบ   |       |       |       |       |       |
|                     | ปีสิ้นสุด |       |       |       |       |       |
|                     |       |       |       |       |       |       |
|                     | วันที่   |       |       |       |       |       |
|                     | 31    |       |       |       |       |       |
|                     | ธ     |       |       |       |       |       |
|                     | ันวาคม |       |       |       |       |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|                     | 2548  |       | 2549  |       | 2550  |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|                     | ปริมา  | ร้อ    | ปริมา  | ร้อ    | ปริมา  | ร้อ    |
|                     | ณการจ | ยละขอ | ณการจ | ยละขอ | ณการจ | ยละขอ |
|                     | ำหน่าย | งปริมา | ำหน่าย | งปริมา | ำหน่าย | งปริมา |
|                     |       | ณการจ |       | ณการจ |       | ณการจ |
|                     |       | ำหน่าย |       | ำหน่าย |       | ำหน่าย |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ในประเทศ – บมจ.     | 6,010 | 42    | 6,395 | 43    | 6,225 | 46    |
| ปตท.                |       |       |       |       |       |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| เชลล์                | 1,431 | 10    | 1,026 | 7     | 921   | 7     |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| เชฟรอน              | 535   | 4     | 441   | 3     | 615   | 4     |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| บจ. ไทยพาราไซลีน     | 1,533 | 11    | 1,886 | 13    | 1,466 | 11    |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| บมจ. บางจาก         | 584   | 4     | 631   | 4     | 453   | 3     |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| อื่นๆ                 | 2,218 | 15    | 1,729 | 12    | 1,993 | 16    |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| รวม                 | 1     | 86    | 1     | 82    | 1     | 87    |
|                     | 2,311 |       | 2,108 |       | 1,673 |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ส่งออก – บมจ.        | 968   | 7     | 1,100 | 7     | 662   | 5     |
| ปตท.⁽¹⁾             |       |       |       |       |       |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| อื่นๆ                 | 1,072 | 7     | 1,635 | 11    | 1,134 | 8     |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| รวม                 | 2,040 | 14    | 2,736 | 18    | 2,736 | 13    |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ปริมาณการจำหน่ายรวม   | 1     | 100   | 1     | 100   | 1     | 100   |
|                     | 4,351 |       | 4,843 |       | 3,469 |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

หมายเหตุ

(1) รวมปริมาณที่จำหน่ายให้ PTT International Trading Pte/Ltd ประเทศสิงคโปร์
    ซึ่งเป็นบริษัทที่ บมจ. ปตท. ถือหุ้นทั้งหมด

3.1.1.3 การแข่งขัน

ปัจจุบัน ประเทศไทยมีบริษัทที่ประกอบธุรกิจกลั่นน้ำมันรายใหญ่จำนวน 6 ราย คือ บริษัทฯ บมจ.
บางจาก บมจ. เอสโซ่ บมจ. อาร์อาร์ซี (ปัจจุบันควบรวมกับ บมจ. เอทีซี และเปลี่ยนชื่อเป็น
บมจ. ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น) บจ.เอสพีอาร์ซี และ บมจ.ไออาร์พีซี
โดยมีกำลังการกลั่นน้ำมันรวมทั้งสิ้นประมาณ 1,030,000 บาร์เรลต่อวัน บมจ. บางจาก บมจ.
เอสโซ่ และ บมจ.ไออาร์พีซี เป็นผู้ประกอบการแบบครบวงจร
แต่ผู้ประกอบการที่เหลือประกอบธุรกิจการกลั่นน้ำมันแต่เพียงอย่างเดียวโดยอาศัยสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์
(Offtake Agreement)
และ/หรือการส่งมอบในตลาดเสรีเพื่อจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการกลั่นน้ำมันต่างๆ
โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ แข่งขันกับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศเป็นหลักและกับโรงกลั่นน้ำมันอื่นๆ
ในภูมิภาครองลงไป

บริษัทคู่แข่งหลักของบริษัทฯ
ส่วนใหญ่เป็นบริษัทน้ำมันแบบครบวงจรระดับชาติและระดับนานาชาติที่มีธุรกิจด้านปิโตรเลียมหลายประเภทโดยเฉพาะระดับนานาชาติที่มี
การสำรวจขุดเจาะหาแหล่งน้ำมันดิบการผลิต การกลั่นน้ำมัน และ การตลาด
เนื่องจากการทำธุรกิจแบบครบวงจร
การมีเงินลงทุนและแหล่งทรัพยากรเป็นจำนวนมากทำให้บริษัทเหล่านี้สามารถยืนหยัดในตลาดที่มีสภาวะผันผวนและแข่งขันด้านราคาได้อย่างมีประสิทธิภาพ
และยังสามารถจัดหาน้ำมันดิบได้ง่ายเมื่อยามขาดแคลน

อุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันมีการแข่งขันสูง ปัจจัยหลักในการแข่งขันที่มีผลต่อการกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
คือ ราคา และสัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้จากการกลั่นน้ำมัน ต้นทุนในการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ การขนส่ง
และการจัดหาวัตถุดิบ บริษัทฯ ทำการแข่งขันกับบริษัทอื่นๆ
ในด้านการจัดหาวัตถุดิบและช่องทางการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการกลั่นน้ำมัน
ในขณะที่บริษัทคู่แข่งหลายแห่งสามารถผลิตวัตถุดิบเองและมีช่องทางในการจำหน่ายผ่านสถานีบริการจำนวนมาก
บริษัทฯ ไม่มีการผลิตวัตถุดิบและไม่มีช่องทางการจำหน่ายผ่านสถานีบริการแต่อย่างใด บริษัทฯ
มีสถานีบริการเพียง 2
แห่งเพื่อเหตุผลทางการประชาสัมพันธ์และวัตถุประสงค์ด้านบริการพนักงานในกลุ่มเท่านั้น
จากเสถียรภาพในการจัดหาวัตถุดิบ การมีตลาดรองรับ
และช่องทางการจำหน่ายของบริษัทคู่แข่งต่างๆ อาจมีผลทำให้บริษัทฯ
เสียเปรียบในการแข่งขันได้หากเกิดการขาดแคลนของวัตถุดิบ ราคาวัตถุดิบที่สูงขึ้น
ราคาของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปต่ำลง หรือสภาวะการจำหน่ายที่ไม่เอื้ออำนวย นอกจากนี้
บริษัทคู่แข่งที่มีโรงกลั่นน้ำมันและช่องทางจำหน่ายปลีกเป็นของตนเองจะมีความสามารถในการยืนหยัดในช่วงที่กำไรจากการกลั่นน้ำมันลดลง
หรือสภาวะการขาดแคลนของวัตถุดิบได้เนื่องจากบริษัทเหล่านี้สามารถชดเชยการขาดทุนจากการกลั่นได้จากผลกำไรจากการขายผลิตภัณฑ์ของผู้จำหน่ายผ่านสถานีบริการ

3.1.1.4 การกำหนดราคาของผลิตภัณฑ์

ราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศอ้างอิงจากราคาตลาด ณ
ช่วงเวลาขณะนั้นของผลิตภัณฑ์ชนิดเดียวกันจากประเทศสิงคโปร์ ซึ่งจะเป็นราคาอ้างอิง
(Benchmark) ของราคา ณ โรงกลั่น (Ex-refinery price) ราคาตลาด ณ
ประเทศสิงคโปร์ดังกล่าวสะท้อนถึงอุปสงค์และอุปทานของผลิตภัณฑ์ในภูมิภาค
โดยจะกำหนดราคาประจำวันเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ บริษัทฯ
จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในตลาดในประเทศด้วยราคาที่อ้างอิงตามหลักการของความเสมอภาคกับการนำเข้า
(Import Parity) และในการส่งออกโดยอ้างอิงหลักการของความเสมอภาคกับการส่งออก
(Export Parity)

5.  การส่งมอบผลิตภัณฑ์

บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้แก่ลูกค้าที่หน้าโรงกลั่นโดยคิดราคาบนเงื่อนไข
Free on Board (FOB) สถานที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
ทำให้ผู้ซื้อผลิตภัณฑ์สามารถเข้าถึงเครือข่ายการส่งมอบผลิตภัณฑ์ได้โดยสะดวก
อย่างประสิทธิภาพสูงในด้านการบริหารค่าใช้จ่าย โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
เชื่อมต่อกับระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิด
สู่คลังน้ำมันในบริเวณตอนเหนือของกรุงเทพมหานคร ในปี 2550
ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปประมาณร้อยละ 43 ของยอดขายของบริษัทฯ
ได้ถูกจัดส่งจากผู้ซื้อไปยังลูกค้าอื่นของผู้ซื้อโดยผ่านทางระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิดของ
บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทยและทางท่อส่งน้ำมันที่เชื่อมระหว่าง บมจ. ปตท. และบริษัทฯ
ในขณะที่อีกประมาณร้อยละ 44 ผ่านระบบการลำเลียงทางเรือบรรทุกที่ลูกค้าเช่า และอีกร้อยละ 13
โดยการขนส่งทางบก ผู้ซื้อสามารถรับซื้อผลิตภัณฑ์ผ่านระบบการขนส่งผลิตภัณฑ์ที่หลากหลายจากบริษัทฯ
เพื่อให้ใกล้กับสถานที่ประกอบการของตน
และจัดส่งผลิตภัณฑ์ด้วยต้นทุนที่ต่ำไปยังตลาดที่สำคัญของผลิตภัณฑ์ซึ่งรวมถึง กรุงเทพมหานคร
และศูนย์กลางในภูมิภาคต่างๆ ของประเทศ

3.1.1.6 ข้อมูลเกี่ยวกับวัตถุดิบ

การจัดหาน้ำมันดิบ

วัตถุดิบหลักที่ใช้ในการกลั่นน้ำมันคือน้ำมันดิบ บริษัทฯ
ซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งน้ำมันดิบต่างประเทศและภายในประเทศโดยใช้วิธีการซื้อด้วยการทำสัญญาซื้อขายแบบมีกำหนดเวลาและการซื้อน้ำมันดิบในราคาตลาดจร
ซึ่งจะทำให้บริษัทฯ มีความคล่องตัวในการจัดหาน้ำมันดิบ บริษัทฯ
ซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งน้ำมันดิบต่างประเทศผ่านการขนส่งทางทะเลมายังโรงกลั่นน้ำมันโดยตรง
และการซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศผ่านการขนส่งทางรถไฟและทางเรือ การที่บริษัทฯ
มีทุ่นผูกเรือน้ำลึกทำให้บริษัทฯ สามารถรับน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
จากเรือขนส่งน้ำมันดิบขนาดใหญ่โดยตรงซึ่งทำให้การขนถ่ายน้ำมันดิบมีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น

ในปี 2550 บริษัทฯ นำเข้าน้ำมันดิบประมาณร้อยละ 72 ของมูลค่าน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
ตามลำดับ โดยบริษัทฯ ซื้อน้ำมันดิบส่วนใหญ่จากประเทศในภูมิภาคตะวันออกกลางร้อยละ 70 เช่น
สาธารณรัฐอาหรับเอมิเรตส์ โอมาน กาตาร์ และเยเมน
และบางส่วนจากประเทศในภูมิภาคเอเชียตะวันออกไกล (Far East) ร้อยละ 2 เช่น บรูไน
มาเลเซีย อินโดนีเซีย เวียดนามรวมถึงประเทศออสเตรเลีย ส่วนที่เหลืออีกประมาณร้อยละ 28
มาจากแหล่งในประเทศ ทั้งนี้ การเลือกใช้น้ำมันดิบจะขึ้นอยู่กับราคาและผลตอบแทนที่คาดว่าจะได้รับ
โดยบริษัทฯ มีความประสงค์จะเพิ่มการซื้อน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
จากแหล่งภายในประเทศให้มากที่สุด
เนื่องจากมีคุณสมบัติที่เหมาะสมสำหรับกระบวนการกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
และเป็นราคาที่สามารถแข่งขันได้เนื่องจากมีต้นทุนการขนส่งที่ต่ำ

เนื่องจากการซื้อขายน้ำมันดิบขึ้นอยู่กับสภาวการณ์ในตลาดน้ำมันดิบและปริมาณน้ำมันดิบที่มี บริษัทฯ
จึงดำเนินการจัดซื้อน้ำมันดิบประมาณร้อยละ 50 จาก บมจ. ปตท. และอีกประมาณร้อยละ 50
จากผู้จำหน่ายรายอื่นภายใต้สัญญาซื้อขายแบบมีกำหนดเวลาและการซื้อน้ำมันดิบในราคาตลาดจร
สำหรับการจัดซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งต่างประเทศ บริษัทฯ ใช้เครดิตชำระเงินทางการค้าภายใน 30
วัน นับจากวันที่ที่ระบุไว้ในใบตราส่ง (Bill of Lading Date) ซึ่งเป็นหลักการที่ใช้ทั่วไป
และซื้อน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ จากแหล่งในประเทศ จาก บมจ. ปตท.
โดยใช้เครดิตชำระเงินทางการค้าภายใน 30 วันนับจากวันที่ระบุในใบตราส่ง

ตารางแสดงถึงมูลค่าน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ ที่ซื้อจากแหล่งต่างๆ

 หน่วย : ล้านบาท ยกเว้นอัตราร้อยละ

  ----------------------- ------------- ------- --------- ------- --------- -------
  แหล่งน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ   รอบปีสิ้นสุดวันที่                                       
                          31 ธันวาคม                                         

                          2548          ร้อยละ   2549      ร้อยละ   2550      ร้อยละ

  ตะวันออกกลาง ⁽¹⁾         132,308       74      167,070   80      151,216   70

  เอเชียตะวันออกไกล (Far    11,001        6       4,158     2       3,451     2
  East) ⁽²⁾                                                                 

  ประเทศไทย ⁽³⁾           30,063*       17      38,542*   18      62,328*   28

  แอฟริกา ⁽⁴⁾              5,335         3       -         -       -         -

  รวม                     178,707       100     209,770   100     216,995   100
  ----------------------- ------------- ------- --------- ------- --------- -------

  หมายเหตุ: (1) ได้แก่ โอมาน สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ กาตาร์ เยเมน และอิหร่าน

  (2) ได้แก่ บรูไน มาเลเซีย อินโดนีเซีย เวียดนาม และออสเตรเลีย

  (3) ได้แก่ อ่าวไทย กำแพงเพชร ระยอง และชลบุรี

  (4) ได้แก่ ไนจีเรีย และอัลจีเรีย

  * ไม่รวมซื้อผลิตภัณฑ์พลอยได้ (by-products) จาก บจ. ไทยพาราไซลีน และ
  บมจ.ไทยลู้บเบส

วัตถุดิบอื่นๆ

บริษัทฯ ซื้อลอง เรสิดิว (Long Residue) จาก บมจ. บางจาก
ซึ่งดำเนินการโรงกลั่นน้ำมันแบบพื้นฐาน (Hydro-Skimming)
เพื่อเป็นวัตถุดิบสำหรับหน่วยเปลี่ยนแปลงสภาพโมเลกุล (Conversion Unit) บมจ.
บางจากไม่มีหน่วยแตกโมเลกุล (Cracking Unit) ทำให้มีข้อจำกัด และจำเป็นต้องผสม ลอง
เรสิดิว (Long Residue) เพื่อขายเป็นน้ำมันเตา การที่ บมจ. บางจาก ขายลอง เรสิดิว
(Long Residue)ให้กับบริษัทฯ เป็นวัตถุดิบเพื่อนำไปผลิตน้ำมันสำเร็จรูป เช่น
น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา แทนนั้น ทำให้ บมจ. บางจาก
มีกำไรที่สูงขึ้น และบริษัทฯ ก็ได้รับผลประโยชน์หลังจากหักต้นทุนการดำเนินการผลิตของบริษัทฯ
แล้วด้วยเช่นกัน นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังได้ขายน้ำมันเตาให้กับ บมจ. บางจาก
เพื่อส่งต่อให้แก่ลูกค้าของ บมจ. บางจาก โดยแลกเปลี่ยนกับ ลอง เรสิดิว (Long Residue)
ของ บมจ. บางจาก นอกจากซื้อ ลอง เรสิดิว (Long Residue) จากบมจ. บางจาก บริษัทฯ
ยังซื้อ ลอง เรสิดิว (Long Residue) และ น้ำมันดีเซลกำมะถันสูงจาก บมจ. ไออาร์พีซี
ในช่วงไตรมาส 4 เพื่อนำมาเป็นวัตถุดิบสำหรับหน่วยเปลี่ยนแปลงสภาพโมเลกุล (Conversion
Unit) และหน่วยกำจัดกำมะถันในน้ำมันดีเซล ( Hydrodesulphurization unit )
เพื่อให้บริษัทฯ สามารถมีผลิตภัณฑ์เพียงพอจำหน่ายแก่ลูกค้าในช่วงที่บริษัทฯ
หยุดดำเนินการผลิตหน่วยกลั่นน้ำมันดิบที่ 3 เพื่อทำการขยายกำลังการผลิตเพิ่มเติมอีก 50,000
บาร์เรลต่อวัน ในช่วงเดือนตุลาคม – กลางเดือนธันวาคม 2550 นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังทำการนำเข้าสาร MTBE สารเติมแต่งอื่นๆ
และสีสำหรับผสมในผลิตภัณฑ์เพื่อให้ได้ตามความต้องการของตลาดและข้อกำหนดของรัฐบาล

3.1.1.7 สาธารณูปโภค

น้ำ

บริษัทฯ มีหน่วยกลั่นน้ำทะเลเป็นน้ำจืด (Seawater Desalination Unit)
ซึ่งสามารถสนองต่อความต้องการน้ำประมาณร้อยละ 50 ของปริมาณน้ำที่โรงกลั่นน้ำมันใช้
โดยปริมาณน้ำส่วนที่เหลือมาจากอ่างเก็บน้ำบริเวณใกล้เคียง
หน่วยกลั่นน้ำทะเลเป็นน้ำจืดแห่งนี้ทำหน้าที่เป็นแหล่งจ่ายน้ำไปยังแหล่งผลิตไอน้ำเกือบทั้งหมดในโรงกลั่นน้ำมัน

ไฟฟ้าและไอน้ำ

บริษัทฯ จัดซื้อไฟฟ้าประมาณร้อยละ 74 ของความต้องการไฟฟ้าทั้งหมดและไอน้ำประมาณร้อยละ 14
ของความต้องการจาก บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์
ส่วนที่เหลือเป็นการผลิตภายในโรงกลั่นน้ำมันจากเชื้อเพลิงที่กลั่นได้ โดย บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์
มีข้อตกลงร่วมกับ กฟผ. ในการให้ กฟผ. เป็นแหล่งจ่ายไฟฟ้าสำรอง ในกรณีที่ บจ.
ไทยออยล์เพาเวอร์จ่ายไฟฟ้าให้กับบริษัทฯไม่เพียงพอ

ก๊าซธรรมชาติ

บมจ. ปตท. เป็นผู้จำหน่ายก๊าซธรรมชาติแต่เพียงผู้เดียวในประเทศ โดย บมจ. ปตท.
จำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับ

บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ และบจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ สำหรับการผลิตไฟฟ้าให้แก่บริษัทฯ
เพื่อการสนับสนุนการผลิต

สารเร่งปฏิกิริยา

ในบางขั้นตอนของกระบวนการผลิตของบริษัทฯ
มีการใช้สารเร่งปฏิกิริยาหลายประเภทเพื่อให้ได้ผลิตภัณฑ์ตามความต้องการ ซึ่งบริษัทฯ
จะทำการประเมินและเลือกสารเร่งปฏิกิริยาจากคุณสมบัติ ประสิทธิภาพและราคาเป็นหลัก
ในบางกรณีบริษัทฯ จะขอคำปรึกษาจากที่ปรึกษาทางเทคนิคซึ่งได้แก่ SGSI
และทำการสอบถามประสบการณ์ของโรงกลั่นน้ำมันอื่นๆ ที่ใช้สารเร่งปฏิกิริยานั้นๆ
เพื่อนำมาเป็นข้อมูลเพิ่มเติมในการตัดสินใจ
เพื่อให้มีความมั่นใจว่าสารเร่งปฏิกิริยาที่ถูกเลือกนั้นสามารถใช้งานได้อย่างมีประสิทธิภาพ
และคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์

3.1.1.8 การจัดการความเสี่ยง และความปลอดภัย

ตลอดระยะเวลาการดำเนินกิจการของบริษัทฯ ได้นำระบบบริหารความปลอดภัย Enhanced
Safety Management ซึ่งเป็นมาตรฐานการจัดการสากล มาใช้ในการดำเนินงาน
ควบคู่กับมาตรฐานระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก.18001 ดังนั้น
เพื่อให้การบริหารงานด้านอาชีวอนามัยและความปลอดภัยมีประสิทธิภาพสอดคล้องกับนโยบายขององค์กร
บริษัทฯ จึงได้กำหนดวัตถุประสงค์และเป้าหมาย (KPI) การดำเนินงานด้านอาชีวอนามัย
ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัยประจำปี เพื่อเป็นแนวทางในการดำเนินงาน
และเพื่อให้สามารถบรรลุวัตถุประสงค์และเป้าหมายที่ได้กำหนดไว้ บริษัทฯ
จึงได้กำหนดแผนงานย่อยด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัยขึ้น
เพื่อสนับสนุนให้การดำเนินงานมีประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุด
สามารถตรวจติดตามและประเมินผลการดำเนินงานได้อย่างต่อเนื่องและเป็นปัจจุบัน

สรุปผลการดำเนินงานในรอบ 10 ปีที่ผ่านมา
สถิติความปลอดภัยอยู่ในระดับดีกว่าค่าเฉลี่ยเมื่อเทียบกับกลุ่มโรงกลั่น SGS

( Shell benchmarking )
โดยมีการตรวจติดตามและประเมินผลการดำเนินงานตามแผนงานย่อยที่ได้กำหนดไว้อย่างต่อเนื่อง
ผลการประเมินพบว่า บริษัทฯ สามารถดำเนินการตามแผนงานย่อยที่ได้กำหนดไว้
และได้มีการพัฒนาบุคลากรและปรับปรุงการดำเนินงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย
ป้องกันและระงับอัคคีภัยให้สอดคล้องกับข้อกำหนด กฎหมาย ทางด้านอาชีวอนามัยและความปลอดภัย
โดยได้มีการปรับปรุงระบบใบอนุญาตในการทำงาน (Permit to work System)
ให้สอดคล้องกับการปฏิบัติงานขยายหน่วย CDU-3
การฝึกซ้อมแผนฉุกเฉินสำหรับผู้อยู่เวรคอยเหตุฉุกเฉิน (Table Top Exercise)
การวางแผนล่วงหน้ากรณีเกิดเหตุเพลิงไหม้ถังบรรจุผลิตภัณฑ์ (Pre-Fire Planning for
Storage Tank) การวางแผนล่วงหน้ากรณีเกิดเหตุการณ์ฉุกเฉิน (Pre-incident Planning)
การ

เตือนอันตรายในพื้นที่หน่วยกลั่น
การทบทวนประเด็นความเสี่ยงและแผนงานบริหารจัดการความเสี่ยงตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรม
การทบทวนประเด็นความเสี่ยงและแผนงานบริหารจัดการความเสี่ยงตามมาตรฐานระบบการบริหารจัดการอาชีวอนามัย
และความปลอดภัย (มอก.18001) การฝึกอบรมความปลอดภัยในการทำงานในที่อับอากาศ (Safe
working in Confined space) การฝึกอบรมผู้ควบคุมและสั่งการเหตุฉุกเฉิน (Incident
Command) ตลอดจนการปรับปรุง/แก้ไขเอกสารควบคุมในระบบการบริหารจัดการอาชีวอนามัย
ความปลอดภัย
และระงับอัคคีภัยให้เป็นปัจจุบันตลอดเวลาเพื่อความปลอดภัยสูงสุดสำหรับการปฏิบัติงานของพนักงาน
และพนักงานผู้รับเหมา ตลอดจนชุมชน และสังคม

นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังเป็นศูนย์รวมทางด้านวิชาการและเทคโนโลยีการบริหารงานด้านอาชีวอนามัย
ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัย จึงมีหน่วยงานภาครัฐ เอกชน
และสถานศึกษาทั้งในและต่างประเทศขอเข้าเยี่ยมชม และเชิญบุคลากรของบริษัทฯ
ไปบรรยายและสาธิต ตลอดจนร่วมเป็นคณะกรรมการร่างข้อกำหนด กฎหมาย
ที่เกี่ยวข้องกับการบริหารงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัยอย่างต่อเนื่อง

3.1.1.9 การสนับสนุนด้านเทคโนโลยี

บริษัทฯ มีการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตให้ก้าวหน้าทันสมัยอยู่เสมอ ทั้งในด้านคุณสมบัติของวัตถุดิบ
คุณภาพของผลิตภัณฑ์ การปรับปรุงกระบวนการผลิต
การพัฒนามาตรฐานการรักษาความปลอดภัยในกระบวนการผลิต
การสร้างระบบควบคุมการผลิตให้มีประสิทธิภาพเพื่อดูแลรักษากระบวนการผลิตให้มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น
เป็นการเพิ่มพูนโอกาสในการทำกำไรและรักษาความได้เปรียบในการแข่งขัน

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2550 ฝ่ายเทคโนโลยี (Technology Department) ของบริษัทฯ
มีพนักงานจำนวนทั้งสิ้น 40 คน โดยเป็นวิศวกรผลิตจำนวนทั้งสิ้น 31 คน วิศวกรระบบควบคุม 6 คน
ผู้เชี่ยวชาญด้านสิ่งแวดล้อม 1 คน และผู้ชำนาญการ 2 คน หน้าที่รับผิดชอบหลัก 4 อย่างดังนี้

- กำกับดูแลและพัฒนากระบวนการผลิต ติดตามความก้าวหน้าทางเทคโนโลยี

- วางแผนการผลิตทั้งระยะสั้นและระยะยาว และให้คำแนะนำในการพัฒนาโอกาสทางธุรกิจ

- กำกับดูแลระบบควบคุมกระบวนการ (Process Control) ขั้นพื้นฐาน (Basic) และขั้นสูง
(Advance)

- ตรวจติดตามทางเทคนิคการใช้พลังงานและการสูญเสีย

- ทำการเปรียบเทียบอ้างอิง (Benchmarking)
กับโรงกลั่นทั่วโลกเพื่อประเมินประสิทธิภาพในการกลั่นในทุกด้าน
เพื่อพัฒนาศักยภาพของโรงกลั่นให้ดียิ่งขึ้น

- การติดตามกำกับดูแลสภาวะแวดล้อมทั้งด้านน้ำ อากาศ และเสียง
รวมถึงการบริหารจัดการกากของเสียโรงงานให้เป็นไปตามข้อกำหนดของกฎหมายและหาทางป้องกันเพื่อไม่ก่อให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนข้างเคียงโรงกลั่น

ฝ่ายเทคโนโลยีจะทำงานร่วมกับฝ่ายการพาณิชย์ ฝ่ายผลิต
และฝ่ายวิศวกรรมอย่างใกล้ชิดในการตัดสินใจเกี่ยวกับการจัดการการผลิตอย่างมีประสิทธิภาพตลอดทุกขั้นตอนการผลิต
ตั้งแต่การเลือกชนิดของน้ำมันดิบ การควบคุมกำลังการผลิต การกำหนดชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์
การควบคุมคุณภาพของผลิตภัณฑ์
ตลอดจนการกำหนดช่วงเวลาบำรุงรักษากระบวนการผลิตที่เหมาะสมที่จะส่งผลกระทบต่อธุรกิจให้
น้อยที่สุด

นอกจากนี้แล้ว บริษัทฯ ได้ทำสัญญาเพื่อรับบริการด้านเทคนิค (Technical Service Agreement
: TSA) กับบริษัท Shell Global Solutions International B.V. (SGSI) มีระยะสัญญา
5 ปี เพื่อเป็นเครือข่ายในการแลกเปลี่ยนความรู้ข้อมูลทางเทคนิค
การเปรียบเทียบอ้างอิงประสิทธิภาพการดำเนินงานกับโรงกลั่นในสังกัด Shell ทั่วโลกประมาณ 50
แห่ง และปรึกษาหารือในการแก้ไข

ปัญหาทางวิศวกรรมของกระบวนการผลิต การปรับปรุงมาตรฐานทางวิศวกรรมและความปลอดภัย
ตลอดจนการฝึกอบรมพนักงาน ของบริษัทฯ รวมถึงบริษัทในเครือในก้าวทันต่อเทคโนโลยี
เพื่อเร่งพัฒนาวิศวกรให้มีศักยภาพสูงขึ้น

10. การประกันภัย

  บริษัทฯ มีกรมธรรม์ประกันภัยที่ครอบคลุมดังนี้

-   สรรพภัย (All Risks) และการสูญเสียกำไร (Loss of Profits) ของโรงกลั่นน้ำมัน

-   ความรับผิดต่อบุคคลภายนอก (Third Party) และความรับผิดจากผลิตภัณฑ์ (Product
    Liability)

-   สรรพภัย (All Risks) สำหรับทรัพย์สินอื่นๆ

-   การประกันภัยความรับผิดของกรรมการและพนักงานบริษัท (Directors & Officers)

-   การประกันภัยโครงการที่กำลังก่อสร้าง

รายละเอียดของความคุ้มครองของกรมธรรม์ประกันภัยสรุปพอสังเขปได้ดังนี้

บริษัทฯ มีกรมธรรม์ประกันภัยสำหรับสรรพภัย (All Risks) และการสูญเสียกำไร (Loss of
Profits) ทั้งหมด ครอบคลุมถึง การชำรุดของเครื่องจักร เพลิงไหม้ น้ำท่วม แผ่นดินไหว
พายุขนาดใหญ่ อุบัติเหตุรถยนต์ ความเสียหายต่อคลังน้ำมันและวัตถุดิบ ทรัพย์สินที่บริษัทฯ
เป็นเจ้าของหรืออยู่ภายใต้การดูแลของบริษัทฯ และการหยุดชะงักของธุรกิจ ทั้งนี้
ภายใต้ข้อจำกัดบางอย่าง นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังมีการประกันภัยความรับผิดต่อบุคคลภายนอก
(Third Party) และความรับผิดจากผลิตภัณฑ์ (Product Liability)
และมีการประกันสรรพภัย (All Risks) สำหรับทรัพย์สินอื่นๆ ที่ไม่เกี่ยวข้องกับโรงกลั่นน้ำมัน
โดยจะมีการต่ออายุกรมธรรม์ทุกๆ ปี การประกันภัยของบริษัทฯ
ครอบคลุมถึงความรับผิดที่เกิดขึ้นจากการปฏิบัติงานที่โรงกลั่นน้ำมัน โรงไฟฟ้า รวมถึงบริเวณโรงกลั่น
ผลิตภัณฑ์ และความเสี่ยงจากการปฏิบัติงานที่โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ ที่อำเภอศรีราชา
จังหวัดชลบุรีและ/หรือในประเทศไทย
แต่ในบางกรมธรรม์ไม่ครอบคลุมถึงประเทศสหรัฐอเมริกาและแคนาดา กรมธรรม์ของบริษัทฯ
ครอบคลุมเรื่องการมุ่งร้าย (Sabotage)
แต่ไม่ครอบคลุมถึงความเสี่ยงที่เกิดขึ้นจากสงครามหรือการก่อการร้าย (Terrorism)
มลภาวะทางเสียง

กรมธรรม์ประกันภัยความรับผิดของกรรมการและพนักงานของบริษัท (Directors & Officers)
ให้ความคุ้มครอง ในกรณีที่ทำให้เกิดความเสียหาย เช่น การประมาทเลินเล่อ
การละเลยการปฏิบัติงานหรือการให้คำแนะนำผิดพลาด โดยจะมีการต่ออายุกรมธรรม์ทุก ๆ ปี

กรมธรรม์ประกันภัยโครงการที่กำลังก่อสร้าง ซึ่งครอบคลุมสำหรับสรรพภัย (All Risks)
สำหรับทรัพย์สินในโครงการก่อสร้าง การสูญเสียกำไร (Loss of Profits)
อันเกิดจากอุบัติเหตุในงานก่อสร้างเป็นเหตุให้เกิดความล่าช้าในการเดินเครื่อง
และความรับผิดต่อบุคคลภายนอก (Third Party)
โดยอายุกรมธรรม์จะครอบคลุมจนกระทั่งโครงการก่อสร้างแล้วเสร็จตามสัญญาการก่อสร้าง

3.1.1.1 1 ข้อบังคับด้านสิ่งแวดล้อม

ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2504 เป็นต้นมา การดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ ตามข้อบังคับด้านสิ่งแวดล้อม นั้น
บริษัทฯ ได้ยึดถือและปฏิบัติตามกฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมมาโดยตลอด
โดยได้ปฏิบัติตามกฎหมายเกี่ยวกับโรงงาน การดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับปิโตรเลียม
การเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง การเดินเรือ และการสาธารณสุข
ซึ่งกฎหมายและข้อกำหนดที่กล่าวถึงนั้น จะมีบทบัญญัติที่เกี่ยวกับสิ่งแวดล้อม
ให้ยึดถือและปฏิบัติตามในทุกฉบับ จนกระทั่งเมื่อปี พ.ศ. 2518
ประเทศไทยได้มีกฎหมายเกี่ยวกับการจัดการสิ่งแวดล้อม ออกมาบังคับใช้เป็นครั้งแรก
คือพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ และต่อมา
เพื่อให้มีการพัฒนาปรับปรุงอำนาจของภาครัฐ และกลไกในการดูแลรักษาจัดการทรัพยากรธรรมชาติ
และสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพ และยั่งยืนมากยิ่งขึ้น
จึงได้มีการตราพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ขึ้นอีกครั้งในปี พ.ศ.
2535 หลังจากนั้น เพื่อเพิ่มศักยภาพให้ภาครัฐ และราษฎรมีบทบาท
มีส่วนร่วมในการดูแลรักษาปกป้องทรัพยากรธรรมชาติ และสิ่งแวดล้อม จึงได้มีการ

บัญญัติหน้าที่ของรัฐบาลและสิทธิของประชาชนในการบริหารจัดการและพัฒนาแหล่งธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
ลงในรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยปี 2540 ในหมวด 5 มาตรา 79
และจากข้อบังคับด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มงวดขึ้นมาตามลำดับ และมุมมองที่ภาครัฐและประชาชน
พิจารณาถึงผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ ในทุกด้าน บริษัทฯ
จึงได้ทำการศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ทั้งจากการดำเนินธุรกิจในสภาวะปกติ
และก่อนดำเนินการสร้าง หรือติดตั้งส่วนขยาย หรือส่วนเพิ่มเติมเปลี่ยนแปลง
เพื่อเป็นการศึกษาผลกระทบของกิจกรรมที่มีต่อสิ่งแวดล้อมภายนอก
และสร้างความมั่นใจว่าโรงงานที่ดำเนินงานอยู่
และก่อสร้างใหม่จะดำเนินงานได้โดยเกิดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชนท้องถิ่นน้อยที่สุดโดยกำหนดเป็นนโยบายด้านสิ่งแวดล้อมหลักที่บริษัทฯ
ใช้ในการดำเนินการด้านสิ่งแวดล้อมตลอดมา

นโยบายสิ่งแวดล้อมหลักของบริษัทฯ คือการดำเนินการให้เป็นไปตามข้อบังคับที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
การลดผลกระทบต่างๆจากกิจกรรมต่างๆ ของโรงกลั่นน้ำมันที่มีต่อสิ่งแวดล้อม
และการสร้างความมั่นใจว่าบริษัทฯ ดำเนินการด้วยความรับผิดชอบต่อสังคม บริษัทฯ
เห็นว่าการดำเนินกิจกรรมภายในโรงกลั่นด้วยความรับผิดชอบต่อสิ่งแวดล้อมและความปลอดภัยเป็นหลักการที่สำคัญต่อการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ
เพื่อให้บรรลุตามเป้าหมาย บริษัทฯ
ได้ดำเนินมาตรการควบคุมมลภาวะและมาตรการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมรวมทั้งการนำเทคโนโลยีที่ทันสมัยมาใช้ในการลดปริมาณของเสียที่ออกจากโรงกลั่น
เช่น หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนจากก๊าซ (Sour Gas Treating Units) หน่วยแยกกำมะถัน
(Sulfur Recovery Units) หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนจากน้ำ (Sour Water Stripper
Units) และการก่อสร้างปล่องระบายอากาศเสีย (Flue Gas Stacks) ความสูงถึง 140
เมตรสำหรับการปล่อยไอเสียให้กระจายตัวในระดับสูงเพื่อลดผลกระทบต่อคุณภาพอากาศชั้นพื้นดิน
ตรวจสอบ และควบคุมแหล่งกำเนิดมลภาวะทางอากาศในระดับพื้นดิน
สร้างระบบบำบัดน้ำทิ้งโดยใช้เทคโนโลยี Denitrification Nitrification Biotreater
ซึ่งเป็นเทคโนโลยีทางชีวภาพที่มีขีดความสามารถในการบำบัดคุณภาพน้ำทิ้งได้เป็นอย่างดี
เพื่อให้มั่นใจว่าคุณภาพน้ำทิ้งสอดคล้องตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมก่อนปล่อยออกไปนอกโรงกลั่น
นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังได้มีมาตรการในการบริหารจัดการวัสดุที่ไม่ใช้แล้วและกากอุตสาหกรรม
อย่างเป็นระบบและเป็นไปตามมาตรฐานสากลตลอดมา

นอกจากการควบคุม และลดมลภาวะแล้ว บริษัทฯ ยังได้ติดตามคุณภาพสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง
โดยได้ติดตั้งระบบการตรวจติดตาม และบันทึกข้อมูลคุณภาพอากาศโดยรอบโรงกลั่นฯ
คุณภาพอากาศซึ่งปล่อยออกจากปล่องระบายอากาศเสีย และคุณภาพน้ำ อย่างต่อเนื่อง
เพื่อให้มีความมั่นใจว่า มลภาวะด้านต่างๆ ที่ปล่อยออกจากโรงกลั่นสอดคล้องตามกฎหมาย
และข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อม และไม่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม และชุมชน อีกทั้งบริษัทฯ
ยังคงมีระบบการตรวจติดตามคุณภาพอากาศ คุณภาพน้ำ ระดับเสียง และสิ่งแวดล้อมทางทะเล
เป็นประจำ ตามที่กำหนดไว้ในกฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อม บริษัทฯ
ให้ความร่วมมือประสานงานและสนับสนุนโครงการศึกษาของรัฐบาลในการติดตามสิ่งแวดล้อมบริเวณใกล้เคียงโรงกลั่นน้ำมันเพื่อสนับสนุนมาตรการปกป้องสิ่งแวดล้อมของบริษัทฯ
บริษัทฯ เป็นหนึ่งในผู้ก่อตั้งสมาคมอนุรักษ์สภาพแวดล้อมของกลุ่มอุตสาหกรรมน้ำมัน (Oil Industry
Environmental Safety Group Association)
ซึ่งประกอบด้วยสมาชิกอาสาสมัครจากบริษัทน้ำมันต่างๆ
ในประเทศเพื่อให้ความช่วยเหลือร่วมกันในการแก้ไขและกำจัดคราบน้ำมันเมื่อเกิดเหตุการณ์น้ำมันรั่วไหล

แม้ว่าบริษัทฯ จะได้ดำเนินการในทุกด้านให้เป็นไปตามกฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมแล้ว
แต่ความรับผิดชอบต่อภาครัฐ หรือบุคคลที่สามในเรื่องการระบายมลภาวะ
ที่อาจก่อให้เกิดการปนเปื้อนในอากาศ ดินและน้ำ จะมีผลทำให้ บริษัทฯ มีภาระ
และอาจทำให้เกิดค่าใช้จ่ายในการแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นจากเรื่องดังกล่าวได้ รวมถึง
ข้อบังคับด้านสิ่งแวดล้อม ที่อาจเปลี่ยนแปลงในอนาคต
จะมีผลทำให้เกิดการจำกัดกิจกรรมการผลิตต่างๆ ซึ่งทำให้รายจ่ายส่วนทุน อาจจะเพิ่มขึ้น
หรือมีผลกระทบต่อการดำเนินงานและฐานะทางการเงินของบริษัทฯ ได้เช่นกัน

1.  การประกอบธุรกิจปิโตรเคมี

บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด (Thai Paraxylene Company Limited : TPX)
ก่อตั้งขึ้นในเดือนมิถุนายน 2539 เพื่อดำเนินธุรกิจในการผลิตสารมิกซ์ไซลีน และสารพาราไซลีน
(Paraxylene : PX) และในปี 2551 บริษัทได้มีการขยายการลงทุนเพิ่ม โดยจะมีสารเบนซีน
(Benzene : BZ) และสารโทลูอีน (Toluene : TL) เป็นผลิตภัณฑ์ใหม่ สารทั้ง 4
ชนิดถือว่าเป็นสารปิโตรเคมีอะโรมาติกส์ขั้นต้น อันเป็นอุตสาหกรรมขั้นพื้นฐานที่จะช่วยส่งเสริม
และพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นกลางและขั้นปลายของประเทศให้ขยายตัว
และมีความก้าวหน้ามากขึ้น โดยสอดคล้องกับแผนแม่บทการพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
ที่มุ่งเน้นให้เกิดอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างครบวงจร
เพื่อลดการพึ่งพาการนำเข้าวัตถุดิบจากต่างประเทศ
นอกจากนั้นยังตอบสนองต่อนโยบายของรัฐบาลในการลดมลภาวะในน้ำมันเบนซิน
โดยสารพาราไซลีนที่ได้จะนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นกลางในการผลิต PTA
(Purified Terephthalic Acid) เพื่อใช้ผลิตเส้นใยโพลีเอสเตอร์
และพลาสติกสำหรับผลิตขวดบรรจุน้ำดื่ม PET (Polyethylene Terephthalate)
ซึ่งเป็นอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลาย
ส่วนสารเบนซีนจะเป็นสารตั้งต้นสำคัญสำหรับการผลิตสารสไตรีนโมโนเมอร์ (Styrene Monomer)
สารฟีนอล (Phenol) และสารไซโคลเฮกเซน
ซึ่งสารเหล่านี้จะนำไปผลิตเป็นพลาสติกสำหรับใช้บรรจุภัณฑ์ เครื่องใช้ไฟฟ้า รถยนต์เป็นต้น
สารโทลูอีนจะนำไปใช้ในอุตสาหกรรมตัวทำละลายและสามารถขายเพื่อไปเพิ่มมูลค่าเป็นสารเบนซีนและสารพาราไซลีน

บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด ถือหุ้นโดย บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) ร้อยละ 100
โรงงานตั้งอยู่บนเนื้อที่ 92 ไร่ บริเวณใกล้โรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์ อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี
ก่อสร้างแล้วเสร็จเมื่อปลายปี 2544 และเริ่มการผลิตในเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2545

ปัจจุบัน บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด ซื้อวัตถุดิบที่เป็นส่วนผสมหนึ่งของน้ำมันเบนซิน ได้แก่
Platformate จำนวนประมาณ 1,600,000 ตันต่อปี จากโรงกลั่นไทยออยล์ บริษัท
ไทยพาราไซลีน จำกัด มีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์มิกซ์ไซลีน 386,000 ตันต่อปี
ซึ่งมิกซ์ไซลีนดังกล่าวจะนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตพาราไซลีน 348,000 ตันต่อปี
โดยมีมิกซ์ไซลีนส่วนที่เหลือสำหรับการจัดจำหน่ายอีกประมาณ 72,000 ตันต่อปี
โดยปัจจุบันสารพาราไซลีนดังกล่าว จะส่งออกไปยังต่างประเทศประมาณ 30%
และขายภายในประเทศประมาณ 70% สำหรับมิกซ์ไซลีนจะส่งออกไปยังต่างประเทศประมาณ 90%

หลังจากโครงการขยายโรงงานแล้วเสร็จประมาณเดือนพฤษภาคม 2551 บริษัท ไทยพาราไซลีน
จำกัด จะมีกำลังการผลิตพาราไซลีน 489,000 ตันต่อปี
โดยมีมิกซ์ไซลีนส่วนที่เหลือสำหรับการจัดจำหน่ายอีกประมาณ 90,000 ตันต่อปี
และมีกำลังการผลิตสารเบนซีนจำนวนประมาณ 177,000 ตันต่อปี และโทลูอีน 144,000 ตันต่อปี
โดยจะขายในประเทศประมาณ 20 % และส่งออกไปต่างประเทศประมาณ 80%

บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด มีผลิตภัณฑ์ที่เป็นผลพลอยได้ คือ Unstabilized LPG, C5
Product, Crude Toluene, A9, Raffinate และ Heavies
ซึ่งจะส่งให้แก่โรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์ เพื่อนำไปผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปต่อไป

กระบวนการผลิต 

[]

กระบวนการผลิตประกอบด้วยหน่วยการผลิตที่สำคัญดังนี้

หน่วย Mixed Xylene

Platformate จากหน่วย Continuous Catalyst Regeneration หรือ CCR ของไทยออยล์
จะถูกป้อนเข้าสู่หน่วย Mixed Xylene เพื่อแยก Mixed Xylene ซึ่งประกอบด้วย พาราไซลีน
ออโธไซลีน เมตาไซลีน และ เอทธิลเบนซีน ออกจาก Platformate และ Mixed Xylene
ที่ผลิตได้จะถูกนำเข้าสู่กระบวนการผลิตพาราไซลีนต่อไป

หน่วยนี้ยังทำหน้าที่แยก Crude Benzene เพื่อป้อนเป็น feed ของหน่วย Sulfolane, แยก
Crude Toluene และ สารอะโรมาติกส์หนัก (C9+) ซึ่งจะถูกนำไปผลิตเป็น Mixed Xylene
อีกครั้งหนึ่ง ผลพลอยได้ของหน่วยนี้ ได้แก่ Crude Toluene ส่วนหนึ่ง และ C5 product
จะถูกส่งกลับโรงกลั่นไทยออยล์เพื่อนำไปผลิตเป็นน้ำมันสำเร็จรูปต่อไป

หน่วยผลิตพาราไซลีน

สารอะโรมาติกส์หนักจากหน่วย Mixed Xylene จะถูกส่งเข้าสู่หน่วย Xylene Rerun Column
เพื่อแยกเฉพาะ A9 ออกจากสารอะโรมาติกส์หนักอื่น ๆ (Heavies)
โดยสารอะโรมาติกส์หนักจากหน่วยนี้ จะถูกส่งกลับไปยังโรงกลั่นไทยออยล์เพื่อผลิตเป็นน้ำมันเตา

Mixed Xylene จากหน่วย Benzene-Toluene Fractionation จะถูกนำไปแยกส่วนหนัก คือ
A9 ในหอ Xylene Rerun โดย A9 จะถูกส่งไปให้โรงกลั่นไทยออยล์ ส่วน Mixed Xylene
จะป้อนเข้าสู่หน่วย Parex เช่นเดียวกับ Mixed Xylene ที่มาจากหน่วย Mixed Xylene
เพื่อแยกพาราไซลีนออกจากไซลีนอื่น ๆ ซึ่งได้แก่ ออโธไซลีน เมตาไซลีน และ เอทธิลเบนซีน
โดยกระบวนการ Adsorption พาราไซลีนที่แยกออกมา จะถูกนำมาทำให้บริสุทธิ์โดยการกลั่นแยกที่
finishing column ซึ่งจะทำให้พาราไซลีนที่ได้จากกระบวนการนี้จะมีความบริสุทธิ์ถึงร้อยละ
99.7 โดยน้ำหนักเป็นอย่างต่ำ ส่วนผลพลอยได้ของหน่วยนี้คือ Crude Toluene
จะถูกนำเข้าสู่หน่วย Sulfolane

สำหรับส่วนที่ไม่ใช่ พาราไซลีน คือ ออโธไซลีน เมตาไซลีน และ เอทธิลเบนซีน
ซึ่งเรียกโดยรวมว่า Raffinate จะถูกส่งต่อไปยังหน่วย ISOMAR
เพื่อเปลี่ยนโครงสร้างโมเลกุลของ Raffinate ให้กลายเป็นพาราไซลีน โดยการเกิดปฏิกิริยา
Isomerization และ EB dealkylation ซึ่งจะทำให้ผลิตพาราไซลีนได้เพิ่มขึ้น
และได้ผลพลอยได้เป็น เบนซีน ซึ่งเกิดจากการเปลี่ยนเอทธิลเบนซีน Raffinate
ก่อนส่งเข้าหน่วยนี้จะมีพาราไซลีนประมาณ 1%
เมื่อผ่านกระบวนการนี้แล้วจะมีพาราไซลีนเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 23% ซึ่งไซลีนที่ได้จากหน่วย ISOMAR
นี้ จะถูกส่งกลับไปยังหอ Xylene Rerun เพื่อเข้าสู่กระบวนการผลิตตามลำดับต่อไป ที่หน่วยนี้จะมี
Dehaptanizer และ Stripper Column เพื่อแยกไฮโดรคาร์บอนเบา และก๊าซเชื้อเพลิง
โดยไฮโดรคาร์บอนเบาจะถูกส่งเข้าสู่หน่วย Sulfolane
ส่วนก๊าซเชื้อเพลิงก็จะนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงภายในโรงงาน

หน่วย Tatoray

เดิมหน่วยนี้คือ Semi-regeneration platforming ซึ่งหยุดเดินเครื่องมาเป็นเวลานาน
ดังนั้นเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด จึงได้ทำการปรับปรุงหน่วยนี้ เป็นหน่วย Tatory

หน่วย Tatory เป็นกระบวนการเปลี่ยนสารอะโรมาติกส์ที่มีมูลค่าต่ำคือ Crude Toluene และ A9
ให้เป็นมิกซ์ไซลีน และเบนซีนซึ่งมีมูลค่าสูงกว่า โดย Mixed Xylene ที่ได้จากกระบวนการนี้มี
Toluene ผสมอยู่ด้วยจึงส่งไปแยกออกที่หอ Toluene ในหน่วย Benzene-Toluene
Fractionation ส่วน Crude Benzene ที่ได้จากหน่วย Tatory
จะถูกส่งไปทำให้บริสุทธิ์ขึ้นที่หน่วย Sulfolane ก่อนส่งต่อไปยังหน่วย Benzene-Toluene
Fractionation

นอกจากนี้หน่วย Tatoray จะให้ผลพลอยได้เป็นก๊าซเชื้อเพลิง ก๊าซเชื้อเพลิงที่มีไฮโดรเจนสูง และ
Unstabilized LPG ซึ่งจะส่งให้แก่โรงกลั่นไทยออยล์

หน่วย Sulfolane และหน่วย Benzene-Toluene Fractionation

Crude Benzene จากหน่วย Mixed Xylene, Crude Benzene จากหน่วย Tatoray, Crude
Toluene จากหน่วย Parex และ สารไฮโดรคาร์บอนเบาจากหน่วย ISOMAR จะถูกส่งเข้าสู่หน่วย
Sulfolane โดยกระบวนการหลักในหน่วยนี้คือ extractive distillation ซึ่งจะสามารถแยก
aromatic ออกจากสารประกอบไฮโดรคาร์บอน โดย aromatic ที่แยกออกจะถูกส่งต่อไปยังหน่วย
Benzene-Toluene Fractionation เพื่อแยก เบนซีน และโทลูอิน
ออกจากกันโดยกระบวนการกลั่นลำดับส่วน ให้มีความบริสุทธิ์สูง ส่วนผลพลอยได้จากหน่วย
Sulfolane คือ Raffinate ซึ่งคือสารประกอบไฮโดรคาร์บอนที่มีอะโรมาติกส์ต่ำ
จะถูกส่งไปยังโรงกลั่นไทยออยล์เพื่อผลิตเป็นน้ำมันสำเร็จรูป สำหรับ Mixed Xylene
ที่ได้จากหน่วย Benzene-Toluene Fractionation จะส่งมาเป็น สารป้อนให้กับหอ Xylene
Rerun เพื่อเป็นสารป้อนกับหน่วย Parex ต่อไป

ผลิตภัณฑ์ต่าง ๆ ที่ผลิตได้ จะถูกส่งไปเก็บไว้ในถังในกระบวนการผลิต เพื่อตรวจสอบคุณภาพ
ก่อนส่งไปยังถังเก็บผลิตภัณฑ์
เพื่อรอการจำหน่ายโดยการขนส่งทางเรือผ่านท่าเทียบเรือของไทยออยล์

3.1.3 การประกอบธุรกิจน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

บริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด (มหาชน) ถือหุ้นโดย บริษัท ไทยออยล์ จำกัด ร้อยละ 100
ประกอบธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน โดยมีกำลังผลิตรวม 1,200,000 ตันต่อปี
ประกอบด้วยน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานประมาณ 275,000 ตันต่อปี ยางมะตอยประมาณ 425,000 ตันต่อปี
และ ผลิตภัณฑ์พลอยได้ประมาณ 500,000 ตันต่อปี โดยใช้ Arabian Light Long Residue
เป็นวัตถุดิบหลักที่ใช้ในการผลิต และใช้เทคโนโลยีจาก Bechtel Corporation (ตั้งแต่ปี 2536)

กระบวนการผลิต

[]

หน่วยกลั่นสุญญากาศ (Vacuum Distillation Unit)
เป็นหน่วยแรกของระบบการผลิต
มีหน้าที่ในการกลั่นแยกชนิดของน้ำมันตามลำดับอุณหภูมิที่ความดันสุญญากาศ
ได้เป็นน้ำมันดีเซลสุญญากาศ (Vacuum Gas Oils) 3 ชนิด
ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิตเป็นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานต่อไป

หน่วยแยกแอสฟัลท์ (Propane Deasphalting Unit)
ทำหน้าที่สกัดแอสฟัลท์ออกจากกากน้ำมันที่ได้จากก้นหอกลั่นสุญญากาศโดยใช้โพรเพนเป็นตัวทำละลาย
ได้เป็นน้ำมันพร่องแอสฟัลท์ (Deasphalted Oil)
ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิตเป็นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน ชนิด 150 ไบรท์สต็อก
และแอสฟัลท์ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิตยางมะตอยเพื่อใช้ลาดถนนต่อไป

หน่วยสกัดสารอะโรมาติกส์ (MP Refining Unit)
ทำหน้าที่สกัดสารอะโรมาติกส์ ออกจากน้ำมันดีเซลสุญญากาศ และน้ำมันพร่องแอสฟัลท์
โดยใช้สารละลายชื่อ n-methyl-2-pyrrolidone (NMP)เป็นตัวทำละลาย
ได้เป็นน้ำมันพร่องสารอะโรมาติกส์ (Raffinates) ที่มีดัชนีความหนืดสูงขึ้น

หน่วยกำจัดกำมะถันและฟอกสี (Hydrofinishing Unit)
ทำหน้าที่ในการแยกเอากำมะถันที่มีอยู่ในน้ำมันพร่องสารอะโรมาติกส์ออก
โดยให้ทำปฏิกริยากับไฮโดรเจน ได้เป็นน้ำมันบำบัดด้วยไฮโดรเจน (Hydrotreated
Raffinates) ที่บริสุทธิ์ มีสีใสยิ่งขึ้น

หน่วยแยกไขพาราฟิน (Solvent Dewaxing Unit)
ทำหน้าที่แยกไขพาราฟินออกจากน้ำมันบำบัดด้วยไฮโดรเจน
ได้เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่มีจุดไหลเทต่ำ ได้มาตรฐานสากล
พร้อมจำหน่ายเพื่อนำไปใช้งานต่อไป

  ผลิตภัณฑ์

  น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานมี 4 ชนิดจำแนกตามความหนืด ได้แก่ 60 SNO, 150 SNO, 500
 SNO, และ 150 ไบรท์สต็อก สามารถผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ได้นับร้อยๆชนิด
ผู้ผลิตน้ำมันหล่อลื่นจะผสมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเข้าด้วยกันกับสารเติมแต่งตามสูตรสำหรับผลิตน้ำมันหล่อลื่นชนิดต่างๆซึ่งอาจจำแนกได้ดังนี้

-   น้ำมันเครื่องยนต์ (Engine Oil) เช่น น้ำมันเครื่องสำหรับเครื่องยนต์ที่ใช้น้ำมันเบนซิน
    น้ำมันดีเซล น้ำมันเกียร์ น้ำมันสำหรับอุปกรณ์ถ่ายส่งกำลัง

-   น้ำมันเรือ (Marine Oil) เช่น น้ำมันเครื่องสำหรับเครื่องยนต์ดีเซลหมุนช้า

-   น้ำมันอุตสาหกรรม (Industrial Oil) เช่น น้ำมันหล่อลื่นสำหรับคอมเพรสเซอร์
    Refrigeration Oil น้ำมันเกียร์ น้ำมันถ่ายเทความร้อน น้ำมันไฮโดรลิค
    น้ำมันเครื่องปั่นด้ายและทอผ้า น้ำมันเครื่องกังหัน

-   น้ำมันอุตสาหกรรมการขึ้นรูปโลหะ (Metal Processing Fluids) เช่น
    น้ำมันหล่อลื่นสำหรับเครื่องตัด เจียร์ น้ำมันหล่อเย็น (Quench Oil) น้ำมันป้องกันสนิม
    เป็นต้น

   ยางมะตอย

  ใช้ในงานสร้างทาง ลาดถนน

  ผลิตภัณฑ์พลอยได้

  สารอะโรมาติกส์ (Extract)               ใช้ในผลิตภัณฑ์ยาง เช่น ยางรถยนต์
  ขอบกระจก พื้นรองเท้า เป็นต้น

  สารอะโรมาติกส์มลพิษต่ำ (TDAE) ใช้ในผลิตภัณฑ์ยาง ตามข้อบังคับของกลุ่มประเทศ EU

  VGO                                      เป็นวัตถุดิบในการผลิตน้ำมันดีเซล

  กำมะถัน                                            
   เป็นวัตถุดิบในการผลิตผงซักฟอก กรดกำมะถัน

  ไขพาราฟิน                                        
   เป็นวัตถุดิบในการผลิตเทียนไข เครื่องสำอาง เคลือบกระดาษภาชนะบรรจุ

  หีบห่อ

  แนฟทา                                              
   เป็นวัตถุดิบในการผลิตน้ำมันเบนซิน

3.1.4 การประกอบธุรกิจการผลิตไฟฟ้า

บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 55
เป็นบริษัทผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบโคเจนเนอเรชั่นโดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
(Combined-Cycle Co-generation Power Plant) ด้วยกำลังการผลิตไฟฟ้า 118 เมกะวัตต์
และไอน้ำ 168 ตันต่อชั่วโมง โดย บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์จำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. จำนวน 41
เมกะวัตต์ และจำหน่ายไฟฟ้าส่วนที่เหลือและไอน้ำให้แก่บริษัทฯ บจ.ไทยพาราไซลีน และบมจ.
ไทยลู้บเบส โดยมีมูลค่าขายสุทธิคิดเป็นร้อยละ 75 จากการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้แก่ บมจ.
ไทยลู้บเบส บจ.ไทยพาราไซลีน และบริษัทฯ ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ำระยะยาว
และอีกร้อยละ 25 จากการจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. ภายใต้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้ามีระยะเวลา
25 ปี สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ ช่วยรักษาความมั่นคงทางรายได้ให้แก่บริษัทฯ
เป็นอย่างยิ่ง โดยมีข้อตกลงที่ลูกค้าจะต้องชำระค่าไฟฟ้าให้บริษัทฯ ตามปริมาณไฟฟ้าขั้นต่ำที่กำหนด
(Take-or-Pay) สำหรับไฟฟ้าเฉลี่ยที่ร้อยละ 70 และไอน้ำเฉลี่ยที่ร้อยละ 85 นอกจากนี้
ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. กฟผ. ตกลงชำระค่ากำลังการผลิต (Capacity Payment)
ให้แก่ บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ เพื่อครอบคลุมต้นทุนคงที่ ภาระหนี้สินและผลตอบแทนแก่บริษัท
และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ตามสูตรคำนวณที่ระบุไว้ในสัญญา อนึ่ง
ในด้านการบริหารงานบริษัทฯ เป็นผู้ดูแลบริหารงานให้ บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ เนื่องจากบจ.
ไทยออยล์เพาเวอร์ ไม่มีพนักงานเป็นของตนเอง

บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 24 และ บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์
ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 56 นั้น
เป็นบริษัทผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมโดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Natural
Gas-fired Combined-Cycle Power Plant) ด้วยกำลังการผลิตไฟฟ้า 700 เมกะวัตต์
และจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้ กฟผ. ภายใต้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าซึ่งมีระยะเวลา 25 ปี
โดยมีข้อตกลงที่ กฟผ. จะต้องชำระค่าไฟฟ้าให้บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ
ตามกำลังการผลิตไฟฟ้าที่กำหนดในสัญญา (Take-or-Pay ร้อยละ 100) สัญญายังระบุให้ กฟผ.
จ่ายค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment) ให้แก่ บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ
ในจำนวนที่ตกลงกันเพื่อครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ ภาระหนี้สินและผลตอบแทนแก่บริษัทฯ และระบุให้
กฟผ. จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ตามสูตรคำนวณที่ระบุไว้ตามข้อสัญญา

3.1.5 ธุรกิจการขนส่งผลิตภัณฑ์น้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

บจ. ไทยออยล์มารีน ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100
เป็นบริษัทที่ดำเนินธุรกิจขนส่งผลิตภัณฑ์น้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีด้วยเรือขนส่งทางทะเลทั้งภายในและต่างประเทศ
ในปัจจุบัน บจ. ไทยออยล์มารีน เป็นเจ้าของเรือบรรทุกน้ำมันและปิโตรเคมีขนาดใหญ่จำนวน 5 ลำ
ที่มีความสามารถในการบรรทุกรวมได้ประมาณ 54,000 ตันบรรทุก (Deadweight Ton)
โดยให้บริการขนส่งทั้งในประเทศ และประเทศต่างๆ ในเขตภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก เช่น เวียดนาม
สิงคโปร์ อินโดนีเซีย สาธารณรัฐประชาชนจีน เกาหลีใต้ อินเดีย พม่า และฟิลิปปินส์ ซึ่งลูกค้าของ
บจ. ไทยออยล์มารีน ได้แก่ กลุ่มไทยออยล์ รวมถึง บมจ. ปตท. และผู้ค้าต่างประเทศอื่นๆ
(International Traders)

บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 9.19
เป็นบริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อด้วยระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิด
(Multiple-Product Pipeline) ขนาดความยาว 256 กิโลเมตร
โดยสามารถขนส่งน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน และน้ำมันดีเซล
จากอำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี ซึ่งใกล้กับโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ และโรงกลั่นน้ำมันของเอสโซ่
ผ่านอำเภอลำลูกกา จังหวัดปทุมธานีสู่กรุงเทพมหานคร และจังหวัดสระบุรี นอกจากนี้ บจ.
ท่อส่งปิโตรเลียมไทยยังได้ขยายเครือข่ายระบบท่อเพิ่มเติมอีก 2 เส้นทาง ได้แก่
โครงการต่อท่อส่งน้ำมันอากาศยานลำลูกกา-สนามบินสุวรรณภูมิ (Airport Dedicated Line)
ที่จะมีขึ้นเพื่อการก่อสร้างท่อลำเลียงน้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบินจากคลังน้ำมันที่อำเภอลำลูกกา
จังหวัดปทุมธานี ไปยังท่าอากาศยานสุวรรณภูมิและโครงการต่อท่อเชื่อมมาบตาพุด-ศรีราชา(MTP
Feederline)ซึ่งเชื่อมต่อท่อลำเลียงจากท่อหลักจากอำเภอศรีราชา
ไปยังเขตมาบตาพุดเพื่อใช้ในการรับผลิตภัณฑ์น้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมันอาร์อาร์ซีและเอสพีอาร์ซี

ภายหลังจากที่ บจ. ปิโตรนาสรีเทล (ประเทศไทย) ได้เข้าซื้อหุ้นเพิ่มทุนของ Thappline ในวันที่
22 กุมภาพันธ์ 2550 ทำให้สัดส่วนการถือหุ้นใน Thappline ลดจากร้อยละ 9.4 เป็นร้อยละ
9.19

3.1.6 ธุรกิจด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ

บจ. พีทีที ไอซีที โซลูชั่น ซึ่งบริษัทฯ เข้าไปถือหุ้นอยู่ร้อยละ 20% ในเดือนมิถุนายน 2549
เป็นบริษัทที่จัดขึ้นตามนโยบายการสร้างความร่วมมือ
และเพิ่มมูลค่าภายในกลุ่มบริษัทในเครือของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ด้วยการบริหารจัดการและลงทุนด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ
และให้บริหารทางด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ และการสื่อสารอย่างมีประสิทธิภาพ
ซึ่งจะประกอบด้วยการวางระบบ การให้คำปรึกษา การจัดหา และการจัดส่งบุคลากร
เพื่อดูแลและให้บริการทางด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ และการสื่อสาร ซึ่งในช่วงแรกจะให้บริการแก่
ปตท. และกลุ่มบริษัทในเครือ ปตท. ในอนาคตจะให้บริการแก่บุคคลภายนอก

1.  ภาวะอุตสาหกรรม

ภาวะอุตสาหกรรมและการแข่งขันตลาดน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป

[]

ที่มา: บมจ. ไทยออยล์

ในปี 2550
ราคาน้ำมันดิบดูไบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์มีความผันผวนและได้ปรับตัวสูงขึ้นจากปี 2549
โดยเป็นผลมาจากปัจจัยที่สำคัญต่างๆ เช่น
สถานการณ์ทางการเมืองภายในประเทศผู้ผลิตน้ำมันดิบของโลก ความกังวลเกี่ยวกับเศรษฐกิจสหรัฐฯ
และค่าเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ ความกังวลเกี่ยวกับปริมาณน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปคงคลัง
อัตราเติบโตที่รวดเร็วของประเทศในทวีปเอเชียแปซิฟิกต่ออุปสงค์น้ำมันโดยรวม เป็นต้น
ผลจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้อุปสงค์น้ำมันสำเร็จรูปภายในประเทศขยายตัวในอัตราที่ไม่สูงนักเทียบกับในอดีต
นอกเหนือจากปัจจัยด้านของราคา
บทบาทของน้ำมันชีวมวลทั้งน้ำมันแก๊สโซฮอล์และน้ำมันไบโอดีเซลก็เป็นอีกปัจจัยหนึ่งที่ทวีความสำคัญมากขึ้นในตลาดน้ำมันสำเร็จรูปภายในประเทศ
โดยเฉพาะในช่วงภาวะราคาน้ำมันแพงและการสนับสนุนจากภาครัฐในการใช้เชื้อเพลิงที่ผลิตจากภาคการเกษตรภายในประเทศ
ส่วนภาวะอุตสาหกรรมสารพาราไซลีนและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานของภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกปี 2550 นั้น
ได้รับแรงสนับสนุนจากการขยายตัวทางเศรษฐกิจอย่างแข็งแกร่งของประเทศต่างๆ
ในภูมิภาคโดยเฉพาะจีนและอินเดียส่งผลให้อุปสงค์ของผลิตภัณฑ์ดังกล่าวยังอยู่ในเกณฑ์ที่ดี
ประกอบกับอุปทานที่เข้ามาใหม่ยังไม่มากนักส่งผลให้ราคาของผลิตภัณฑ์ยังทรงตัวอยู่ในระดับค่อนข้างสูง

ปัจจัยสำคัญที่ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบดูไบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์ปรับตัวสูงขึ้น สรุปได้ดังนี้

สถานการณ์ทางการเมืองภายในประเทศผู้ผลิตน้ำมันดิบของโลก:
ตลาดมีความกังวลเกี่ยวกับปริมาณการผลิตน้ำมันดิบที่อาจหยุดชะงัก จากปัญหาทางการเมืองต่างๆ
เช่น ความขัดแย้งระหว่างตุรกีกับกลุ่มกบฏชาวเคิร์ดทางตอนเหนือของอิรัก
ปัญหาโครงการพัฒนานิวเคลียร์ของประเทศอิหร่าน และความรุนแรงที่เกิดขึ้นภายในประเทศไนจีเรีย

ความกังวลเกี่ยวกับเศรษฐกิจสหรัฐฯ: ผลจากปัญหาสินเชื่ออสังหาริมทรัพย์ด้อยคุณภาพในสหรัฐฯ
ส่งผลให้เกิดความกังวลเกี่ยวกับภาวะเศรษฐกิจโลกที่มีแนวโน้มชะลอตัวลง
ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อการบริโภคน้ำมัน

ความกังวลเกี่ยวกับปริมาณน้ำมันเบนซินคงคลังของสหรัฐฯ ในช่วงฤดูกาลเดินทาง:
จากปัญหาทางด้านเครื่องจักรและเทคนิคของโรงกลั่นน้ำมันในสหรัฐฯ
ทำให้โรงกลั่นหลายแห่งในสหรัฐฯ ต้องลดกำลังการกลั่นจนถึงขั้นหยุดการดำเนินการผลิตชั่วคราว
ส่งผลให้ปริมาณน้ำมันเบนซินคงคลังของสหรัฐฯ ในช่วงก่อนเข้าฤดูกาลท่องเที่ยวอยู่ในระดับต่ำ

ความกังวลเกี่ยวกับปริมาณน้ำมันก๊าดคงคลังของญี่ปุ่นในช่วงก่อนเข้าฤดูหนาว:
มีการพยากรณ์อากาศว่า ในปี 2550 อุณหภูมิในฤดูหนาวของญี่ปุ่นจะอุ่นกว่าปกติ
ทำให้ญี่ปุ่นไม่เร่งรีบที่จะสำรองน้ำมันก๊าดดังเช่นในอดีต
ส่งผลให้ปริมาณน้ำมันก๊าดคงคลังของญี่ปุ่นตั้งแต่เดือนตุลาคมเป็นต้นมาอยู่ในระดับต่ำ
ส่งผลให้ตลาดเกิดความกังวลว่าอาจจะมีน้ำมันก๊าดไม่เพียงพอต่อความต้องการหากอุณหภูมิปรับลดลงสวนกับที่พยากรณ์ไว้

ความกังวลเกี่ยวกับปริมาณการผลิตน้ำมันดิบเนื่องจากสภาพอากาศ:
ตลาดเกิดความกังวลเกี่ยวกับปริมาณการผลิตน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในแถบอ่าวเม็กซิโก
จากการพยากรณ์อากาศว่าจะเกิดพายุเฮอริเคนที่มีความรุนแรงขึ้นในมหาสมุทรแอตแลนติก
แต่อย่างไรก็ตาม พายุเฮอริเคนที่เกิดขึ้นในปี 2550
ไม่ได้สร้างความเสียหายอย่างมีนัยสำคัญให้กับโรงกลั่นในแถบอ่าวเม็กซิโก มากนัก

ผลกระทบจากการเก็งกำไรในตลาดซื้อขายล่วงหน้าและค่าเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนค่าลง:
กองทุนเฮดจ์ฟันด์ได้เข้ามาซื้อน้ำมันเพื่อการเก็งกำไรในตลาดซื้อขายล่วงหน้าเป็นจำนวนมาก
โดยเฉพาะอย่างยิ่งในช่วงที่ค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ อ่อนค่าลง สภาพเศรษฐกิจของสหรัฐฯ
ที่ชะลอตัวลง รวมทั้งการปรับลดอัตราดอกเบี้ยของธนาคารกลางสหรัฐฯ
ส่งผลให้เกิดการเคลื่อนย้ายเงินลงทุนมาสู่ตลาดน้ำมันดิบเพิ่มขึ้น

บทบาทของกลุ่มประเทศโอเปกในการปรับเพิ่มเพดานการผลิตน้ำมันดิบ:
จากการที่ราคาน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้นมากในช่วงครึ่งปีหลัง
โอเปกจึงประกาศเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบจำนวน 500,000 บาร์เรลต่อวัน เริ่มตั้งแต่วันที่ 1
พฤศจิกายน 2550 อย่างไรก็ตาม ตลาดมองว่าการปรับเพิ่มเพดานของโอเปกนั้นน้อยและช้าเกินไป
จึงทำให้ราคาน้ำมันดิบในช่วงเวลานั้นยังคงปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง

ผลกระทบจากอัตราเติบโตที่รวดเร็วของประเทศในทวีปเอเชียแปซิฟิกต่ออุปสงค์น้ำมันโดยรวม:
ในปีที่ผ่านมา จีน อินเดีย อินโดนีเซียและเวียดนาม มีอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจสูง
ส่งผลให้การบริโภคน้ำมันเพิ่มขึ้นมากแม้ว่าในช่วงที่ผ่านมาราคาน้ำมันในตลาดโลกจะปรับตัวสูงขึ้นก็ตามเนื่องจากราคาขายปลีกน้ำมันในบางประเทศ
เช่น จีน และเวียดนาม ยังถูกรัฐบาลควบคุมให้อยู่ในระดับต่ำ

สถานการณ์ความต้องการใช้และการจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปภายในประเทศปี 2550

[]

จากตัวเลขประเมินเบื้องต้นของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ
อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจของประเทศไทยในปี 2550 อยู่ที่ประมาณร้อยละ 4.8 เทียบกับปี
2549 โดยการบริโภคภายในประเทศยังคงถูกกดดันจากภาวะความไม่แน่นอนทางการเมือง
และราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงครึ่งปีหลัง
ประกอบกับการลงทุนจากภาคเอกชนที่ชะลอตัวลงต่อเนื่องตั้งแต่ช่วงปลายปี 2549
เนื่องจากสถานการณ์ความไม่แน่นอนทางการเมืองและเศรษฐกิจส่งผลให้ภาคธุรกิจชะลอการลงทุนออกไป
แต่อย่างไรก็ดีการขยายตัวอย่างแข็งแกร่งของภาคส่งออกและการเร่งเบิกจ่ายงบประมาณของภาครัฐเป็นปัจจัยสำคัญที่สนับสนุนเศรษฐกิจโดยรวมให้ขยายตัวอยู่ในระดับที่ดีได้

ในส่วนของความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปภายในประเทศโดยรวมมีอัตราการขยายตัวประมาณร้อยละ
0.3 หรือคิดเป็นความต้องการรวมทั้งสิ้นประมาณ 724,000 บาร์เรลต่อวัน
โดยก๊าซปิโตรเลียมเหลวและน้ำมันอากาศยานเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีอัตราการขยายตัวของความต้องการอยู่ในระดับสูง
เป็นผลโดยตรงจากราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวภายในประเทศที่อยู่ในระดับต่ำเมื่อเทียบกับน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทอื่น
และจำนวนเที่ยวบินที่มาใช้บริการสนามบินภายในประเทศที่เพิ่มขึ้น

สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล
ความต้องการปรับเพิ่มขึ้นเล็กน้อยเทียบกับปีก่อนแม้ระดับราคาขายปลีกภายในประเทศจะอยู่ในระดับค่อนข้างสูง
โดยน้ำมันเบนซินได้รับแรงสนับสนุนจากนโยบายของภาครัฐในส่วนของแก๊สโซฮอล์
ส่งผลให้ยอดจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ภายในประเทศปรับสูงขึ้นมาก
ชดเชยความต้องการที่ลดลงของน้ำมันเบนซิน 91 และ 95 ในส่วนของน้ำมันดีเซล
แม้ว่าความต้องการจะปรับเพิ่มขึ้นเล็กน้อยแต่ยังอยู่ในระดับค่อนข้างต่ำเมื่อเทียบกับค่าเฉลี่ยในอดีต
โดยส่วนหนึ่งได้รับแรงกดดันจากภาวะราคาทรงตัวอยู่ในระดับสูงต่อเนื่อง
ประกอบกับภาวการณ์ผลิตภาคอุตสาหกรรมภายในประเทศที่ชะลอตัวลง
รวมทั้งปัญหาอุทกภัยในช่วงกลางปี
ซึ่งทั้งหมดล้วนเป็นปัจจัยกดดันส่งผลให้อัตราการขยายตัวของความต้องการใช้น้ำมันดีเซลในปี 2550
เพิ่มขึ้นเพียงเล็กน้อย

ปริมาณการจำหน่ายน้ำเบนซินในประเทศแยกตามชนิด

[]

ผลจากการที่อุปสงค์น้ำมันสำเร็จรูปภายในประเทศโดยรวมขยายตัวเพิ่มขึ้นเทียบกับปี 2549
ประกอบกับอุปทานน้ำมันสำเร็จรูปทรงตัวจากปีก่อนส่งผลให้ปริมาณการส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมโดยรวมของประเทศลดลงมาอยู่ที่
133,000 บาร์เรลต่อวัน เทียบกับปี 2549 ซึ่งอยู่ที่ 142,000 บาร์เรลต่อวัน
หรือคิดเป็นอัตราการลดลงกว่าร้อยละ 6
โดยน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตายังคงเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีการส่งออกมากที่สุด

ปริมาณการส่งออกน้ำมันสำเร็จแยกรายปี 2546 - 2550

[]

ข้อเริ่มใหม่จากรัฐบาล

แผนและเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2550-2554 คาดการณ์ว่าจากปี 2550 ถึงปี 2554
จะมีการใช้พลังงานหมุนเวียนและพลังงานทดแทนอื่น ๆ เช่น แสงอาทิตย์ ลม น้ำ ชีวมวล ชีวภาพ
ทดแทนการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้นจาก 3,274 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ เป็น 6,688
พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือจากร้อยละ 5.1 เป็นร้อยละ 9.2 ของความต้องการใช้พลังงานในปี
2554 และก๊าซธรรมชาติ312 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ เป็น 2,170
พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบหรือคิดเป็นร้อยละ 3.0 ของความต้องการใช้พลังงานในปี 2554 ดังนั้น
เพื่อพัฒนาพลังงานทดแทนให้ได้ตามความต้องการรัฐบาลจึงกำหนดเป้าหมายในการพัฒนาพลังงานทดแทนตลอดจนนโยบายในการส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน
ดังนี้

โครงการการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์

ตั้งแต่ปี 2546-2550 รัฐบาลได้ให้ความสำคัญกับการส่งเสริมและการสนับสนุนการใช้พลังงานทดแทน
โดยเฉพาะการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ เพื่อทดแทนสาร MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95
และแทนเนื้อน้ำมันในน้ำมันเบนซิน 91 ในสัดส่วนร้อยละ 10 โดยในปี 2549
ได้มีมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
เห็นชอบให้เปิดเสรีการขอจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
เพื่อเร่งรัดและส่งเสริมให้มีการผลิตและจำหน่ายเอทานอลตามเป้าหมายที่กระทรวงพลังงานกำหนด
และ ในปี 2550 กพช. ยังได้มีมติเห็นชอบแผนและเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี 2550-2554
โดยตั้งเป้าหมายการใช้เอทานอลที่ 2.4 ล้านลิตรต่อวันในปี 2554

ในปี 2550 ปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์ได้เพิ่มขึ้นจาก 3.5 ล้านลิตรต่อวันในปี 2549 เป็น 4.6
ล้านลิตรต่อวันหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 31.5 โดยในปลายปี 2550 มีปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์สูงถึง 7.4
ล้านลิตรต่อวัน มีโรงงานผลิตเอทานอลจำนวน 8 โรง กำลังการผลิตรวม 1.05 ล้านลิตรต่อวัน
ผลิตจริง 610,000 ล้านลิตรต่อวัน
อันเนื่องมาจากนโยบายการสนับสนุนการใช้แก๊สโซฮอล์ของภาครัฐ อาทิเช่น

-   การเปิดเสรีการผลิตเชื้อเพลิงเอทานอล
    นำมาซึ่งการแข่งขันที่ทำให้ราคาจำหน่ายเอทานอลอยู่ในระดับต่ำสุด
    ยกเลิกระบบการให้ใบอนุญาตโดยคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

-   การกำหนดราคาเอทานอลตามกลไกตลาด
    กระทรวงพลังงานได้กำหนดราคาเอทานอลที่ใช้อ้างอิงสำหรับการจำหน่ายในประเทศ
    โดยอิงจากราคาต้นทุนในการนำเข้าจากประเทศบราซิลบวกกับค่าขนส่งโดยเฉพาะการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
    ตั้งแต่วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2550 เป็นต้นมา
    ส่งผลให้ราคาเอทานอลในช่วงเวลาดังกล่าวลดลงถึง 5.9 บาทต่อลิตร

-   การรณรงค์ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนมั่นใจในคุณภาพของแก๊สโซฮอล์
    โดยกระทรวงพลังงานยังได้ประสานให้บริษัทผู้ค้าน้ำมันให้รับประกันการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์

-   การเพิ่มประเภทผลิตภัณฑ์แก๊สโซฮอล์ กระทรวงพลังงานได้สนับสนุนให้มีการจำหน่ายแก๊สโซฮอล์
    91 ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2550 เพิ่มเติมจากแก๊สโซฮอล์ 95

-   การลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของแก๊สโซฮอล์
    เพื่อให้ราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล์ถูกกว่าน้ำมันเบนซินมากขึ้น
    และให้ค่าการตลาดสูงกว่าน้ำมันเบนซินเล็กน้อย เป็นผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95
    และ 91 ณ เดือนธันวาคม 2550 ต่ำกว่าเบนซิน 95 และ 91ในระดับ 4 และ 3.5
    บาทต่อลิตรตามลำดับ

นอกจากนี้ รัฐบาลยังมีนโยบายส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ E20 (เอทานอล 20 %)
ซึ่งกรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของแก๊สโซฮอล์ E20 เมื่อวันที่ 22
พฤศจิกายน 2550 และกำหนดบังคับใช้ในวันที่ 1 มกราคม 2551
ซึ่งคาดว่าจะส่งผลให้ปริมาณการใช้เอทานอลในปี 2551 สูงถึงวันละ 1.3 ล้านลิตร ทั้งนี้
เพื่อส่งเสริมการบริโภคน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20
กระทรวงพลังงานจึงมีการกำหนดราคาขายปลีกของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 (ออกเทน 95)
ที่จะจำหน่ายในปี 2551 ให้ถูกกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ในระดับ 1-2 บาทต่อลิตร
ซึ่งจะมีผลให้ราคาต่ำกว่าน้ำมันเบนซิน ออกเทน 95 ถึง 5-6 บาทต่อลิตร

โครงการการพัฒนาและส่งเสริมไบโอดีเซล (Biodiesel)

สำหรับสถานการณ์การจำหน่ายไบโอดีเซล ในปี 2550 นั้น ปริมาณการจำหน่ายไบโอดีเซล (บี 5)
ได้เพิ่มขึ้นจาก 0.12 ล้านลิตรต่อวันในปี 249 เป็น 1.58 ล้านลิตรต่อวัน
และยังคงมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยในเดือนธันวาคม 2550 มีการจำหน่ายไบโอดีเซล
(บี5) ถึง 3.55 ล้านลิตรต่อวัน นอกจากนั้น ในกลางปี 2550 ยังได้เริ่มมีการจำหน่ายไบโอดีเซล
(บี2) ซึ่งรัฐบาลกำหนดให้มีการใช้ไบโอดีเซล (บี2) ทั่วประเทศในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551
จากเดิมกำหนดบังคับใช้ในวันที่ 1 เมษายน 2551 ซึ่งผลจากนโยบายนี้ทำให้มีการใช้ไบโอดีเซล
(บี100) ประมาณ 1 ล้านลิตรต่อวัน และรัฐบาลยังคงสนับสนุนการจำหน่ายไบโอดีเซล (บี5)
เช่นเดิม โดยกำหนดให้ราคาไบโอดีเซล (บี5) ต่ำกว่าราคาไบโอดีเซล (บี2) ประมาณ
0.50-1.00 บาทต่อลิตร และสถานการณ์การผลิตไบโอดีเซล ณ เดือนธันวาคม 2550
มีผู้ผลิตไบโอดีเซล (บี100) ที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงานจำนวน 8 ราย
กำลังการผลิตรวม 1.5 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตจริงจำนวน 0.35 ล้านลิตรต่อวัน

เพื่อเป็นการจูงใจให้ผู้บริโภคหันมาใช้น้ำมันไบโอดีเซลเพิ่มขึ้น
กระทรวงพลังงานได้ดำเนินนโยบายเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันไบโอดีเซล ดังนี้

-   การสร้างความมั่นใจเรื่องคุณภาพน้ำมัน โดยกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน
    ได้ออกประกาศกรมฯ เมื่อวันที่ 30 เมษายน 2550 และบังคับใช้วันที่ 7 มิถุนายน 2550
    กำหนดให้ผู้ผลิตไบโอดีเซล บี100 เพื่อเป็นเชื้อเพลิงจะต้องขึ้นทะเบียนการเป็นผู้ผลิตกับกรมฯ
    ซึ่งกรมฯ จะเป็นผู้รับรองและตรวจสอบคุณภาพการผลิตไบโอดีเซล บี 100 ให้อยู่ในมาตรฐาน

    -   เพิ่มส่วนต่างราคาจำหน่ายและค่าการตลาดด้วยกลไกกองทุนน้ำมัน
        เพื่อสนับสนุนให้มีการจำหน่ายและใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5
        เพิ่มขึ้นและเป็นส่วนหนึ่งของมาตรการช่วยเหลือน้ำมันราคาแพง
        โดยเพิ่มส่วนต่างให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติ
        0.70 บาทต่อลิตร ตั้งแต่ 7 มีนาคม 2550 และถูกกว่า 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่ 31
        ตุลาคม 2550 เป็นต้นมา

    -   การสนับสนุนการปลูกปาล์มน้ำมันเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
        โดยนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปสนับสนุนการกู้ยืมของเกษตรกรเพื่อลงทุนปลูกปาล์มน้ำมัน

โครงการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (Natural Gas for Vehicle: NGV)

รัฐบาลสนับสนุนให้มีการใช้ NGV ทั้งในรถยนต์ขนส่ง รถโดยสาร และรถยนต์ส่วนบุคคล
เพื่อประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงและลดมลภาวะต่างๆ ที่เกิดขึ้นจากการเผาไหม้น้ำมันเชื้อเพลิงไม่สมบูรณ์
โดยรัฐบาลได้ดำเนินการตามาตรการต่าง ๆ เพื่อสนับสนุนการใช้ NGV อาทิ

-   มาตรการด้านภาษี
    มีการลดหย่อนและยกเว้นสำหรับอากรขาเข้าภาษีสรรพสามิตและภาษีป้ายรถยนต์ประจำปี

-   มาตรการด้านราคา ให้กำหนดราคา NGV ตามต้นทุน
    คือราคาก๊าซธรรมชาติบวกค่าดำเนินการที่เหมาะสม และ ปตท.
    ยังได้ให้ความร่วมมือที่จะคงราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม จนกระทั่งสิ้นปี
    2551

-   มาตรการด้านกฎหมาย กำหนดให้รถแท็กซี่ใหม่จะต้องเปลี่ยนเป็นเครื่องยนต์ NGV ตั้งแต่ 31
    ธันวาคม 2550 เป็นต้น

  ไป

-   มาตรการสนับสนุนการเปลี่ยนเครื่องยนต์ NGV ในรถยนต์ที่นั่งส่วนบุคคล รถร่วม ขสมก.
    และรถแท็กซี่เก่า

-   การรับรองมาตรฐานศูนย์ติดตั้ง NGV
    โดยให้ใบรับรองมาตรฐานแก่อู่ที่ผ่านเกณฑ์จากกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน
    ซึ่งปัจจุบันมีอู่ที่ได้รับการรับรองจำนวน 21 แห่ง

ในปี 2550 มีปริมาณการใช้ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ 110.3 มีจำนวนรถที่ติดตั้งเครื่องยนต์ NGV
52,967 คัน มีปริมาณการใช้ประมาณ 28 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
และรัฐบาลยังได้เร่งขยายสถานีบริการ NGV เพื่อให้รองรับกับความต้องการของผู้บริโภคส่งผลให้ ณ
วันที่ 31 ธันวาคม 2550 มีสถานีบริการ NGV ทั่วประเทศ จำนวน 165 สถานี
เพิ่มขึ้นจากปีก่อนที่มีเพียง 99 สถานี
และกระทรวงพลังงานยังได้จัดให้มีโครงการส่งเสริมให้รถแท็กซี่ที่ใช้ LPG เปลี่ยนเป็น NGV
โดยมีเป้าหมายจำนวน 50,000 คันภายในปี 2552

ที่มา: สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน

แนวโน้ม และทิศทางตลาดปี 2551

ภาพโดยสรุปของราคาน้ำมันดิบโลก และน้ำมันสำเร็จรูปที่สิงคโปร์ในปี 2551
ยังคงแกว่งตัวอยู่ในระดับสูง เนื่องจากกำลังการผลิตสำรองของทั้งแหล่งขุดเจาะน้ำมัน
และโรงกลั่นยังคงอยู่ในภาวะตึงตัวโดยเฉพาะช่วงครึ่งแรกของปี โดยมีประเด็นความเสี่ยงที่สำคัญคือ
อุปสงค์จากจีนและอินเดีย ผลกระทบต่อเศรษฐกิจสหรัฐฯ
จากปัญหาสินเชื่อด้อยคุณภาพภาคอสังหาริมทรัพย์
กำลังการผลิตทางด้านโรงกลั่นที่เพิ่มขึ้นในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกโดยเฉพาะจากจีนและอินเดีย
แนวโน้มการใช้พลังงานทดแทนประเภทต่างๆ
รวมถึงปัญหาการเมืองระหว่างประเทศผู้ผลิตน้ำมันดิบและปัญหาด้านการผลิตของโรงกลั่นในสหรัฐฯ
ซึ่งบริษัทฯ ยังคงแนวทางในการรักษาตลาดในประเทศให้ได้มากที่สุด
และจะบริหารความเสี่ยงด้านราคาอย่างต่อเนื่อง
เพื่อลดความผันผวนจากราคาน้ำมันในตลาดโลกจากปัจจัยต่างๆ ดังกล่าวข้างต้น

ภาวะอุตสาหกรรมสารพาราไซลีน

อุปสงค์ของสารพาราไซลีนเป็นไปตามอุตสาหกรรมไฟเบอร์และสิ่งทอซึ่งใช้โพลีเอสเตอร์เป็นวัตถุดิบ
ในปี 2550
ความต้องการผลิตภัณฑ์โพลีเอสเตอร์ยังคงขยายตัวอย่างต่อเนื่องตามการขยายตัวของผลิตภัณฑ์มวลรวมประชาชาติของประเทศในแถบเอเชียโดยเฉพาะจีนและอินเดีย
ซึ่งสูงถึงร้อยละ 8-9 ต่อปี
และคาดว่าความต้องการใช้สารโพลีเอสเตอร์ของโลกจะเพิ่มสูงขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 6 ต่อปี

[]

ถึงแม้ว่าอุปสงค์จะขยายตัวอย่างต่อเนื่อง แต่อุปทานก็เพิ่มสูงขึ้นด้วยเช่นกัน
โดยมาจากส่วนขยายใหม่ในภูมิภาคเอเชียและตะวันออกกลาง สำหรับประเทศไทย
จะเปลี่ยนจากผู้นำเข้าสารพาราไซลีนสุทธิเป็นผู้ส่งออกสารพาราไซลีนสุทธิ
หลังจากโครงการขยายของบมจ. อะโรเมติกส์ไทย (ปัจจุบันควบรวมกับ บมจ.
โรงกลั่นน้ำมันระยอง เป็น บมจ. ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น) แล้วเสร็จ ในปี 2551

ภาวะอุตสาหกรรมสารเบนซีน

ในปี 2551 คาดว่า
แนวโน้มความต้องการใช้สารเบนซีนในภูมิภาคจะเพิ่มสูงขึ้นจากการขยายกำลังการผลิตสารฟีนอลในประเทศสิงคโปร์
ดังนั้นเพื่อรองรับอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้น ปริมาณการผลิตสารเบนซีนก็ปรับเพิ่มสูงขึ้นด้วยเช่นกัน โดย บจ.
ไทยพาราไซลีน จะมีเริ่มผลิตสารเบนซินเพื่อรองรับอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นในภูมิภาค ในปี 2551 นอกจากนี้
ยังอาจมีโอกาสในการส่งผลิตภัณฑ์สารเบนซินไปจำหน่ายในสหรัฐอเมริกา และยุโรป
ซึ่งมีแนวโน้มว่าในภูมิภาคดังกล่าวจะมีความต้องการใช้สารเบนซีนมาก
จากผลกระทบของการยกเลิกการใช้สาร MTBE และการเพิ่มการใช้เอทานอลในน้ำมันสำเร็จรูป
ซึ่งทำให้สารตั้งต้นของการผลิตเบนซีนมีปริมาณลดลง

ภาวะอุตสาหกรรมสารโทลูอีน

ตลาดโทลูอีนในภูมิภาคยังคงอยู่ในภาวะค่อนข้างสมดุล
และคาดว่าด้วยอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศจีน อินเดีย และเวียดนาม
จะทำให้ความต้องการใช้สารโทลูอีนในอุตสาหกรรมก่อสร้าง และอุตสาหกรรมเกี่ยวข้องอื่นๆ
เพิ่มสูงขึ้นมาก ในปี 2551 โดย บจ. ไทยพาราไซลีน จะเริ่มผลิตสารโทลูอีนได้ในปี 2551

ภาวะอุตสาหกรรมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

[]

ในปี 2549 ปริมาณการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในภูมิภาคสำหรับ Group I
ไม่เพียงพอกับความต้องการอยู่ที่ 2.4 ล้านเมตริกตัน
ประกอบกับไม่มีกำลังการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานใหม่ของ Group I เข้ามาในปี 2550
สำหรับน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน Group II มีเพียงโรงกลั่น ExxonMobil ที่ตั้ง ณ Jurong
ในประเทศสิงค์โปร์ได้ขยายกำลังการผลิตอีกประมาณ 200,000 เมตริกตันต่อปี

คาดการณ์ความต้องการในภูมิภาคเฉลี่ยเพิ่มขึ้นอยู่ที่ร้อยละ 3-4 ต่อปี จนถึงปี 2553
ในขณะที่อุปทานน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานของ Group I มีปริมาณค่อนข้างคงที่
เนื่องจากไม่มีกำลังการผลิตใหม่เข้ามา และอุปทานที่เพิ่มขึ้นในส่วนของ Group I
จะได้จากการเพิ่มอัตราการผลิตเท่านั้น ทั้งนี้ อุปทานของ Group I จะมีไม่เพียงพออยู่ที่ 2.8
ล้านเมตริกตันในปี 2563 เนื่องจากอุปสงค์ที่สูงขึ้นและอุปทานคงที่ อย่างไรก็ตาม
ความต้องการที่เพิ่มขึ้นบางส่วนทดแทนได้จากน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานของ Group II และ Group III
อันเป็นผลมาจากอุปทานเกินความต้องการในภูมิภาคตั้งแต่ปี 2551 เป็นต้นไป

[]

สำหรับสถานการณ์ตลาดในประเทศ อุปทานยังมีปริมาณมากกว่าความต้องการในประเทศ ในปี 2550
ความต้องการในประเทศลดลงอยู่ที่ร้อยละ 1.6 เปรียบเทียบกับปี 2549
อันเป็นผลมาจากภาวะเศรษฐกิจที่ถดถอยจากอัตราการขยายตัวที่ติดลบของภาคยานยนต์และอัตราการใช้กำลังการผลิตที่ต่ำลงของภาคอุตสาหกรรม
ซึ่งได้ส่งผลกระทบให้ความต้องการน้ำมันหล่อลื่นตลาดในประเทศลดลง
ประกอบกับมีการขยายเวลาในการเปลี่ยนถ่ายน้ำมันเครื่องที่ยาวขึ้น
เนื่องจากผลการพัฒนาคุณภาพของน้ำมันหล่อลื่นที่ดียิ่งขึ้น
ซึ่งเป็นอีกปัจจัยหนึ่งที่ทำให้ความต้องการน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในประเทศปรับตัวลดลงจากปีที่ผ่านมา

ภายหลังจากที่ บมจ. ไทยลู้บเบส (TLB) และ บมจ. ไออาร์พีซี (IRPC)
ได้ผ่านการปิดซ่อมบำรุงใหญ่ในปี 2549 แล้ว
ส่งผลให้ผู้ผลิตในประเทศทั้งสองรายสามารถเดินเครื่องเต็มกำลังการผลิต
ทำให้อุปทานในประเทศเกินความต้องการค่อนข้างมากเปรียบเทียบกับปี 2549
และต้องเปิดตลาดส่งออกไปสู่ภูมิภาคที่มีอุปสงค์สูง คือ ประเทศสิงคโปร์ เวียดนาม จีน ไต้หวัน
อินโดนีเซีย อินเดีย และบังคลาเทศ นอกจากนี้
มีการคาดการณ์ว่าอุปทานจะมีเกินความต้องการในปีถัดไป
และความต้องการน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะปรับตัวสูงขึ้นประมาณร้อยละ 1-2
ตามมาตรการแผนกระตุ้นเศรษฐกิจของประเทศ

ภาวะอุตสาหกรรมยางมะตอย

[]

ประเทศไทยยังคงเป็นหนึ่งในประเทศในตลาดภูมิภาคที่มีอัตราการเติบโตสูง ทั้งนี้
ความต้องการยางมะตอยในประเทศมีอัตราการเติบโตเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 4-5 ต่อปีในช่วง 3-4
ปีที่ผ่านมา ซึ่งเป็นผลมาจากโครงการขยายถนนสายหลักจาก 4 เป็น 8 เลนทั่วทั้งประเทศ
อย่างไรก็ตาม อุปทานของยางมะตอยจากผู้ผลิตหลักทั้งสี่ราย (TLB, ARC, IRPC และ Esso)
ยังเกินความต้องการประมาณ 50,000 - 60,000 เมตริกตันต่อเดือน และ TLB และ IRPC
เป็นผู้ส่งออกหลักไปสู่ตลาดภูมิภาคเอเชียที่มีการเติบโตอย่างต่อเนื่อง โดยเฉพาะจากประเทศจีน
เวียดนาม ออสเตรเลีย และอินเดีย

ภาวะอุตสาหกรรมไฟฟ้าปี 2550

ความต้องการพลังงานไฟฟ้าสูงสุดในปี 2550 เกิดขึ้นในวันที่ 24 เมษายน 2550 ที่ 22,586
เมกะวัตต์ ซึ่งเพิ่มขึ้นจากความต้องการพลังงานไฟฟ้าสูงสุดปี 2549 เป็นสัดส่วนร้อยละ 7
ปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าในปี 2550 อยู่ที่ 150,665 กิกะวัตต์ชั่วโมง
ซึ่งเพิ่มขึ้นกว่าปีที่ผ่านมาร้อยละ 6

ในเดือนกันยายน 2550 กำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมดของประเทศอยู่ที่ 28,230 เมกะวัตต์
ซึ่งเพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2549 เป็นสัดส่วนร้อยละ 7
โดยเป็นการผลิตของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) 15,794 เมกะวัตต์ (ร้อยละ
56) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) 10,026 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 36)
ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายย่อย (SPP) 2,070 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 7 )
ส่วนที่เหลือนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 340 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 1)
กำลังการผลิตแยกตามประเภทของเชื้อเพลิงโดยใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ
67 จากถ่านหินและลิกไนต์ ร้อยละ 21 จากพลังน้ำร้อยละ 5 จากน้ำมันร้อยละ 2
และจากการนำเข้าและแหล่งอื่นๆ ร้อยละ 5

[]

[]

ในเดือนพฤษภาคม 2550
กระทรวงพลังงานได้ประกาศเปิดประมูลโรงไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่รอบสองเพื่อผลิตไฟฟ้าให้กับกฟผ.ในปริมาณ
3,200 เมกะวัตต์ โดยจะเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ได้ในระหว่างปี 2554-2557
โดยเปิดให้ผู้สนใจประมูลลงทะเบียนในวันที่ 29 มิถุนายน 2550 และยื่นเอกสารร่วมประมูลในวันที่
19 ตุลาคม 2550 มีผู้ร่วมประมูลทั้งสิ้น 13 ราย โดยได้ยื่นโครงการประมูลรวม 20 โครงการ
คิดเป็นกำลังการผลิตรวมทั้งสิ้น 17,000 เมกะวัตต์ หรือ 5.3
เท่าของกำลังการผลิตทั้งหมดที่ประกาศให้ประมูล
ในการประมูลโรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่รอบแรกในปี 2537 นั้นมีผู้ร่วมประมูลทั้งสิ้น 89
รายคิดเป็นกำลังการผลิตรวมทั้งสิ้น 39,000 เมกะวัตต์
เปรียบเทียบกับกำลังการผลิตที่ประกาศให้ประมูลในคราวนั้น ที่ 5,943 เมกะวัตต์

ในวันที่ 7 ธันวาคม 2550
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้ประกาศผลการประมูลโรงไฟฟ้ารอบสองมีผู้ชนะการประมูล
4 ราย ประกอบไปด้วยโรงไฟฟ้าถ่านหิน 2 ราย และโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 2
รายโดยมีกำลังการผลิตทั้งสิ้น4,400 เมกะวัตต์กำลังการผลิตสูงกว่าเป้าหมายที่ตั้งไว้ที่ 3,200
เมกะวัตต์เนื่องจากราคาค่าไฟฟ้าที่ประมูลค่อนข้างต่ำ ปริมาณไฟฟ้าทั้งหมดจะขายให้กับ กฟผ.
ที่ราคา 2.135 ถึง 2.648 บาทต่อหน่วย โดยมีแผนที่จะเริ่มจ่ายไฟเข้าระบบในปี 2555-2557

3.  กฎเกณฑ์ในการกำกับดูแลที่ใช้ในปัจจุบัน

อุตสาหกรรมน้ำมันปิโตรเลียมและไฟฟ้าอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกระทรวงพลังงานโดยมีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
(“กพช.”) เป็นผู้กำหนดนโยบาย แนวทาง และหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน
ซึ่งมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ได้รับความเห็นชอบโดยคณะรัฐมนตรีจะถูกนำไปขยายผลเพื่อให้มีการปฏิบัติโดยหน่วยงานภายใต้กระทรวงพลังงานที่เกี่ยวข้องกับเรื่องนั้นๆ
และเนื่องจากสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (“สนพ.”)
เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่เป็นฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการฯ ทำหน้าที่ศึกษา วิเคราะห์
และจัดทำข้อเสนอเพื่อให้คณะกรรมการพิจารณา
จึงเป็นหน่วยงานของกระทรวงพลังงานที่จะเกี่ยวข้องหรือมีผลต่อการกำหนดหลักเกณฑ์ต่างๆ
ในอุตสาหกรรมน้ำมันและไฟฟ้าดังกล่าว

3.3.1 กฎเกณฑ์ในการกำกับดูแลธุรกิจกลั่นน้ำมัน

ราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปและการรักษาระดับราคา

ในประเทศไทยการกำหนดราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปจะอ้างอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมประเภทนั้นๆ
ในตลาดจรสิงคโปร์ (Singapore Spot Market) ซึ่งถือเป็นเกณฑ์มาตรฐานในการคำนวณราคา
ณ โรงกลั่นของประเทศไทย (Thai Ex-Refinery Price)
โดยทั่วไปการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมภายในประเทศจะอ้างอิงตามหลักการของความเสมอภาคกับการนำเข้า
(Import Parity Basis) ซึ่งหมายความว่าราคา ณ
โรงกลั่นของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่มีจำหน่ายในประเทศไทยจะถูกกำหนดโดยอ้างอิงกับราคาของผลิตภัณฑ์ดังกล่าวในตลาดจรสิงคโปร์บวกด้วยค่าใช้จ่ายในการขนส่งผลิตภัณฑ์นั้นๆ
จากประเทศสิงคโปร์มายังประเทศไทย เช่นค่าประกันภัย ค่าขนส่งสินค้า อากรขาเข้า
ความสูญเสียของมวลน้ำมันที่เกิดจากการขนส่งสินค้าทางทะเล และค่าใช้จ่ายในการจัดการ
ราคาของผลิตภัณฑ์บางประเภทอาจเพิ่มขึ้นหรือลดลงอันเนื่องมาจากการกำหนดคุณสมบัติของผลิตภัณฑ์ที่แตกต่างกันของตลาดของทั้งสองประเทศดังกล่าว

โรงกลั่นน้ำมันแต่ละแห่งจะเป็นผู้กำหนดราคา ณ โรงกลั่น
โดยราคาขายส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปจะประกอบด้วยราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงมาจาก
MOPs (Mean of Platts) บวกกับภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล
เงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กองทุนอนุรักษ์พลังงานและภาษีมูลค่าเพิ่มซึ่งจัดเก็บโดยรัฐบาล
ภาษีและเงินส่งเข้ากองทุนจะถูกส่งต่อไปยังหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง

การส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปจะมีกำหนดราคาตามหลักการของความเสมอภาคกับการส่งออก
(Export Parity Basis) ซึ่งเป็นราคาจากตลาดจรสิงคโปร์สำหรับผลิตภัณฑ์นั้นๆ โดยอ้างอิงจาก
MOPS บวกหรือลบราคาส่วนเพิ่มหรือส่วนลดที่ขึ้นอยู่กับสภาพตลาดในเวลานั้น

รัฐบาลได้ขอให้โรงกลั่นน้ำมันในประเทศช่วยรักษาระดับราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันที่จำหน่ายให้แก่ผู้ค้าปลีกในประเทศเป็นครั้งคราว
ซึ่งในกรณีดังกล่าว โรงกลั่นน้ำมันจะถูกขอให้จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้แก่ผู้ซื้อในราคาที่ต่ำกว่าราคา
ณ โรงกลั่นซึ่งประกาศโดยรัฐบาล
และจะมีการจ่ายเงินชดเชยโดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบนส่วนต่างระหว่างราคา ณ
โรงกลั่นและราคาที่ควบคุมดังกล่าว

ในช่วงปี 2548 และ 2549 การใช้น้ำมันเบนซินและดีเซลได้ลดลงและชะลอตัวลงอย่างชัดเจน
เนื่องจากผลของการประกาศลอยตัวราคาน้ำมันเบนซินเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2547
และประกาศลอยตัวน้ำมันดีเซลเมื่อ 13 กรกฎาคม 2548
ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวสูงขึ้น
และจากการที่รัฐอุดหนุนราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาโดยตลอด
ขณะที่การปล่อยเสรีราคาน้ำมันเบนซินมีผลทำให้ระดับราคาของเชื้อเพลิงทั้งสองแตกต่างกันมาก
ผู้ใช้รถยนต์โดยเฉพาะรถแท็กซี่ได้ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ไปใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
กันมากขึ้น ส่งผลให้การใช้ LPG ในภาคขนส่งเพิ่มขึ้นจาก 225 พันตันต่อปี ในปี 2547 เป็น 303
พันตันต่อปี , 459 พันตันต่อปี และ 572 พันตันต่อปี ในปี 2548 2549 และ 2550 ตามลำดับ

จากการที่รัฐกำหนดเพดานราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันของก๊าซ LPG ในปี 2549-2550 ที่ 315-320
เหรียญสหรัฐ/ตัน ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกซึ่งกำหนดโดยราคาเปโตรมิน (CP)
ที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 500-740 เหรียญสหรัฐ/ตัน
จูงใจให้เกิดการส่งออกมากกว่าจำหน่ายในประเทศ
จึงทำให้รัฐเข้ามาดูแลจัดสรรปริมาณการส่งออกก๊าซ LPG ของผู้ค้ารวมถึงโรงกลั่นไทยออยล์ด้วย
ซึ่งในเดือนธันวาคม 2549 รัฐได้ใช้มาตรการกองทุนน้ำมัน
โดยเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันจากส่วนต่างของราคาส่งออกและราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG
แล้วนำเงินกองทุนน้ำมันที่เก็บได้ดังกล่าวไปจ่ายชดเชยให้แก่ผู้ผลิตที่จำหน่ายในประเทศ

เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG
โดยให้ยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG และปรับขึ้นราคาขายส่งก๊าซ LPG
ซึ่งจะมีผลให้ราคาขายปลีกปรับขึ้นตาม โดยให้จัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากก๊าซ LPG
ในระดับที่พอเพียงสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค นอกจากนี้ยังเห็นชอบให้กำหนดราคา
ณ โรงก๊าซ LPG ตามต้นทุนการผลิตของประเทศ
โดยกำหนดตามสัดส่วนของต้นทุนการผลิตของโรงแยกก๊าซ และโรงกลั่นน้ำมัน
โดยในช่วงแรกใช้สัดส่วนที่ทำให้ราคา ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับเดิม
แล้วทยอยปรับสัดส่วนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซ และโรงกลั่นน้ำมันไปสู่ระดับจริง คือ 60 ต่อ 40
ทั้งนี้
มอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบการดำเนินการในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม
ซึ่งได้มีการดำเนินการเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับขึ้น
1.20 บาทต่อกิโลกรัม

การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย

ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงานเรื่องกำหนดชนิดและอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง 2549
โดยอาศัยอำนาจของพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการโรงกลั่นน้ำมันต้องสำรองน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นเพื่อผลิตสำหรับจำหน่ายในประเทศในปริมาณเท่ากับร้อยละ
5 โดยคำนวณจากปริมาณการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประจำปีที่ได้แจ้งไว้กับกรมธุรกิจพลังงาน
นอกจากนี้ประกาศดังกล่าวยังได้เพิ่มชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผู้ค้าน้ำมันต้องสำรองอีก 3 ชนิด ได้แก่
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ เอทานอล และ น้ำมันไบโอดีเซล มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 15 เมษายน 2550
เป็นต้นไป

กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้จัดตั้งขึ้นตามคำสั่งของนายกรัฐมนตรีโดยอาศัยอำนาจตามพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
พ.ศ. 2516
โดยกองทุนนี้มีวัตถุประสงค์เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวการณ์ขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงและเพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันอันเนื่องมาจากราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้น
เพื่อให้เกิดผลกระทบที่จะมีผลต่อเศรษฐกิจและประชาชนให้น้อยที่สุด ในการนี้
ผู้ประกอบการผลิตและจำหน่ายน้ำมัน
มีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้า/หรือรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามปริมาณน้ำมันที่ผลิตหรือจำหน่ายให้ตามที่กำหนดโดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
(กบง.)

เพื่อแก้ไขปัญหาหนี้สินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่เป็นผลมาจากตรึงราคาน้ำมันและการชดเชยราคาก๊าซ
LPG ดังนั้น เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2549 กบง. จึงเห็นชอบให้ปรับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ
ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซลเพิ่มขึ้นอีก 1.50 บาท/ลิตร เป็น 4.00 บาท/ลิตร
จนสามารถสะสมเงินชำระหนี้กองทุนฯ ทั้งหมดในปี 2550 อย่างไรก็ตาม
จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่องตั้งแต่กลางปี 2550 ดังนั้น
กระทรวงพลังงานจึงมีนโยบายปรับลดอัตราส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ในเดือนตุลาคมและพฤศจิกายน 2550 รวม 3
ครั้งเพื่อป้องกันไม่ให้ราคาน้ำมันขายปลีกในประเทศปรับตัวขึ้นสูงมากตามต้นทุนราคาน้ำมันในตลาดโลก
โดยอัตราเงินกองทุนของน้ำมันเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล์ 95 แก๊สโซฮอล์ 91
ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว บี5 ลดลงรวม 0.40, 0.60, 00.60, 0.80 และ 1.10
บาท/ลิตร ตามลำดับ

ในวันที่ 21 ธันวาคม พ.ศ. 2550 กพช. มีมติให้ปรับลดอัตราส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลงอีก 0.6800, 0.1870, 0.6800
และ 0.1835 บาท/ลิตร ตามลำดับ
เพื่อให้สอดคล้องกับการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์พลังงาน ณ วันที่ 11 มกราคม พ.ศ.
2551 และยังได้เห็นชอบให้มีการปรับลดลงอีก 0.20
บาท/ลิตรโดยให้เริ่มมีผลบังคับใช้พร้อมกับการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
ประมาณเดือนตุลาคม พ.ศ. 2551 และที่ประชุม กพช.
ยังได้มีมติอนุมัติในมาตรการส่งเสริมให้มีการผลิตน้ำมันยูโร 4
โดยอนุมัติให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายเงินชดเชยให้แก่โรงกลั่นน้ำมันที่สามารถผลิตน้ำมันดีเซลและเบนซินมาตรฐานยูโร
4 ได้ก่อนวันมีผลบังคับใช้ (1 มกราคม พ.ศ. 2555) ในอัตราไม่เกิน 0.24 บาท/ลิตร

กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดตั้งขึ้นโดยอาศัยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
พ.ศ. 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นแหล่งลงทุนในการดำเนินงานและใช้จ่ายช่วยเหลือ
หรืออุดหนุนการค้า เน้นงานเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน ป้องกัน
และแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการใช้พลังงาน
โดยผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันมีหน้าที่นำส่งเงินเข้ากองทุนในอัตราตามที่ กบง. กำหนด
โดยกรมสรรพสามิต กรมศุลกากร
และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้รับผิดชอบในการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุน

ในช่วงต้นปี 2550 กพช.
ได้ประกาศปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
จากเดิมที่กำหนดไว้เมื่อปีพ.ศ. 2547 และต่อมาในวันที่ 3 มกราคม 2551 กพช.
ได้ประกาศปรับเพิ่มการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเบนซิน
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ น้ำมันดีเซล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 อีกครั้งในอัตรา ดังนี้
น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลเป็น 0.750 บาท/ลิตร จากเดิมเก็บอยู่ที่ 0.070 บาท/ลิตร เพิ่มขึ้น
0.68 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล์เป็น 0.250 บาท/ลิตร จากเดิม 0.063 บาท/ลิตร เพิ่มขึ้น
0.187 บาท/ลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วหมุนเร็ว บี5 เป็น 0.25 บาท/ลิตร จากเดิม 0.0665
บาท/ลิตร เพิ่มขึ้น 0.1835 บาท/ลิตร ส่วนน้ำมันก๊าดและน้ำมันเตายังคงจัดเก็บในอัตราเดิม

สำหรับแนวทางการบริหารกองทุนของ กพช. นั้น กพช. มีมติเมื่อวันที่ 28 กันยายนและ 16
พฤศจิกายน 2550 เห็นชอบแนวทางการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายหลังการใช้หนี้หมด
โดยให้โอนการจัดเก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในแผนงานปกติของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน 0.18 บาท/ลิตร
และเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสนับสนุนการลงทุนโครงการพัฒนาระบบขนส่งมวลชน 0.50 บาท/ลิตร
และเมื่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้สะสมเงินสำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉิน
และเพื่อป้องกันแก้ไขภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงได้เพียงพอแล้ว
ก็ให้เพิ่มอัตราการโอนเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปยังกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สำหรับสนับสนุนโครงการพัฒนาระบบขนส่งมวลชนอีก 0.20 บาท/ลิตร
เพื่อเป็นการช่วยลดการใช้น้ำมันของประเทศในระยะยาวและเป็นการจัดการเพื่อการลดการใช้พลังงานในภาคขนส่งได้อย่างยั่งยืน

คุณภาพของผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

รัฐบาลโดยกรมธุรกิจพลังงานกระทรวงพลังงานได้กำหนดคุณภาพผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศเพื่อให้ผู้บริโภคได้ใช้น้ำมันที่มีคุณภาพดีและไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์
โดยข้อกำหนดต่างๆ ดังกล่าวออกตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
และพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550

ปลายปีพ.ศ. 2549 รัฐบาลโดยกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน
อาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
ได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย
ลักษณะและคุณภาพน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซล โดยประกาศทั้ง 3 ฉบับดังกล่าว
มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2550 เป็นต้นไป
ทั้งนี้ข้อกำหนดลักษณะและคุณภาพน้ำมันได้กำหนดขึ้นเพื่อรองรับมาตรฐานคุณภาพน้ำมันยูโร 4
ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 อาทิ น้ำมันเบนซิน
และน้ำมันแก๊สโซฮอล์มีการปรับลดปริมาณกำมะถันในน้ำมันในอัตราไม่สูงกว่า 0.005
ร้อยละโดยน้ำหนัก สำหรับน้ำมันดีเซลมีการปรับลดปริมาณกำมะถันให้เหลือในอัตราไม่สูงกว่า 0.005
ร้อยละโดยน้ำหนัก จากเดิมที่ได้กำหนดไว้ที่ไม่สู่งกว่า 0.035 ร้อยละโดยน้ำหนัก
เพื่อป้องกันสภาพแวดล้อม และลดมลพิษในอากาศ

ต่อมาปลายปีพ.ศ. 2550
กรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันแก๊สโซฮอล์
และประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพน้ำมันดีเซล เพื่อใช้แทนประกาศที่ออกในปี 2549
โดยกำหนดให้มีการแบ่งน้ำมันแก๊สโซฮอล์ออกเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 10
(น้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 10 ออกเทน 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 10 ออกเทน 91)
และน้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 20 ประกาศ ณ วันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 และมีผลบังคับใช้ 1 มกราคม
2551 ในส่วนของน้ำมันดีเซลได้กำหนดให้แบ่งน้ำมันดีเซลออกเป็น 2 กลุ่มคือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
(น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5) และน้ำมันดีเซลหมุนช้า
โดยน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา
กำหนดให้มีปริมาณของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ไม่ต่ำกว่า 1.5
(ร้อยละโดยปริมาตร) และไม่สูงกว่า 2 (ร้อยละโดยปริมาตร) ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551
เป็นต้นไป

3.3.2 กฎเกณฑ์เกี่ยวกับไฟฟ้า

ในปลายปี 2550 ได้มีการตรา พระราชบัญญัติ พ.ร.บ. ประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
โดยพระราชบัญญัติ ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2551 เป็นต้นมา
มีวัตถุประสงค์เพื่อกำกับดูแลการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ โดยในพ.ร.บ.
ประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ได้ระบุให้มีการแต่งตั้ง
“คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า” (กกพ.) หรือ Regulator จำนวน 7 คน
เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการพลังงาน
ซึ่งรวมถึงการออกประกาศกำหนดใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานประเภทต่าง ๆ
กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาต การปรับ การเพิกถอนใบอนุญาต
การออกระเบียบกำหนดมาตรฐานทางวิชาการและความปลอดภัย คุณภาพการให้บริการ
ตลอดจนกำหนดมาตรการในการคุ้มครองผู้บริโภค และให้มีการจัดตั้ง
“สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน” ขึ้น เพื่อทำหน้าที่เป็นสำนักงานเลขานุการของ
กกพ. โดยมีอำนาจหน้าที่รับผิดชอบงานธุรการของคณะกรรมการ การเก็บค่าธรรมเนียม
การรับเรื่องร้องเรียนเกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน ศึกษา รวบรวม
วิเคราะห์และเผยแพร่ข้อมูลเกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
เป็นต้น

นอกจากนี้ พ.ร.บ. ประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ยังกำหนดให้มีการจัดตั้ง
“กองทุนพัฒนาไฟฟ้า” ขึ้นเพื่อเป็นทุนสนับสนุนให้มีการให้บริการไฟฟ้าไปยังท้องที่ต่าง ๆ
เป็นการกระจายความเจริญไปสู่ท้องถิ่น
และพัฒนาชุมชนในท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า
เพื่อชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าที่ได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสหรือเพื่อให้มีการบริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง
เพื่อชดเชยผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องจ่ายอัตราค่าไฟแพงขึ้น
และเพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย
ทั้งนี้
เงินกองทุนจะประกอบด้วยเงินที่ได้รับจากผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตามระเบียบที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด
เงินค่าปรับจากผู้รับใบอนุญาต และเงินบริจาค
โดยมีสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้ทำหน้าที่บริหารกองทุน

3.4 การดำเนินงานด้านคุณภาพ ความปลอดภัย อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม

ระบบการจัดการด้านบริหารงานคุณภาพ อาชีวอนามัยและความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม

นับตั้งแต่ปี 2539 ที่บริษัทฯ ได้นำระบบการจัดการมาตรฐานอุตสาหกรรม (มอก.)
และมาตรฐานไอเอสโอ (ISO)
มาพัฒนาใช้ในการดำเนินงานโดยมีความมุ่งมั่นที่จะธำรงรักษาไว้ซึ่งคุณภาพ อาชีวอนามัย
ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อมอย่างเคร่งครัด รวมถึงการบริหารจัดการและใช้ทรัพยากรในทุกๆ
ด้านอย่างเหมาะสมเพียงพอและมีประสิทธิภาพ โดยสอดคล้องกับนโยบาย วัตถุประสงค์
และเป้าหมายของบริษัทฯ
และให้เป็นไปตามมาตรฐานสากลเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อชุมชนโดยรอบโรงกลั่นและบริษัทฯ
ทั้งในระยะสั้นและระยะยาว ทั้งนี้ตลอดการดำเนินงานของบริษัทฯ ที่ผ่านมา บริษัทฯ
ได้ดำเนินการดังนี้

1.  การบริหารจัดการน้ำ

บริษัทฯ
มีการบริหารจัดการความเสี่ยงเรื่องการจัดการน้ำเพื่อใช้ในกิจการของบริษัทในเครือไทยออยล์
โดยติดตามสถิติปริมาณน้ำท่าในแหล่งน้ำภาคตะวันออก
ติดตามแผนงานโครงการจัดสรรน้ำทั้งจากภาครัฐและภาคเอกชน และที่สำคัญ บริษัทฯ
ได้เฝ้าติดตามการเปลี่ยนแปลงสภาพอุตุนิยมวิทยาและอุทกศาสตร์ระดับโลก
ซึ่งทำให้สามารถคาดการณ์ปริมาณน้ำฝนและน้ำท่าในประเทศได้
โดยจะนำข้อมูลที่ได้ไปใช้ในการจัดทำแผนการบริหารจัดการความเสี่ยงเรื่องการจัดการน้ำได้อย่างถูกต้องและเหมาะสมยิ่งขึ้นต่อไป

2.  การบริหารจัดการคุณภาพอากาศ

บริษัทฯ
ตระหนักถึงความสำคัญของคุณภาพอากาศโดยรอบพื้นที่โรงกลั่นเนื่องจากมีความเกี่ยวข้องกับคุณภาพชีวิตของประชาชนในพื้นที่
จึงเน้นนโยบายการจัดการคุณภาพอากาศโดยการป้องกันก่อนเกิดปัญหามาตลอดตั้งแต่เปิดดำเนินการ
และได้ปฏิบัติตามมาตรการต่างๆ อย่างต่อเนื่อง และปรับปรุงให้ทันต่อเหตุการณ์และสภาพปัจจุบัน
เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายของภาครัฐมากที่สุด ปัจจุบัน ภาครัฐให้ความสำคัญใน 2 เรื่อง กล่าวคือ

-   เฝ้าระวังคุณภาพอากาศในพื้นที่อย่างใกล้ชิดด้วยระบบ CEMS

เนื่องด้วยกระทรวงอุตสาหกรรมออกกฎหมายเกี่ยวกับการติดตั้งระบบตรวจคุณภาพอากาศจากปล่องแบบอัตโนมัติ
(Continuous Emission Monitoring System: CEMS) เมื่อปี 2545
โดยบังคับใช้เฉพาะโรงงานที่ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด นิคมอุตสาหกรรมผาแดง
นิคมอุตสาหกรรมตะวันออก นิคมอุตสาหกรรมเอเชีย จังหวัดระยอง อย่างไรก็ตาม บริษัทฯ
ได้พิจารณาเห็นว่าการเฝ้าระวังคุณภาพอากาศในพื้นที่อย่างใกล้ชิด เป็นเรื่องที่บริษัทฯ
ต้องให้ความเอาใจใส่ในลำดับแรก จึงได้ติดตั้ง CEMS
ในปล่องระบายอากาศบางปล่องของหน่วยผลิตที่สามารถดำเนินการได้ทันที
โดยตรวจวัดปริมาณก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์และก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจนอย่างต่อเนื่อง
และพิจารณาติดตั้งเพิ่มเติมในปล่องใหม่ของโครงการขยายต่อไป

-   การป้องกันปัญหาจากสารอินทรีย์ระเหย

ปัจจุบัน ภาครัฐ โดยคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ
ให้ความสำคัญในการแก้ไขปัญหาเรื่องสารอินทรีย์ระเหยที่เกิดขึ้นในพื้นที่มาบตาพุด
โดยเร่งออกมาตรฐานคุณภาพสารอินทรีย์ระเหยในบรรยากาศ 9 ชนิด
และจัดทำร่างมาตรฐานเฉพาะสำหรับแหล่งกำเนิดสารอินทรีย์ระเหย โดยเฉพาะอย่างยิ่ง
โรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียม และโรงปิโตรเคมี

บริษัทฯ เล็งเห็นถึงการป้องกันปัญหาสุขภาพของชุมชนในพื้นที่และมิได้นิ่งเฉยต่อปัญหาดังกล่าว
ตลอดเวลาที่ผ่านมา บริษัทฯ จัดให้มีการบ่งชี้อุปกรณ์ที่คาดว่าจะก่อให้เกิดการรั่วซึมมากที่สุด
(Inventory) และตรวจสอบการรั่วซึมของสารอินทรีย์ระเหยเป็นระยะ พร้อมกับการซ่อมบำรุง
ปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ให้อยู่ในสภาพสมบูรณ์มากที่สุด ขณะนี้ บริษัทฯ
กำลังพิจารณาดำเนินการเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับร่างมาตรฐานที่กฎหมายจะบังคับใช้ดังกล่าวข้างต้นต่อไป

ในขณะเดียวกัน บริษัทฯ ได้ดำเนินการตรวจสอบสารอินทรีย์ระเหยที่อยู่ในบรรยากาศ
เพื่อเป็นการเฝ้าระวังสารอินทรีย์ระเหยที่มีความเกี่ยวข้องกับกิจกรรมของบริษัทฯ และบริษัทในเครือ
โดยได้จัดจ้างบริษัทที่ปรึกษาด้านสิ่งแวดล้อมเพื่อตรวจวัดเบนซีน โทลูอีน

ไซลีน และไฮโดรคาร์บอนในบรรยากาศบริเวณพื้นที่และชุมชนรอบโรงกลั่น
พร้อมกับจัดหน่วยสาธารณสุขเคลื่อนที่ไปตามแหล่งที่อยู่ของประชาชนในพื้นที่เพื่อตรวจสุขภาพและรับฟังทุกข์สุขของประชาชนตลอดปี

3. ลดสภาวะโลกร้อน

ปัจจุบัน
มีการกล่าวถึงปัญหาสภาวะโลกร้อนอย่างกว้างขวางเนื่องจากสภาวะดังกล่าวส่งผลกระทบให้เห็นชัดเจนมากขึ้น
การใช้พลังงานอย่างคุ้มค่าและมีประสิทธิภาพ รวมถึงการลดการใช้หรือปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก
เป็นกลไกที่จะช่วยลดสภาวะโลกร้อนได้

บริษัทฯ ตระหนักถึงการอนุรักษ์พลังงานและสิ่งแวดล้อมเป็นสำคัญ
ดังนั้นนโยบายการอนุรักษ์พลังงานและการรับผิดชอบต่อสิ่งแวดล้อมจึงเป็นส่วนหนึ่งของนโยบายหลักที่บริษัทฯ
กำหนดไว้ โดยมุ่งเน้นการดำเนินกิจการทุกด้านอย่างมีประสิทธิภาพ
รวมถึงการจัดการด้านเชื้อเพลิงและพลังงาน และการรักษาสภาพแวดล้อม อาทิ

-   กำหนดเป้าหมายในการลดการใช้พลังงาน โดยกำหนดเป็นค่าดัชนีพลังงานและการสูญเสีย
    (Energy and Loss Index)
    และมีการติดตามประเมินผลการใช้พลังงานเป็นประจำทุกเดือนเพื่อวิเคราะห์และวางแผนการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ

-   การจัดตั้งคณะกรรมการด้านการอนุรักษ์พลังงาน (Energy and Loss Improvement
    Committee) ประกอบด้วยผู้แทนจากฝ่ายต่างๆ
    เพื่อเป็นตัวแทนในการประสานนำนโยบายและมาตรการที่เกี่ยวข้องตามที่ที่ประชุมกำหนดแจ้งให้บุคลากรของบริษัทฯ
    ถือปฏิบัติต่อไป

-   การปรับเปลี่ยนวิธีการปฏิบัติงานและชนิดอุปกรณ์บางประเภท เช่น การลดอัตราก๊าซไหลเวียน
    (Recycle Gas Rate) ในหน่วย Continuous Catalyst Regeneration-1 (CCR-1)
    เพื่อลดการใช้ไอน้ำและการใช้ถังดับเพลิงประเภท Halon
    ซึ่งจัดเป็นสารทำลายชั้นโอโซนและมีศักยภาพในการทำให้เกิดภาวะโลกร้อนสูง

จวบจนถึงปัจจุบัน บริษัทฯ ได้มีการพัฒนาและปรับปรุงระบบการบริหารด้าน QSHE อย่างต่อเนื่อง
อาทิเช่น การบ่งชี้ประเด็นปัญหาคุณภาพ อาชีวอนามัยและความปลอดภัย
และสิ่งแวดล้อมแบบบูรณาการ (Integrated QSHE Aspect Identification) Corrective
& Preventive Report Online การปรับการรับรองระบบ QSHE ทั้ง 3
ระบบโดยให้ใบรับรองมีผลในวันเดียวกัน

ในปี 2551 บริษัทฯ จะขยายขอบเขตการรับรองระบบการบริหารด้าน QSHE
ให้ครอบคลุมทั่วทั้งโรงกลั่น เพื่อให้สอดคล้องกับวิสัยทัศน์ของบริษัทฯ
ในการดำเนินธุรกิจเชิงบูรณาการด้านการกลั่นน้ำมัน

ระบบการจัดการว่าด้วยความสามารถของห้องปฏิบัติการทดสอบ (ISO/IEC 17025)

ตลอดระยะเวลา 10 ปีที่ผ่านมา บริษัทฯ
ได้มีการควบคุมคุณภาพของผลิตภัณฑ์น้ำมันอย่างเข้มงวดและได้มาตรฐานสากลมา โดยตลอด
โดยควบคุมคุณภาพผ่านห้องปฏิบัติการทดสอบที่ปฏิบัติตามมาตรฐานสากล ISO/IEC 17025
อย่างเคร่งครัด เพื่อให้ได้

ผลิตภัณฑ์ที่มีคุณภาพและได้มาตรฐานตามที่กระทรวงพาณิชย์กำหนดไว้และตรงตามข้อตกลงกับลูกค้าด้วยเทคโนโลยีที่ทันสมัย

ก่อนที่จะจัดส่งผลิตภัณฑ์เหล่านั้นให้แก่ลูกค้าต่อไป

นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังได้ร่วมกับภาครัฐเพื่อยกระดับห้องปฏิบัติการทางด้านสิ่งแวดล้อมสู่มาตรฐานสากล
โดยตลอดระยะเวลาที่ผ่านมา บริษัทฯ มุ่งมั่นที่จะเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน
ทั้งในด้านคุณภาพผลิตภัณฑ์และขั้นตอนการผลิต
ตลอดจนการจัดการสิ่งแวดล้อมอย่างมีประสิทธิภาพอย่างต่อเนื่อง
ซึ่งแนวทางหนึ่งในการเพิ่มขีดความสามารถดังกล่าวก็คือ
การส่งเสริมให้ห้องปฏิบัติการวิเคราะห์มีศักยภาพในการวิเคราะห์ทดสอบด้านสิ่งแวดล้อมอย่างมีประสิทธิภาพ
ถูกต้องและเป็นที่ยอมรับในระดับสากล

ดังนั้น เมื่อกรมโรงงานอุตสาหกรรม (กรอ.)
ได้จัดโครงการยกระดับห้องปฏิบัติการวิเคราะห์ของเอกชนที่ขึ้นทะเบียนกับกรอ. ขึ้น โดยมีบริษัท
United Analyst and Engineering Consultant (UAE)
ซึ่งมีความเชี่ยวชาญในเรื่องการจัดการสิ่งแวดล้อมเป็นที่ปรึกษาโครงการ บริษัทฯ
ซึ่งเป็นองค์กรที่ให้ความสำคัญกับปัญหาด้านสิ่งแวดล้อม จึงได้สมัครเข้าร่วมโครงการทันที
และได้รับการคัดเลือก

ให้เป็นห้องปฏิบัติการวิเคราะห์ 1 ใน 40
ห้องแรกในประเทศไทยที่มีความพร้อมและประสิทธิภาพสูงที่จะดำเนินโครงการดังกล่าว

ให้เป็นห้องปฏิบัติการวิเคราะห์ 1 ใน 40
ห้องแรกในประเทศไทยที่มีความพร้อมและประสิทธิภาพสูงที่จะดำเนินโครงการดังกล่าวเสร็จสิ้นภายในระยะเวลาอันสั้น
เพื่อเป็นแบบอย่างที่ดีให้แก่ห้องปฏิบัติการวิเคราะห์เอกชนรายอื่นๆ ต่อไป

บริษัทฯ
ผ่านการประเมินคุณภาพจากการเข้าร่วมโครงการดังกล่าวและได้รับตราสัญลักษณ์การรับรองห้องปฏิบัติการ
วิเคราะห์ที่ดี GLP/DIW (Good Laboratory Practice ภายใต้ข้อกำหนดของ กรอ.)
เป็นการประกันคุณภาพ ในวันที่ 12 กันยายน 2550
การเข้าร่วมโครงการยกระดับห้องปฏิบัติการวิเคราะห์กับ กรอ. ครั้งนี้
นับเป็นอีกหนึ่งในความมุ่งมั่นที่จะก้าวสู่ระดับสากลของ บริษัทฯ
เพื่อความเป็นผู้นำในการดำเนินธุรกิจเชิงบูรณาการด้านการกลั่นน้ำมัน
และปิโตรเคมีที่ต่อเนื่องอย่างครบวงจรในภูมิภาคที่คำนึงถึงดุลยภาพด้านสิ่งแวดล้อม
และการเอื้อประโยชน์ต่อสังคมโดยรวม

นอกจากนี้
ทางห้องปฏิบัติการทดสอบได้พัฒนาบุคลากรและระบบการจัดการรวมทั้งเตรียมความพร้อมของเครื่องมือและอุปกรณ์ทดสอบไว้เพื่อรองรับนโยบายของหน่วยงานราชการในด้านพลังงานทดแทน
เช่น น้ำมันแก๊สโซฮอล์ และไบโอดีเซล

เรียบร้อยแล้ว

การบริหารการจัดการด้านอาชีวอนามัย และความปลอดภัย

ตลอดระยะเวลาการดำเนินกิจการของบริษัทฯ ได้นำระบบบริหารความปลอดภัย Enhanced
Safety Management ซึ่งเป็นมาตรฐานการจัดการสากล มาใช้ในการดำเนินงาน
ควบคู่กับมาตรฐานระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก.18001 ดังนั้น
เพื่อให้การบริหารงานด้านอาชีวอนามัยและความปลอดภัยมีประสิทธิภาพสอดคล้องกับนโยบายขององค์กร
บริษัทฯ จึงได้กำหนดวัตถุประสงค์และเป้าหมาย (KPI) การดำเนินงานด้านอาชีวอนามัย
ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัยประจำปี เพื่อเป็นแนวทางในการดำเนินงาน
และเพื่อให้สามารถบรรลุวัตถุประสงค์และเป้าหมายที่ได้กำหนดไว้ บริษัทฯ
จึงได้กำหนดแผนงานย่อยด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัยขึ้น
เพื่อสนับสนุนให้การดำเนินงานมีประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุด
สามารถตรวจติดตามและประเมินผลการดำเนินงานได้อย่างต่อเนื่องและเป็นปัจจุบัน

สรุปผลการดำเนินงานในรอบ 10 ปีที่ผ่านมา
สถิติความปลอดภัยอยู่ในระดับดีกว่าค่าเฉลี่ยเมื่อเทียบกับกลุ่มโรงกลั่น SGS ( Shell
benchmarking )
โดยมีการตรวจติดตามและประเมินผลการดำเนินงานตามแผนงานย่อยที่ได้กำหนดไว้อย่างต่อเนื่อง
ผลการประเมินพบว่า บริษัทฯ สามารถดำเนินการตามแผนงานย่อยที่ได้กำหนดไว้
และได้มีการพัฒนาบุคลากรและปรับปรุงการดำเนินงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย
ป้องกันและระงับอัคคีภัยให้สอดคล้องกับข้อกำหนด กฎหมาย ทางด้านอาชีวอนามัยและความปลอดภัย
โดยได้มีการปรับปรุงระบบใบอนุญาตในการทำงาน (Permit to work System)
ให้สอดคล้องกับการปฏิบัติงานขยายหน่วย CDU-3
การฝึกซ้อมแผนฉุกเฉินสำหรับผู้อยู่เวรคอยเหตุฉุกเฉิน (Table Top Exercise)
การวางแผนล่วงหน้ากรณีเกิดเหตุเพลิงไหม้ถังบรรจุผลิตภัณฑ์ (Pre-Fire Planning for
Storage Tank) การวางแผนล่วงหน้ากรณีเกิดเหตุการณ์ฉุกเฉิน (Pre-incident Planning)
การเตือนอันตรายในพื้นที่หน่วยกลั่น
การทบทวนประเด็นความเสี่ยงและแผนงานบริหารจัดการความเสี่ยงตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรม
การทบทวนประเด็นความเสี่ยงและแผนงานบริหารจัดการความเสี่ยงตามมาตรฐานระบบการบริหารจัดการอาชีวอนามัย
และความปลอดภัย (มอก.18001) การฝึกอบรมความปลอดภัยในการทำงานในที่อับอากาศ (Safe
working in Confined space) การฝึกอบรมผู้ควบคุมและสั่งการเหตุฉุกเฉิน (Incident
Command) ตลอดจนการปรับปรุง/แก้ไขเอกสารควบคุมในระบบการบริหารจัดการอาชีวอนามัย
ความปลอดภัย
และระงับอัคคีภัยให้เป็นปัจจุบันตลอดเวลาเพื่อความปลอดภัยสูงสุดสำหรับการปฏิบัติงานของพนักงาน
และพนักงานผู้รับเหมา ตลอดจนชุมชน และสังคม

นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังเป็นศูนย์รวมทางด้านวิชาการและเทคโนโลยีการบริหารงานด้านอาชีวอนามัย
ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัย จึงมีหน่วยงานภาครัฐ เอกชน
และสถานศึกษาทั้งในและต่างประเทศขอเข้าเยี่ยมชม และเชิญบุคลากรของบริษัทฯ
ไปบรรยายและสาธิต ตลอดจนร่วมเป็นคณะกรรมการร่างข้อกำหนด กฎหมาย
ที่เกี่ยวข้องกับการบริหารงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัยอย่างต่อเนื่อง

รางวัลคุณภาพแห่งชาติ (Thailand Quality Award: TQA)

บริษัทฯ ตระหนักถึงการพัฒนาและปรับปรุงการดำเนินงานของบริษัทฯ อย่างต่อเนื่องและยั่งยืน ในปี
2551 บริษัทฯ จะนำเกณฑ์รางวัลคุณภาพแห่งชาติ (Thailand Quality Award:
TQA)มาพัฒนาใช้เพื่อเตรียมความพร้อมที่จะก้าวไปสู่องค์กรแห่งความ

เป็นเลิศตามแนวทางรางวัลคุณภาพแห่งชาติ
เพื่อให้เป็นที่ยอมรับว่าเป็นองค์กรที่ประสบความสำเร็จในการบริหารและการจัดการในระดับมาตรฐานโลก
ซึ่งแสดงถึงศักยภาพของบริษัทฯ ในด้านความสามารถในการแข่งขันระดับโลก
รวมถึงมีการจัดการองค์ความรู้ในองค์กรเพื่อที่จะถ่ายทอดและรักษาองค์ความรู้ไว้ให้อยู่ในองค์กรอย่างยั่งยืน
อันจะส่งผลให้ธุรกิจ และผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทั้งหมดได้รับประโยชน์อย่างเต็มที่

ISO 26000: ความรับผิดชอบต่อสังคม

บริษัทฯ ได้สร้างสรรค์โครงการเพื่อสังคมตลอดระยะเวลา 4 ทศวรรษที่ผ่านมา อาทิเช่น
โครงการด้านการศึกษา ด้านศาสนา วัฒนธรรมและประเพณีท้องถิ่น ด้านสิ่งแวดล้อมและสุขอนามัย
ด้านชุมชนสัมพันธ์ ตามเจตนารมณ์อันแน่วแน่ของบริษัทฯ
ที่แสดงความรับผิดชอบต่อสังคมซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของค่านิยมองค์กร “POSITIVE”

สำหรับประเทศไทยนั้น
สถาบันสิ่งแวดล้อมไทยได้จัดโครงการแลกเปลี่ยนเรียนรู้การดำเนินงานด้านธุรกิจที่รับผิดชอบต่อสังคม
บริษัทฯ จึงได้เข้าร่วมโครงการดังกล่าวเพื่อแลกเปลี่ยนความรู้และประสบการณ์ดังกล่าว ซึ่งบริษัทฯ
ได้ดำเนินการอย่างต่อเนื่องและยั่งยืนมาเป็นเวลา 46 ปี
และจะยังคงเจตนารมณ์ที่จะร่วมรับผิดชอบต่อสังคมตลอดไป