3. การประกอบธุรกิจของแต่ละสายผลิตภัณฑ์

1.  การประกอบธุรกิจของบริษัทฯ และบริษัทในกลุ่ม

บริษัทฯ ได้ขยายการลงทุนสู่ธุรกิจเกี่ยวเนื่อง
ด้วยเล็งเห็นโอกาสและลู่ทางในการขยายงานเพื่อเพิ่มศักยภาพในการแข่งขัน
ปัจจุบันธุรกิจของบริษัทฯ และบริษัทย่อย ได้แก่ ธุรกิจการกลั่นน้ำมัน
ธุรกิจปิโตรเคมีและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน ธุรกิจผลิตไฟฟ้า
(ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายย่อยและผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่) ธุรกิจขนส่งน้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี
(ทางเรือและทางท่อ) และอื่นๆ ทั้งนี้ บริษัทฯ
มีวิสัยทัศน์ที่จะเชื่อมโยงธุรกิจเพื่อเสริมสร้างศักยภาพในการสร้างรายได้และการเติบโตอย่างเป็นปึกแผ่นร่วมกัน
เพื่อลดความผันผวนในธุรกิจการกลั่นน้ำมัน โดยในปี 2549 นี้ บริษัทฯ
สามารถรับรู้กำไรสุทธิจากบริษัทย่อย คิดเป็นร้อยละ 55 ของกำไรสุทธิรวมของบริษัทฯ
และบริษัทย่อย

ความสำเร็จในการดำเนินธุรกิจ

ปี 2549 นับเป็นปีที่บริษัทฯ และบริษัทในกลุ่มไทยออยล์
ประสบความสำเร็จเป็นอย่างมากในการพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานด้านการกลั่นและปิโตรเคมี
การผนึกพลังร่วมกันเพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มในการประกอบธุรกิจผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปและผลิตภัฑ์ปิโตรเคมีต่อเนื่อง
อาทิ การวางแผนการผลิตร่วมกัน การดำเนินงานด้านคุณภาพ ความปลอดภัย
อาชีวอนามัยและสิ่งแวดล้อม การบริหารการเงินและทรัพยากรบุคคลของกลุ่ม
การผนึกพลังความร่วมมือดังกล่าว ผลักดันให้บริษัทฯ สามารถรายงาน
ผลการดำเนินงานที่ดีอย่างต่อเนื่อง โดยมุ่งเน้นการเจริญเติบโตทางธุรกิจที่ยั่งยืน
และสามารถตอบสนองต่อความต้องการของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียอย่างดีเท่าเทียมกันทุกฝ่าย

ทั้งนี้ ความสำเร็จในการดำเนินธุรกิจเป็นผลจากพื้นฐานความเป็นมืออาชีพของไทยออยล์
จากการประกอบธุรกิจ และมีประสบการณ์ในธุรกิจการกลั่นน้ำมันมานานยาวกว่า 45 ปี
จนเป็นที่ยอมรับในธุรกิจโรงกลั่นชั้นนำของโลก รวมถึงระบบการจัดการที่ดี ดังนี้

ความสำเร็จด้านการกลั่นและการผลิตจากการดำเนินธุรกิจเป็นกลุ่มเพื่อบรรลุประโยชน์สูงสุดร่วมกัน
บริษัทฯ และบริษัทในกลุ่มไทยออยล์ สามารถคงกำลังการผลิตในระดับสูงได้อย่างต่อเนื่อง
ซึ่งเป็นผลมาจากการมุ่งเน้นและให้ความสำคัญของการบริหารในลักษณะเป็นกลุ่ม
โดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดโดยรวมเป็นหลัก เช่น การนำพลังงานความร้อนที่เหลือของ บมจ.
ไทยลู้บเบสมาใช้ ในหน่วยกลั่นของบริษัทฯ จนสามารถเพิ่มขีดความสามารถในกลั่นน้ำมันดิบได้อีก
5,000 บาร์เรลต่อวัน โดยใช้เงินลงทุนเพียงเล็กน้อย การวางแผนการผลิตร่วมกัน
เพื่อให้สามารถจัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบระหว่างผลิต (Feedstock) ได้อย่างเหมาะสม รวมทั้ง
การแลกเปลี่ยนวัตถุดิบในการผลิต (Feedstock) ระหว่างกัน
ซึ่งช่วยให้บริษัทในกลุ่มไทยออยล์สามารถจำหน่ายผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์กึ่งสำเร็จรูปได้
ในราคาที่สูงขึ้นและมีปริมาณมากขึ้น ทั้งยังสามารถลดต้นทุนเชื้อเพลิงในกระบวนการผลิตด้วย

การบริหารระบบการจัดการด้านคุณภาพและสิ่งแวดล้อมของกลุ่ม บริษัทฯ
ตระหนักถึงความสำคัญในการบริหารจัดการ ตามนโยบายด้านคุณภาพ อาชีวอนามัย ความปลอดภัย
และสิ่งแวดล้อม หรือ Qality Safety Healthy and Environment (QSHE)
ซึ่งการวางแผนงานและตรวจสอบ รวมถึงการปฏิบัติงานภายในบริษัทฯ
ได้ดำเนินงานตามมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม ISO 9001 ผสมผสานกับ ISO 14001 และ
มอก. 18001 รวมถึง ISO/IEC 17025 เพื่อ
ให้เกิดการจัดการอย่างมีคุณภาพทั่วทั้งองค์กรและสามารถส่งมอบสินค้าให้แก่ลูกค้าได้อย่างเต็มประสิทธิภาพ
นอกจากนี้ ในปี 2549 นี้ บริษัทฯ ยังได้รับความเห็นชอบด้าน Environmental Impact
Assessment: EIA จากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.)
สำหรับโครงการขยายงาน ได้แก่ โครงการปรับปรุงหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ หน่วยที่ 3
โครงการทุ่นรับน้ำมันดิบกลางทะเลชุดใหม่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม
และโครงการขยายกำลังการผลิตสารพาราไซลีนของ บจ. ไทยพาราไซลีน
ซึ่งไม่เพียงยืนยันถึงความมุ่งมั่นในการปฏิบัติงานของบริษัทฯเท่านั้น
แต่ยังสะท้อนถึงการยอมรับของชุมชนซึ่งให้การสนับสนุนการดำเนินงานของบริษัทฯ มาโดยตลอด

การบริหารการเงินของกลุ่มบริษัทไทยออยล์ ผลประกอบการของทั้งกลุ่ม ในปี 2549
อยู่ในระดับที่ดีมาก ถึงแม้สภาวะตลาดน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปจะมีความผันผวนสูงขึ้นมากก็ตาม
ทั้งนี้ เนื่องจากการจัดโครงสร้างทางธุรกิจของบริษัทฯ
ที่กระจายฐานการลงทุนและรายได้สู่ธุรกิจปิโตรเคมีและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน
ส่งผลให้บริษัทในกลุ่มสามารถรับรู้มูลค่าส่วนเพิ่มจากรายได้การขายผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปต่อเนื่อง เช่น
สารพาราไซลีน สารมิกซ์ไซลีน น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน ที่เพิ่มสูงขึ้น
ซึ่งสะท้อนถึงวิสัยทัศน์ที่กว้างไกลของบริษัทฯ
ทำให้ผลประกอบการและฐานะทางการเงินของบริษัทในกลุ่มมีความแข็งแรงมากขึ้น โดยเฉพาะในปี
2549 ส่วนแบ่งผลประกอบการจากธุรกิจการกลั่นน้ำมันอยู่ในระดับร้อยละ 45
ของผลประกอบการจากทั้งกลุ่ม ในขณะที่ส่วนแบ่งผลประกอบการจากบริษัทในกลุ่มสูงถึงร้อยละ 55
ของ ผลประกอบการรวมทั้งกลุ่ม

บริษัทฯ
และบริษัทในกลุ่มไทยออยล์ยังคงมุ่งมั่นที่จะแสวงหามาตรการที่ช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายทางการเงิน
รวมถึงการเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารเงินให้ดียิ่งขึ้นไปอีก เช่น
การออกหุ้นกู้ที่มีภาระดอกเบี้ยที่ต่ำลง
การคืนหนี้ก่อนครบกำหนดและการเจรจาปรับลดอัตราดอกเบี้ยเงินกู้กับเจ้าหนี้ เป็นต้น
จากผลการดำเนินงานที่ดีในปีที่ผ่านมา ทำให้บริษัทฯ สามารถจ่ายปันผลให้กับผู้ถือหุ้น
โดยประกาศจ่ายเงินปันผลถึง 2 ครั้ง โดยจ่ายเงินปันผล 3.50 บาทต่อหุ้น
สำหรับผลการดำเนินงานในปี 2548 และประกาศจ่ายเงินปันผลระหว่างกาลอีกครั้งจำนวน 1.50
บาทต่อหุ้น สำหรับการดำเนินงานใน 6 เดือนแรกของปี 2549 ตามลำดับ นอกจากนี้การที่บริษัทฯ
ดำรงความได้เปรียบในการแข่งขันด้านต้นทุนได้อย่างมีประสิทธิภาพ
มีนโยบายทางการเงินที่รัดกุมอย่างชัดเจน ทำให้สถาบันการจัดอันดับความน่าเชื่อถือ Standard &
Poor’s (S&P’s) และ Moody’s Investors Service (“Moody’s”)
ยังคงการจัดอันดับความน่าเชื่อถือของหุ้นกู้สกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ
ไม่มีหลักประกันและไม่ด้อยสิทธิของบริษัทฯไว้ที่ “BBB” และ “Baa1” ตามลำดับ
นอกจากนั้นแล้วในปี 2549 บริษัทฯ ยังประสบความสำเร็จอย่างมากในการกระจายแหล่งเงินกู้
โดยออกหุ้นกู้สกุลเงินบาท เพื่อขายให้กับนักลงทุนสถาบันภายในประเทศ โดยมียอดการจองมากถึง
2.2 เท่าของมูลค่าหุ้นกู้ที่ออกจำหน่าย ในขณะที่ บริษัทฯ และหุ้นกู้ดังกล่าว
ได้รับการจัดอันดับเครดิตภายในประเทศ (National Rating) ที่ระดับ ‘AA-(tha)’
และระยะสั้นที่ระดับ ‘F1+(tha)’จาก บริษัท ฟิทช์ เรทติ้งส์ (ประเทศไทย) จำกัด
โดยพิจารณาจากศักยภาพของโรงกลั่นหลักในการดำเนินธุรกิจการกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
และการดำเนินธุรกิจในลักษณะเพิ่มมูลค่าระหว่างบริษัทฯ และ บมจ. ปตท.
รวมทั้งการมีสถานะทางการเงินที่แข็งแกร่งและมีต้นทุนการผลิตที่ต่ำ

นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังได้รับการจัดอันดับความน่าเชื่อถืออยู่ในระดับที่ดี
และได้รับความเชื่อถือในด้านการดำเนินงานในสาขาต่างๆ จากสถาบันการเงินต่างชาติหลายสถาบัน
อาทิ Euromoney, Forbes Global และ Platts ซึ่งล้วนแต่สะท้อนถึงความมุ่งมั่นของบริษัทฯ
ในการพัฒนาอย่างไม่หยุดยั้ง เพื่อก้าวสู่องค์กรแห่งความเป็นเลิศตามวิสัยทัศน์ และพันธกิจที่กำหนดไว้

การบริหารบุคลากร ปี 2549 เป็นปีที่บริษัทฯ ได้สะท้อนแนวปรัชญาการบริหาร “ทุนมนุษย์”
ซึ่งก่อให้เกิดพัฒนาการด้านความพร้อมของพนักงานในทุกด้านอันส่งผลต่อการก้าวสู่องค์กรแห่งความเป็นเลิศ
(High Performance Organization) บนพื้นฐานของการมีส่วนร่วมและรับผิดชอบต่อสังคม
(Corporate Social Responsibility) อย่างแท้จริง
โดยเริ่มวางรากฐานของการปลูกฝังค่านิยมองค์กร (Corporate Value : POSITIVE)
ให้กลายเป็นวัฒนธรรมองค์กรในที่สุด
ที่เอื้อต่อการเจริญเติบโตอย่างยั่งยืนในทิศทางของวิสัยทัศน์องค์กร ขณะเดียวกันบริษัทฯ
ได้ให้ความสำคัญกับ Performance Management System หรือ PMS ซึ่งเป็น

ส่วนหนึ่งของระบบการจัดการผลงาน ประกอบด้วยการวัดผลงานเทียบกับเป้าหมาย (Performance
VS Target) ตามดัชนีชี้วัดหลัก (Key Performance Indicator) จึงมีการริเริ่มใช้
Balanced Scorecard โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้บรรลุถึงเป้าหมายองค์กรทั้ง 4 ด้านคือ การเงิน
(Finance) ผู้มีส่วนได้เสีย (Stakeholder) การดำเนินงานภายใน (Internal Process
Development) การเรียนรู้และพัฒนา (Learning and Development)

การดำเนินกิจกรรมเพื่อสังคมด้วยความรับผิดชอบ กว่า 4 ทศวรรษที่ผ่านมา บริษัทฯ
ได้สร้างสรรค์โครงการเพื่อสังคมอย่างต่อเนื่อง โดยเฉพาะการส่งเสริมด้านการศึกษา
ซึ่งมีทั้งการมอบทุนนักเรียนสำหรับการศึกษาในระบบ และการจัดตั้งกองทุนเพื่อการศึกษา ได้แก่
กองทุนสมเด็จเจ้าฟ้ามหาจักรีฯ ซึ่งสมเด็จพระเทพรัตนราชสุดาฯ สยามบรมราชกุมารี
ทรงรับกองทุนฯ ไว้ในพระราชูปถัมภ์ มาตั้งแต่ปี 2534 การจัดตั้งทุน “บริษัท ไทยออยล์ จำกัด
(มหาชน)” ในมูลนิธิอานันทมหิดล ตั้งแต่ปี 2548 นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังให้การสนับสนุนมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีพระจอมเกล้าธนบุรี
ในโครงการปริญญาโททักษะวิศวกรรมเคมี (Chemical Engineering Practice School :
ChEPS)
ทั้งในรูปทุนการศึกษาและการฝึกภาคปฏิบัติเพื่อเสริมสร้างวิศวกรคุณภาพให้แก่ภาคอุตสาหกรรมไทย
รวมทั้งการสนับสนุนการเสริมสร้างองค์ความรู้
เพื่อยกระดับแนวคิดด้านการบริหารและจัดการผลิตภัณฑ์
งานออกแบบเชิงพาณิชย์ในระดับสากลโดยผ่านศูนย์สร้างสรรค์งานออกแบบ

บริษัทฯ
ยังได้จัดกิจกรรมเพื่อประโยชน์ต่อสาธารณะและร่วมบรรเทาความเดือดร้อนของสังคมอย่างเต็มที่
เช่น ร่วมสืบทอดกิจกรรมในการทำนุบำรุงศาสนา
และส่งเสริมวัฒนธรรมประเพณีตลอดจนค่านิยมที่ดีงามในพื้นที่ต่างๆ ทั่วประเทศ
การแบ่งปันเพื่อผู้ด้อยโอกาสทางสังคมและผู้ประสบภัยพิบัติจากธรรมชาติ
รวมทั้งช่วยเหลือเกษตรกรซึ่งประสบความเดือดร้อนจากภาวะน้ำมันแพงด้วยโครงการจำหน่ายน้ำมันดีเซลราคาพิเศษ
(น้ำมันเขียว) เป็นต้น

การประกอบธุรกิจของแต่ละสายผลิตภัณฑ์

3.1.1 ธุรกิจการกลั่นน้ำมัน

โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
เป็นโรงกลั่นน้ำมันชั้นนำที่ผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูปแบบค้าส่ง
โดยเป็นโรงกลั่นน้ำมันเดี่ยว (Single-Site) ที่ใหญ่ที่สุดในประเทศ
และเป็นโรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์ (Complex Refinery)
ที่มีประสิทธิภาพสูงสุดแห่งหนึ่งในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก โดยมีกำลังการกลั่นน้ำมันและวัตถุดิบอื่นๆ
ได้ประมาณ 225,000 บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นประมาณร้อยละ 22
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 ADIP Treating Unit 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        | (ค่า                        |
| ช้ไฮโดรเจนร่วม |            | Isomerate  | ออกเทนสูงและไม่มีสารอะโรมาติก) |
| (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 | ซินไร้สารตะกั่วและสารอะโรเมติกส์ |
| 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
โดยผลิตภัณฑ์ที่ได้จะไม่มีสารอะโรมาติก (Aromatic)
ปนอยู่เลยจึงเหมาะสมที่จะใช้ผสมเป็นน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วซึ่งมีสารอะโรมาติก (Aromatic)
ต่ำ สำหรับแนฟทาชนิดหนักนั้น
จะถูกแยกไปปรับปรุงคุณภาพที่หน่วยเพิ่มค่าออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา (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

ผลิตภัณฑ์ดังต่อไปนี้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปหลักที่ได้จากโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ

-   ก๊าซปิโตรเลียมเหลว

-   น้ำมันเบนซิน

-   สารทำละลาย (Solvent)

-   ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

-   น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน/น้ำมันก๊าด

-   น้ำมันดีเซล

-   น้ำมันเตา

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

บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศให้แก่บริษัทน้ำมันขนาดใหญ่ 3 ราย ได้แก่
บมจ. ปตท. เชลล์ และเชฟรอน และยังจำหน่ายให้กับบริษัทผู้ค้าส่ง และบริษัทอื่นๆ ในปี 2549
บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศ ประมาณร้อยละ 82
ของปริมาณขายของผลิตภัณฑ์ทั้งหมดของบริษัทฯ ซึ่งเป็นการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ให้แก่ บมจ. ปตท.
ในอัตราร้อยละ 43 ให้แก่เชลล์ในอัตราร้อยละ 7 ให้แก่เชฟรอนในอัตราร้อยละ 3
ให้แก่ผู้ซื้อรายอื่นในอัตราร้อยละ 16 ให้แก่บริษัทย่อยในอัตราร้อยละ 13 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ
18 เป็นการส่งออก

ในปี 2549 บมจ. ปตท. ซื้อผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ เป็นจำนวนร้อยละ 43
ของปริมาณการจำหน่ายของบริษัทฯ เพื่อจำหน่ายในประเทศ
ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนใหญ่ของปริมาณความต้องการผลิตภัณฑ์ของ บมจ. ปตท. นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังได้รับการสนับสนุนทางด้านเทคโนโลยีการผลิตจากบริษัทให้คำปรึกษาทางเทคนิคชั้นนำของโลก คือ
SGSI ผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูปประเภทเบา (Light) กลาง
(Middle) และหนัก (Heavy)

ตารางข้างล่างนี้ แสดงรายละเอียดของชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่บริษัทฯ
จำหน่ายและเทียบเป็นอัตราร้อยละของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมดของบริษัทฯ

หน่วย: ล้านลิตร

  ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
                                    ปี 2547                                    ปี 2548                                    ปี 2549           
  --------------------------------- ---------------- ------------------------ ---------------- ------------------------ ---------------- ------------------------
  ผลิตภัณฑ์                            ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย

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

  น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว...……………………….   3,069            23                       3,201⁽²⁾         22                       3,209            22

  มิกซ์ไซลีนส์ ……………………………………….         512              4                        121              1                        0                0

  Isomerate/ Reformate              0                0                        1,387            10                       1,870            13
  ……………………………..                                                                                                                          

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน/ น้ำมันก๊าด……………… 1,877            14                       2,230            15                       2,476            17

  ดีเซลหมุนช้า (Diesel)/ ดีเซลหมุนเร็ว    5,525            42                       5,303            37                       5,042            34
  (Gas Oil)                                                                                                                              

  น้ำมันเตา ………………………………………....       1,423⁽¹⁾         11                       1,242            9                        1,366⁽³⁾         9

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

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

  รวม………………………………………………..           13,182           100                      14,351           100                      14,843           100
  ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

หมายเหตุ:

(1) ในปี 2547 รวมน้ำมันดีเซลสุญญากาศ หรือน้ำมันเตาชนิดเบา (Heavy Vacuum Gasoil)
    จำนวน 10 ล้านลิตร

(2) รวมการจำหน่าย Gasohol 95 ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548

(3) รวม Hydro Cracking Bottom จำนวน 39 ล้านลิตร และ Refnery Slop Oil 26
    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 บมจ. สยามสหบริการ บริษัท ทรานส์เทคเอ็นเนอยี่
จำกัด เพื่อส่งค้าปลีกต่อและขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้แก่ บจ. ไทยพาราไซลีน บริษัทฯ
ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้กับเชลล์และเชฟรอน
ตามสัญญาซื้อขายซึ่งมีการกำหนดให้ใช้ราคาซื้อขายอิงกับราคาตลาด

ผลิตภัณฑ์ส่วนเกินอื่นๆ เช่น น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว ได้ถูกจัดจำหน่ายสู่ตลาดต่างประเทศผ่าน
บมจ. ปตท. และคู่ค้าน้ำมันรายอื่น ๆ
ซึ่งในระยะเวลาที่ผ่านมายังคงมีการส่งออกตามความเหมาะสมและสภาวะเอื้ออำนวยของตลาดในภูมิภาค

ตารางต่อไปนี้แสดงถึงปริมาณของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่บริษัทฯ จำหน่ายในปี 2547 2548
และปี 2549 เทียบเป็นอัตราร้อยละของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมดของบริษัทฯ

  หน่วย: ล้านลิตรยกเว้นอัตราร้อยละ

+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|                     | รอบ   |       |       |       |       |       |
|                     | ปีสิ้นสุด |       |       |       |       |       |
|                     |       |       |       |       |       |       |
|                     | วันที่   |       |       |       |       |       |
|                     | 31    |       |       |       |       |       |
|                     | ธ     |       |       |       |       |       |
|                     | ันวาคม |       |       |       |       |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|                     | 2547  |       | 2548  |       | 2549  |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
|                     | 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.     | 5,956 | 45    | 6,010 | 42    | 6,395 | 43    |
| ปตท.                |       |       |       |       |       |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| เชลล์                | 1,342 | 10    | 1,431 | 10    | 1,026 | 7     |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| เชฟรอน              | 340   | 3     | 535   | 4     | 441   | 3     |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| บจ. ไทยพาราไซลีน     | 381   | 3     | 1,533 | 11    | 1,886 | 13    |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| บมจ. บางจาก         | 765   | 6     | 584   | 4     | 631   | 4     |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| อื่นๆ                 | 2,804 | 21    | 2,218 | 15    | 1,729 | 12    |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| รวม                 | 1     | 88    | 1     | 86    | 1     | 82    |
|                     | 1,588 |       | 2,311 |       | 2,108 |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ส่งออก – บมจ.        | 137   | 1     | 968   | 7     | 1,100 | 7     |
| ปตท.⁽¹⁾             |       |       |       |       |       |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| อื่นๆ                 | 1,457 | 11    | 1,072 | 7     | 1,635 | 11    |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| รวม                 | 1,594 | 12    | 2,040 | 14    | 2,736 | 18    |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
| ปริมาณการจำหน่ายรวม   | 1     | 100   | 1     | 100   | 1     | 100   |
|                     | 3,182 |       | 4,351 |       | 4,843 |       |
+---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

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 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
โดยจะกำหนดราคาประจำวันเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐ บริษัทฯ
จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในตลาดในประเทศด้วยราคาที่อ้างอิงตามหลักการของความเสมอภาคกับการนำเข้า
(Import Parity) และในการส่งออกโดยอ้างอิงหลักการของความเสมอภาคกับการส่งออก
(Export Parity)

5.  การส่งมอบผลิตภัณฑ์

บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้แก่ลูกค้าที่หน้าโรงกลั่นโดยคิดราคาบนเงื่อนไข
Free on Board (FOB) สถานที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
ทำให้ผู้ซื้อผลิตภัณฑ์สามารถเข้าถึงเครือข่ายการส่งมอบผลิตภัณฑ์ได้โดยสะดวก
ทำให้การลำเลียงผลิตภัณฑ์ของผู้ซื้อมีประสิทธิภาพสูงในด้านการบริหารค่าใช้จ่ายโดยผ่านระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิด
(Multi-Product Pipeline) ภายใต้การดำเนินการโดย บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย
รวมถึงการขนส่งทางบก และการลำเลียงทางเรือบรรทุก โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
เชื่อมต่อกับระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิด
สู่คลังน้ำมันในบริเวณตอนเหนือของกรุงเทพมหานคร ในปี 2549
ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปประมาณร้อยละ 45 ของยอดขายของบริษัทฯ
ได้ถูกจัดส่งจากผู้ซื้อไปยังลูกค้าอื่นของผู้ซื้อโดยผ่านทางระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิดของ
บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทยและทางท่อส่งน้ำมันที่เชื่อมระหว่าง บมจ. ปตท. และบริษัทฯ
ในขณะที่อีกประมาณร้อยละ 50 ผ่านระบบการลำเลียงทางเรือบรรทุกที่ลูกค้าเช่า และอีกร้อยละ 5
โดยการขนส่งทางบก ผู้ซื้อสามารถรับซื้อผลิตภัณฑ์ผ่านระบบการขนส่งผลิตภัณฑ์ที่หลากหลายจากบริษัทฯ
เพื่อให้ใกล้กับสถานที่ประกอบการของตน
และจัดส่งผลิตภัณฑ์ด้วยต้นทุนที่ต่ำไปยังตลาดที่สำคัญของผลิตภัณฑ์ซึ่งรวมถึง กรุงเทพมหานคร
และศูนย์กลางในภูมิภาคต่างๆ ของประเทศ

3.1.1.6 ข้อมูลเกี่ยวกับวัตถุดิบ

การจัดหาน้ำมันดิบ

วัตถุดิบหลักที่ใช้ในการกลั่นน้ำมันคือน้ำมันดิบ บริษัทฯ
ซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งน้ำมันดิบต่างประเทศและภายในประเทศโดยใช้วิธีการซื้อด้วยการทำสัญญาซื้อขายแบบมีกำหนดเวลาและการซื้อน้ำมันดิบในราคาตลาดจร
ซึ่งจะทำให้บริษัทฯมีความคล่องตัวในการจัดหาน้ำมันดิบ บริษัทฯ
ซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งน้ำมันดิบต่างประเทศผ่านการขนส่งทางทะเลมายังโรงกลั่นน้ำมันโดยตรง
และการซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศผ่านการขนส่งทางรถไฟและทางเรือ การที่บริษัทฯ
มีทุ่นผูกเรือน้ำลึกทำให้บริษัทฯ สามารถรับน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
จากเรือขนส่งน้ำมันดิบขนาดใหญ่โดยตรงซึ่งทำให้การขนถ่ายน้ำมันดิบมีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น

ในปี 2549 บริษัทฯ นำเข้าน้ำมันดิบประมาณร้อยละ 82 ของมูลค่าน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
ตามลำดับ โดยบริษัทฯ ซื้อน้ำมันดิบส่วนใหญ่จากประเทศในภูมิภาคตะวันออกกลางร้อยละ 80 เช่น
สาธารณรัฐอาหรับเอมิเรตส์ โอมาน กาตาร์ และเยเมน
และบางส่วนจากประเทศในภูมิภาคเอเชียตะวันออกไกล (Far East) ร้อยละ 2 เช่น บรูไน
มาเลเซีย อินโดนีเซีย เวียดนาม ส่วนที่เหลืออีกประมาณร้อยละ 18 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 25 ถึง 45 วันนับจากวันที่ระบุใน ใบตราส่ง

ตารางแสดงถึงมูลค่าน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ ที่ซื้อจากแหล่งต่างๆ

 หน่วย : ล้านบาท ยกเว้นอัตราร้อยละ

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

                          2547          ร้อยละ   2548      ร้อยละ   2549      ร้อยละ

  ตะวันออกกลาง ⁽¹⁾         100,922       78      132,308   74      167,070   80

  เอเชียตะวันออกไกล (Far    7,684         6       11,001    6       4,158     2
  East) ⁽²⁾                                                                 

  ประเทศไทย ⁽³⁾           21,403*       16      30,063*   17      38,542*   18

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

  รวม                     130,009       100     178,707   100     209,770   100
  ----------------------- ------------- ------- --------- ------- --------- -------

  หมายเหตุ: (1) ได้แก่ โอมาน สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ กาตาร์ เยเมน และอิหร่าน

  (2) ได้แก่ บรูไน มาเลเซีย อินโดนีเซีย และเวียดนาม

  (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. บางจากขายลอง 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 นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังทำการนำเข้าสาร MTBE สารเติมแต่งอื่นๆ
และสีสำหรับผสมในผลิตภัณฑ์เพื่อให้ได้ตามความต้องการของตลาดและข้อกำหนดของรัฐบาล

3.1.1.7 สาธารณูปโภค

น้ำ

บริษัทฯ มีหน่วยกลั่นน้ำทะเลเป็นน้ำจืด (Seawater Desalination Unit)
ซึ่งสามารถสนองต่อความต้องการน้ำประมาณร้อยละ 60 ของปริมาณน้ำที่โรงกลั่นน้ำมันใช้
โดยปริมาณน้ำส่วนที่เหลือมาจากอ่างเก็บน้ำบริเวณใกล้เคียง
หน่วยกลั่นน้ำทะเลเป็นน้ำจืดแห่งนี้ทำหน้าที่เป็นแหล่งจ่ายน้ำไปยังแหล่งผลิตไอน้ำเกือบทั้งหมดในโรงกลั่นน้ำมัน

ไฟฟ้าและไอน้ำ

บริษัทฯ จัดซื้อไฟฟ้าประมาณร้อยละ 70 ของความต้องการไฟฟ้าทั้งหมดและไอน้ำประมาณร้อยละ 30
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
สำหรับการผลิตไฟฟ้า และบริษัทฯ สำหรับการสนับสนุนการผลิต

สารเร่งปฏิกิริยา

ในขั้นตอนต่างๆ ของกระบวนการผลิตของบริษัทฯ มีการใช้สารเร่งปฏิกิริยาหลายประเภท ซึ่งบริษัทฯ
ประเมินและเลือกสารเร่งปฏิกิริยาจากคุณสมบัติและราคา โดยทั่วไป บริษัทฯ
จะขอคำปรึกษาจากที่ปรึกษาทางเทคนิคซึ่งได้แก่ SGSI เกี่ยวกับประสบการณ์ของโรงกลั่นน้ำมันอื่นๆ
ก่อนที่จะเปลี่ยนชนิดของสารเร่งปฏิกิริยา
เพื่อให้มีความมั่นใจว่าสารเร่งปฏิกิริยาชนิดใหม่สามารถใช้งานได้อย่างมีประสิทธิภาพ
และคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ (Technically and Commercially Proven)

3.1.1.9 การสนับสนุนด้านเทคโนโลยี

บริษัทฯ ไม่ได้ดำเนินการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีทางด้านน้ำมันด้วยตนเอง อย่างไรก็ตาม บริษัทฯ
มีช่องทางในการรับเทคโนโลยีการผลิตการดำเนินงานที่ก้าวหน้าทันสมัย
และความรู้ทางวิศวกรรมตามสัญญาการบริการด้านเทคนิคกับ SGSI (Technical Services
Agreement หรือ “TSA”) ซึ่งเป็นแบบ Non-Exclusive ตั้งแต่แรกที่บริษัทฯ เริ่มดำเนินธุรกิจ

บริษัทฯ ได้รับความรู้ ประสบการณ์
และการพัฒนาการล่าสุดที่เกี่ยวกับการกลั่นน้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมจาก SGSI ตามสัญญา TSA
และมีการต่อสัญญาเป็นระยะๆ โดยมีการปรับเปลี่ยนความต้องการทางเทคโนโลยีของทางบริษัทฯ
และสภาวะตลาด สัญญา TSA ฉบับปัจจุบันนี้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2548
โดยมีอายุสัญญาอย่างน้อย 3 ปี
และยังคงมีผลใช้บังคับจนกว่าจะมีการบอกเลิกสัญญาซึ่งสามารถยกเลิกสัญญาได้ตั้งแต่วันที่ 31
ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป
โดยการที่คู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดส่งหนังสือบอกกล่าวเป็นการล่วงหน้าเป็นเวลา 12
เดือนให้แก่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่ง

ในปัจจุบัน SGSI ให้บริการด้านเทคนิคกับโรงกลั่นน้ำมันทั่วโลกประมาณ 50 แห่ง
และโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ เป็นส่วนหนึ่งของแหล่งข้อมูลทางเทคนิคเช่นกัน ตามสัญญา TSA
บริษัทฯ จะได้รับข้อมูลที่ทันสมัยเกี่ยวกับเทคโนโลยี การปฏิบัติงาน และวิศวกรรมของการกลั่นน้ำมัน
รวมทั้งเรื่องที่เกี่ยวกับคุณภาพของน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์ ตัวอย่างประโยชน์ที่บริษัทฯ ได้รับจาก SGSI
คือ การแก้ไขปัญหาทางวิศวกรรมและกระบวนการผลิต การอบรมการพัฒนาทางเทคนิค
รายงานทางเทคนิค การประชุมทางเทคนิค ระบบเครือข่ายคอมพิวเตอร์ ระบบวิศวกรรม
และข้อมูลเกี่ยวกับการพัฒนาและมาตรฐานด้านความปลอดภัย นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังสามารถได้รับประโยชน์จากการวิจัยและพัฒนาของบริษัทชั้นนำแห่งนี้
ความรู้และประสบการณ์ที่ได้รับนี้ ทำให้บริษัทฯ
สามารถพัฒนากระบวนการกลั่นและการปฏิบัติงานในโรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์ (Complex
Refinery) ได้โดยไม่จำเป็นต้องเสียค่าใช้จ่ายอย่างมากในการวิจัยและการพัฒนาเอง

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 แผนกเทคโนโลยี (Technology Department) ของบริษัทฯ
มีพนักงานจำนวนทั้งสิ้น 34 คน โดยเป็นวิศวกรเคมีจำนวนทั้งสิ้น 31 คน
หน้าที่รับผิดชอบหลักของแผนกนี้มี 4 อย่าง คือ

-   ให้การสนับสนุนทางเทคโนโลยีเพื่อพัฒนากระบวนการกลั่น

-   วางแผนการผลิตทั้งระยะสั้นและระยะยาว

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

-   ตรวจติดตามทางเทคนิคการใช้พลังงานและการสูญเสียและทางสิ่งแวดล้อม
    รวมทั้งการทำการอ้างอิง (Benchmarking)

ฝ่ายเทคโนโลยีทำงานร่วมกับฝ่ายการพาณิชย์
และฝ่ายอื่นๆในการตัดสินใจเกี่ยวกับการจัดการอย่างมีประสิทธิภาพเกี่ยวกับกำลังการผลิต
การเลือกวัตถุดิบ การปฏิบัติการกลั่นและกำหนดการบำรุงรักษา

3.1.1.10 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 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 และการชำรุดของเครื่องจักร
แต่กรมธรรม์ของโรงไฟฟ้านั้นครอบคลุมถึงการชำรุดของเครื่องจักร

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

11. 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
จึงได้มีการบัญญัติหน้าที่ของรัฐบาลและสิทธิของประชาชนในการบริหารจัดการและพัฒนาแหล่งธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
ลงในรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยปี 2540 ในหมวด 5 มาตรา 79
และจากข้อบังคับด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มงวดขึ้นมาตามลำดับ และมุมมองที่ภาครัฐและประชาชน
พิจารณาถึงผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ ในทุกด้าน บริษัทฯ
จึงได้ทำการศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ทั้งจากการดำเนินธุรกิจในสภาวะปกติ
และก่อนดำเนินการสร้าง หรือติดตั้งส่วนขยาย หรือส่วนเพิ่มเติมเปลี่ยนแปลง
เพื่อเป็นการศึกษาผลกระทบของกิจกรรมที่มีต่อสิ่งแวดล้อมภายนอก
และสร้างความมั่นใจว่าโรงงานที่ดำเนินงานอยู่
และก่อสร้างใหม่จะดำเนินงานได้โดยเกิดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชนท้องถิ่นน้อยที่สุด
โดยกำหนดเป็นนโยบายด้านสิ่งแวดล้อมหลักที่บริษัทฯ 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

3.1.2 การประกอบธุรกิจปิโตรเคมี

บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด (Thai Paraxylene Company Limited : TPX)
ก่อตั้งขึ้นในเดือนมิถุนายน 2539 เพื่อดำเนินธุรกิจในการผลิตสารมิกซ์ไซลีน และสารพาราไซลีน
(Paraxylene : PX) ซึ่งเป็น ปิโตรเคมีอะโรเมติกส์ขั้นต้น
อันเป็นอุตสาหกรรมขั้นพื้นฐานที่จะช่วยส่งเสริม
และพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นกลางและขั้นปลายของประเทศให้ขยายตัว
และมีความก้าวหน้ามากขึ้น โดยสอดคล้องกับแผนแม่บทการพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
ที่มุ่งเน้นให้เกิดอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างครบวงจร
เพื่อลดการพึ่งพาการนำเข้าวัตถุดิบจากต่างประเทศ นอกจากนั้นยังลดปัญหาน้ำมันเบนซินล้นตลาด
ประสบภาวะราคาตกต่ำจากการส่งไปจำหน่ายยังต่างประเทศ
โดยสารพาราไซลีนที่ได้จะนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นกลางในการผลิต PTA
(Purified Terephthalic Acid) เพื่อใช้ผลิตเส้นใยโพลีเอสเตอร์
และพลาสติกสำหรับผลิตขวดบรรจุน้ำดื่ม PET (Polyethylene Terephthalate)
ซึ่งเป็นอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นปลาย

บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด ถือหุ้นโดย บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) ร้อยละ 100
โรงงานตั้งอยู่บนเนื้อที่ 65 ไร่ บริเวณใกล้โรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์ อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี
ก่อสร้างแล้วเสร็จเมื่อปลายปี 2544 และเริ่มการผลิตในเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2545

ปัจจุบัน บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด ซื้อวัตถุดิบที่เป็นส่วนผสมหนึ่งของน้ำมันเบนซิน ได้แก่
Platformate จำนวนประมาณ 1,500,000 ตันต่อปี จากโรงกลั่นไทยออยล์ บริษัท
ไทยพาราไซลีน จำกัด มีกำลังการผลิตผลิตภัณฑ์มิกซ์ไซลีน 457,000 ตัน/ปี
ซึ่งมิกซ์ไซลีนดังกล่าวจะนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตพาราไซลีน 348,000 ตันต่อปี
โดยมีมิกซ์ไซลีนส่วนที่เหลือสำหรับการจัดจำหน่ายอีกประมาณ 72,000 ตัน/ปี
โดยปัจจุบันสารพาราไซลีนดังกล่าว จะส่งออกไปยังต่างประเทศประมาณ 30%
และขายภายในประเทศประมาณ 70% สำหรับมิกซ์ไซลีนจะส่งออกไปยังต่างประเทศประมาณ 90%

บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด มีผลิตภัณฑ์ที่เป็นผลพลอยได้ คือ Light Platformate, Toluene,
Overhead Liquid (C4-C7) และ C9+ ซึ่งจะส่งให้แก่โรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์
เพื่อนำไปผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปต่อไป
นอกจากนั้นยังมีผลพลอยได้เป็นก๊าซเชื้อเพลิงสำหรับนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงภายในโรงงานเองอีกด้วย

กระบวนการผลิต 

  []

กระบวนการผลิต มิกซ์ไซลีน และพาราไซลีน ประกอบด้วยหน่วยการผลิตที่สำคัญดังนี้

หน่วยมิกซ์ไซลีน (MIXED XYLENE UNIT)

Platformate ซึ่งผลิตได้จากหน่วย Continuous Catalyst Regeneration Platformer
(CCR) หน่วยที่ 1 และหน่วยที่ 2 ของโรงกลั่นไทยออยล์ จะถูกส่งเข้าหอ Reformate Splitter
โดยหอนี้จะทำหน้าที่แยก Light Platformate (C7-) ออกไปทางส่วนบนของหน่วยกลั่น โดย
Light Platformate นี้
จะถูกส่งกลับไปยังโรงกลั่นไทยออยล์เพื่อผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปต่อไป
ผลิตภัณฑ์ส่วนล่างของหอกลั่น ซึ่งประกอบด้วย C8 Aromatics (Mixed Xylene) และ C9+
Aromatics จะถูกส่งไปกำจัด Olefin ใน Clay Treater ก่อนส่งเข้าหอ Xylene Column
เพื่อกลั่นแยก C8 (Mixed Xylene) ออกจาก C9+ Aromatics ซึ่ง C9+ Aromatics นี้
จะถูกส่งกลับไปยังโรงกลั่นไทยออยล์เพื่อผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป สำหรับ Mixed
Xylene จะถูกส่งต่อไปยังหน่วยกลั่นไซลีน เพื่อผลิตเป็นพาราไซลีนต่อไป

ส่วน Mixed Xylene ที่เหลือจากการนำไปผลิตเป็นพาราไซลีน จะถูกทำให้เย็นลง
และนำไปเก็บไว้เพื่อการจำหน่าย
หรือเพื่อเก็บสำรองไว้เป็นวัตถุดิบในการผลิตพาราไซลีนในยามฉุกเฉิน

หน่วยกลั่นไซลีน (XYLENE FRACTIONATION UNIT)

หน่วยกลั่นไซลีน ทำหน้าที่แยกอะโรเมติกส์หนัก (C9+Aromatics) ที่อยู่ใน Mixed Xylene (MX)
อีกครั้งหนึ่ง ทำให้ MX Feed มีความบริสุทธิ์สูง

MX ที่ป้อนเข้าสู่หน่วยกลั่นไซลีน นี้ มาจาก 3 แหล่ง คือ

1.  Hot MX ส่งโดยตรงผ่านทางท่อมาจากหน่วยมิกซ์ไซลีน

2.  MX จากหน่วย Isomar

3.  Cold MX ซึ่งมาจากกระบวนการผลิต Mixed Xylene ดังกล่าวข้างต้น หรือจากแหล่งอื่น
    นำมาเก็บไว้ในถังซึ่งอยู่ภายในบริเวณโรงกลั่นไทยออยล์ โดย Cold MX นี้ จะต้องผ่านหน่วย
    Oxygen Stripper เพื่อดึงสารออกซิจิเนทออก ก่อนที่จะป้อนเข้าสู่หน่วยกลั่นไซลีน

MX Feed ที่บริสุทธิ์ จากหน่วยกลั่นไซลีน จะถูกส่งต่อไปยัง PAREX UNIT ส่วนอะโรเมติกส์หนัก
(C9+ Aromatics) ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ผลพลอยได้ (by product)
จะถูกส่งไปยังโรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์
เพื่อผสมกับผลิตภัณฑ์อย่างอื่นเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปต่อไป

หน่วย PAREX (PAREX UNIT)

MX ที่บริสุทธิ์ จากหน่วยกลั่นไซลีน จะถูกส่งมายังหน่วย PAREX เพื่อแยกพาราไซลีนออกจากไซลีนอื่น
ๆ ซึ่งได้แก่ ออโธไซลีน เมตาไซลีน และเอทธิลเบนซีน โดยกระบวนการ Adsorption
โดยพาราไซลีนที่ถูกแยกออกมา จะถูกนำมาทำให้บริสุทธิ์โดยการกลั่นแยกใน Finishing Column
ซึ่งจะแยกโทลูอีนซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ผลพลอยได้ ส่งผ่านท่อไปยังโรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์
เพื่อผสมเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป
พาราไซลีนซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์หลักที่ได้จากกระบวนการนี้จะมีความบริสุทธิ์ถึงร้อยละ

99.7 โดยน้ำหนักเป็นอย่างต่ำ

สำหรับ ออโธไซลีน เมตาไซลีน และเอทธิลเบนซีน ซึ่งเรียกโดยรวมว่า Raffinate
จะถูกส่งไปยังหน่วย ISOMAR ต่อไป

หน่วย ISOMAR (ISOMAR UNIT)

หน่วย ISOMAR ทำหน้าที่เปลี่ยนโครงสร้างโมเลกุลของ Raffinate ให้กลายเป็นพาราไซลีน
ด้วยกระบวนการ Isomerization โดยในขั้นตอนนี้จะมีการเติมก๊าซไฮโดรเจนเข้าไป
และใช้สารเร่งปฏิกิริยา ซึ่งจะทำให้ผลิตพาราไซลีนได้เพิ่มขึ้นโดย Raffinate
ก่อนส่งเข้าไปในหน่วย ISOMAR มีพาราไซลีนอยู่ประมาณ 1%
เมื่อผ่านกระบวนการนี้แล้วจะมีพาราไซลีนเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 18%

ที่หน่วยนี้จะมี Deheptanizer และ Stripper Column เพื่อแยกสารไฮโดรคาร์บอนเบา คือ
Overhead Liquid (C4-C7) และ ก๊าซเชื้อเพลิง (Fuel Gas) ออก โดย Overhead
Liquid (C4-C7) นี้ จะส่งไปยังโรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์
เพื่อผสมเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปต่อไป
ส่วนก๊าซเชื้อเพลิงก็จะนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงภายในโรงงาน

สำหรับไซลีน ที่ได้จากหน่วย ISOMAR จะถูกส่งผ่าน Clay Treater เพื่อขจัด Olefin
ก่อนที่จะส่งกลับไปยังหน่วยกลั่นไซลีน เพื่อเข้าสู่กระบวนการผลิตตามลำดับต่อไป

สารพาราไซลีนที่ผลิตได้ จะถูกส่งไปเก็บไว้ในถัง
เพื่อรอการจำหน่ายโดยการขนส่งทางเรือผ่านท่าเทียบเรือของไทยออยล์เช่นกัน

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
ได้เป็นน้ำมันดีเซลสูญญากาศ (Vacuum Gas Oils) 3 ชนิด
ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิตเป็นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานต่อไป

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

หน่วยสกัดสารอะโรเมติก (MP Refining Unit)
ทำหน้าที่สกัดสารอะโรเมติก ออกจากน้ำมันดีเซลสูญญากาศ และน้ำมันพร่องแอสฟัลท์
โดยใช้สารละลายชื่อ n-methly-2-pyrrolidone (NMP)เป็นตัวทำละลาย
ได้เป็นน้ำมันพร่องสารอะโรเมติก (Raffinates) ที่มีดัชนีความหนืดสูงขึ้น

หน่วยกำจัดกำมะถันและฟอกสี (Hydrofinishing Unit)
ทำหน้าที่ในการแยกเอากำมะถันที่มีอยู่ในน้ำมันพร่องสารอะโรเมติก ออก
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

  สารอะโรเมติกส์ (Extract)              ใช้ในผลิตภัณฑ์ยาง เช่น ยางรถยนต์
  ขอบกระจก พื้นรองเท้า เป็นต้น

  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
ช่วยรักษาความมั่นคงทางรายได้ให้แก่บริษัทเป็นอย่างยิ่ง
โดยมีข้อตกลงที่ลูกค้าจะต้องชำระค่าไฟฟ้าให้บริษัทตามปริมาณไฟฟ้าขั้นต่ำที่กำหนด (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.
ผลิตไฟฟ้าอิสระตามกำลังการผลิตไฟฟ้าที่กำหนดในสัญญา (Take-or-Pay ร้อยละ 100)
สัญญายังระบุให้ กฟผ. จ่ายค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment) ให้แก่ บจ.
ผลิตไฟฟ้าอิสระในจำนวนที่ตกลงกันเพื่อครอบคลุมค่าใช้จ่ายคงที่ ภาระหนี้สินและผลตอบแทนแก่บริษัท
และระบุให้ กฟผ. จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment)
ตามสูตรคำนวณที่ระบุไว้ตามข้อสัญญา

3.1.5 ธุรกิจการขนส่งผลิตภัณฑ์น้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

บจ. ไทยออยล์มารีน ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100
เป็นบริษัทที่ดำเนินธุรกิจขนส่งผลิตภัณฑ์น้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีด้วยเรือขนส่งทางทะเลทั้งภายในและต่างประเทศ
ในปัจจุบัน บจ. ไทยออยล์มารีน เป็นเจ้าของเรือบรรทุกน้ำมันและปิโตรเคมีขนาดใหญ่จำนวน 5 ลำ
ที่มีความสามารถในการบรรทุกรวมได้ประมาณ 30,000 ตันบรรทุก (Deadweight Ton)
และให้บริการขนส่งทั้งในประเทศ และกับประเทศต่างๆ ในเขตภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก เช่น
เวียดนาม สิงคโปร์ อินโดนีเซีย สาธารณรัฐประชาชนจีน เกาหลีใต้ อินเดีย พม่า และฟิลิปปินส์
ซึ่งลูกค้าของ บจ. ไทยออยล์มารีน 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 ไปยังท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ และโครงการต่อท่อเชื่อมมาบตาพุด-ศรีราชา (MTP
Feederline) ซึ่งเชื่อมต่อท่อลำเลียงจากท่อหลักจากอำเภอศรีราชาไปยังเขตมาบตาพุด
เพื่อใช้ในการรับผลิตภัณฑ์น้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมันอาร์อาร์ซี และเอสพีอาร์ซี

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 และการจัดหา และจัดส่งบุคลากร
เพื่อดูแลและให้บริการทางด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ และการสื่อสาร ซึ่งในช่วงแรกจะให้บริการแก่
ปตท. และกลุ่มบริษัทในเครือ ปตท. และในอนาคตจะให้บริการแก่บุคคลภายนอก

2.  ภาวะอุตสาหกรรม

เว้นแต่จะได้ระบุไว้โดยชัดแจ้ง ข้อมูลข้างล่างนี้
ซึ่งรวมถึงแนวโน้มและการประมาณการเป็นข้อมูลที่ได้มาจากเอกสารสิ่งพิมพ์ที่ได้เปิดเผยต่อสาธารณชน
หรือได้มาจากหน่วยงานของรัฐ บริษัทฯ รวมทั้งบริษัทในเครือ
มิได้ตรวจสอบข้อมูลเหล่านี้และไม่รับรองถึงความถูกต้องของข้อมูลเหล่านี้แต่อย่างใด

3.2.1 ภาวะอุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมัน

ภาพรวมของภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก

ผลประกอบการทางการเงินของบริษัทผู้ประกอบการกลั่นน้ำมันจะพิจารณาจากกำไรจากการกลั่นน้ำมันที่ได้รับ
กำไรดังกล่าวจะได้รับผลกระทบอย่างมากจากอุปสงค์และอุปทานในภูมิภาคและทั่วโลก
เนื่องจากราคาของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกจะถูกนำไปอ้างอิงกับราคาของผลิตภัณฑ์ที่ประเทศสิงคโปร์
การคำนวณกำไรจากการกลั่นน้ำมันอาจแตกต่างกันไปได้ตามประเภทของน้ำมันดิบที่ใช้
ผลิตภัณฑ์ที่จะได้ (product slate) และต้นทุนคงที่และผันแปร (fixed and variable
costs) ของโรงกลั่น โดยทั่วไปแล้วโรงกลั่นจะกลั่นน้ำมันดิบหลายๆ
ประเภทซึ่งมีราคาอัตราผลตอบแทนและส่วนผสมของผลิตภัณฑ์ที่แตกต่างกัน
ในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกจะอ้างอิงกำไรจากการกลั่นในประเทศสิงคโปร์เป็นหลัก
เพราะสิงคโปร์เป็นตลาดการค้าน้ำมันที่เป็นที่ยอมรับทั่วไป
กำไรจากการกลั่นน้ำมันของสิงคโปร์มิได้ระบุกำไรของโรงกลั่นน้ำมันที่ใดที่หนึ่งโดยเฉพาะ
แต่แสดงถึงแนวโน้มที่โรงกลั่นน้ำมันในเอเชียใช้ในการประเมินกำไรในการกลั่นน้ำมันของตน

อุปสงค์ของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปได้สูงขึ้นตามความเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ
ตารางข้างล่างแสดงถึงอัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศที่แท้จริง ตั้งแต่ปี 2543
ของประเทศในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก

อัตราร้อยละของการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมที่แท้จริงปีต่อปี

  --------- --------- --------- --------- --------- --------- --------- ---------
  ประเทศ    2543      2544      2545      2546      2547      2548      2549

            (ร้อยละ)   (ร้อยละ)   (ร้อยละ)   (ร้อยละ)   (ร้อยละ)   (ร้อยละ)   (ร้อยละ)

  จีน        7.2       10.9      8.4       9.5       9.5       10.4      10.7

  อินเดีย     4.4       5.7       3.8       8.5       7.5       9         9.2

  เกาหลี     8.7       3.8       6.9       3.1       4.7       3.9       5.0

  มาเลเซีย   8.9       0.3       4.3       5.4       7.3       5.2       5.9

  สิงคโปร์    10        (2.2)     4.0       3         7.5       6.6       7.9

  ไทย       4.8       2.1       5.4       7.1       6.3       4.5       4.9
  --------- --------- --------- --------- --------- --------- --------- ---------

ที่มา : Bloomberg

ตั้งแต่ปี 2543 ถึงปี 2549
อุปสงค์ของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกได้เพิ่มสูงขึ้น
ทำให้อัตราการใช้กำลังการผลิต (utilization rate) อยู่ในระดับสูงประมาณ 90%
ของกำลังการกลั่นทั้งหมด

ภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก ⁽¹⁾

  -----------------------------------------------------------------------
  ปี                       อุปสงค์                   อัตราการใช้กำลังการผลิต ⁽³⁾
                          (พันบาร์เรลต่อวัน) ⁽²⁾      (ร้อยละ)
  ----------------------- ----------------------- -----------------------
  2549                    23,689                  89

  2548                    23,157                  90

  2547                    22,693                  91

  2546                    21,497                  86

  2545                    20,695                  81

  2544                    20,273                  82

  2543                    20,172                  83

  2542                    19,872                  82
  -----------------------------------------------------------------------

  ----------- ---------------- --------------------- ---------------- ---------------------
  ประเทศ      อุปสงค์ปี 2548 ⁽²⁾  อัตราการใช้กำลังการผลิต   อุปสงค์ปี 2549 ⁽²⁾  อัตราการใช้กำลังการผลิต
              (พันบาร์เรลต่อวัน)   ⁽³⁾                   (พันบาร์เรลต่อวัน)   ⁽³⁾
                               (ร้อยละ)                                (ร้อยละ)

  จีน          5,442            89                    5,990            84

  อินเดีย       1,959            94                    2,107            96

  เกาหลี       1,514            91                    1,505            94

  มาเลเซีย     476              94                    524.4            94

  สิงคโปร์      642              91                    646              91
  ----------- ---------------- --------------------- ---------------- ---------------------

ที่มา : FACTS, Inc. 2549

หมายเหตุ

(1) ภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก รวมถึงประเทศออสเตรเลีย จีน อินเดีย อินโดนีเซีย ญี่ปุ่น มาเลเซีย
    ปากีสถาน ฟิลิปปินส์ สิงคโปร์ เกาหลีใต้ ไต้หวัน ไทย เวียดนาม ฮ่องกง เกาหลีเหนือ
    บังคลาเทศ ภูฐาน กัมพูชา ลาว มัลดีฟส์ มองโกเลีย พม่า เนปาล ปาปัวนิกินี ศรีลังกา
    หมู่เกาะแปซิฟิก บรูไนและนิวซีแลนด์

(2) อุปสงค์ หมายถึง ปริมาณผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่บริโภค รวมถึง แนฟทา
    และน้ำมันดิบที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงโดยตรง

(3) อัตราการใช้กำลังการผลิต หมายถึง
    การเดินเครื่องการกลั่นน้ำมันหารด้วยกำลังการกลั่นของหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ
    โดยจะไม่รวมการเผาผลาญน้ำมันดิบเนื่องจากมิใช่กระบวนการในการกลั่น

ในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก
ได้มีการเสนอให้มีกฎเกณฑ์ในการปฏิบัติที่เกี่ยวกับสิ่งแวดล้อมที่เข้มงวดมากขึ้น
กฎเกณฑ์ดังกล่าวได้กำหนดให้มีการลดปริมาณกำมะถันในผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมลงอย่างมาก
กฎเกณฑ์เหล่านี้เป็นตัวเร่งที่ทำให้มีการเปลี่ยนแปลงภาวะการแข่งขันของอุตสาหกรรมกลั่นน้ำมันในเอเชีย
ตารางข้างล่างนี้ระบุถึงข้อจำกัดของปริมาณกำมะถันทั้งในปัจจุบันและที่มีการเสนอใช้ในผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในประเทศสิงคโปร์
จีน ไทย และเกาหลี

  ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
               จำนวนสูงสุดของกำมะถันในน้ำมันเบนซิน                          จำนวนสูงสุดของกำมะถันในน้ำมันดีเซล             
               (ส่วนต่อล้านส่วน)                                          (ส่วนต่อล้านส่วน)                            
  ------------ ------------------------------- --------- ------------ ------------------------------ --------- -----------
               ปัจจุบัน                           อนาคต     ปีที่บังคับใช้     ปัจจุบัน                          อนาคต     ปีที่บังคับใช้

  สิงคโปร์ ⁽¹⁾   -                               -         -            50 ⁽²⁾                         -         -

  จีน           500                             150       2553 ⁽³⁾     500                            350       2553 ⁽³⁾
  (ทั่วประเทศ)                                                                                                   

  (ปักกิ่ง)       150 ⁽⁴⁾                         -         -            350 ⁽⁴⁾                        50        2551

  ไทย          500                             50        2555         350                            50        2555

  เกาหลีใต้      130                             50        2549         430                            30        2549
  ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

ที่มา : International Fuel Quality Center, 2549 และ Reuters

หมายเหตุ

(1) ในปัจจุบัน สิงคโปร์ไม่มีข้อจำกัดเรื่องปริมาณของกำมะถันในน้ำมันเบนซิน

(2) เริ่มมีผลเดือนธันวาคม 2548

(3) ตามที่เสนอในปัจจุบัน

(4) เริ่มมีผลเดือนกรกฎาคม 2548

อัตราการขยายตัวของกำลังการกลั่นในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก

  ------------------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------
                     2539   2540   2541   2542   2543   2544   2545   2546   2547   2548

  อัตราการขยายตัวต่อปี   4.3    6.8    2.2    8.7    0.2    0.9    0.6    -0.9   3.9    1.3
  (ร้อยละ)                                                                           
  ------------------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------

ที่มา : BP Statistical Review of World Energy June 2006 (2539-2548)

ด้วยการขยายตัวของอุปสงค์ในภูมิภาค และกำลังการกลั่นใหม่ๆ ที่จะไม่เพิ่มขึ้นมากนัก
ทำให้กำไรจากการกลั่นน้ำมันของโรงกลั่นชนิดคอมเพล็กซ์ที่สิงคโปร์ อยู่ในระดับสูงในช่วงปี
2547-2549 ดังที่ระบุในตารางข้างล่าง

  ---------------------------------------- ----------------------- ------ ------ ------ -------- ------ -------- -------- ------ ------ ------ --------
                                           2538                    2539   2540   2541   2542     2543   2544     2545     2546   2547   2548   2549

                                           (เป็นเหรียญสหรัฐ/บาร์เรล)                                                                               

  กำไรจากการกลั่นของโรงกลั่นแบบคอมเพล็กซ์        2.87                    3.65   4.01   2.39   1.15     3.21   1.57     0.75     3.10   7.43   6.74   5.39
  (Complex Refinery) - สิงคโปร์ ⁽¹⁾ ⁽³⁾                                                                                                          

  กำไรจากการกลั่น-ของโรงกลั่นแบบพื้นฐาน-สิงคโปร์   0.54                    0.78   0.15   0.00   (0.79)   0.22   (0.40)   (0.25)   1.01   1.55   0.03   (2.15)
  ⁽²⁾ ⁽³⁾                                                                                                                                      
  ---------------------------------------- ----------------------- ------ ------ ------ -------- ------ -------- -------- ------ ------ ------ --------

ที่มา : FACTS Inc, 2550 (สำหรับปี 2538-2549)

หมายเหตุ

การคำนวณกำไรจากการกลั่นน้ำมันอาจแตกต่างกันไปได้ตามประเภทของน้ำมันดิบที่ใช้
ผลิตภัณฑ์ที่จะได้ (product slate) และต้นทุนคงที่และผันแปร (fixed and variable
costs) ของโรงกลั่น โดยทั่วไปแล้วโรงกลั่นจะกลั่นน้ำมันดิบหลายๆ ประเภทซึ่งมีราคา
อัตราผลตอบแทนและส่วนผสมของผลิตภัณฑ์ที่แตกต่างกัน
ในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกจะอ้างอิงกำไรจากการกลั่นในประเทศสิงคโปร์เป็นตัวหลัก
เพราะสิงคโปร์เป็นตลาดการค้าน้ำมันที่เป็นที่ยอมรับทั่วไป
กำไรจากการกลั่นน้ำมันของสิงคโปร์มิได้ระบุกำไรของโรงกลั่นน้ำมันที่ใดที่หนึ่งโดยเฉพาะ

สถานการณ์ราคาน้ำมัน

  ความเคลื่อนไหวราคาน้ำมันดิบ และน้ำมันสำเร็จรูป

  []

ในปี 2549 ราคาน้ำมันดิบมีความผันผวนและได้แกว่งตัวขึ้นสูงสุดที่ระดับ 70 เหรียญสหรัฐฯ
ต่อบาร์เรลในช่วงกลางปี เนื่องจากตลาดมีความกังวลเกี่ยวกับอุปสงค์และอุปทานน้ำมันดิบ
โดยเป็นผลมาจากปัจจัยความเสี่ยงที่สำคัญต่าง ๆ ได้แก่

ความผันผวนของราคาจากสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างประเทศ

ตลอดปี 2549
มีเหตุการณ์ทางการเมืองในหลายภูมิภาคที่ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมันดิบหลายครั้งในประเทศผู้ผลิตน้ำมันดิบของโลก
อาทิ ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐฯ กับอิหร่าน
กรณีการดำเนินโครงการเสริมสมรรถนะแร่ยูเรเนียมของอิหร่าน
และความไม่สงบในกลุ่มประเทศแถบตะวันออกกลาง
โดยเฉพาะระหว่างอิสราเอลและกลุ่มเฮสโบเลาะห์ในเลบานอน นอกจากนั้น
การก่อวินาศกรรมอย่างต่อเนื่องในไนจีเรียและอิรักล้วนส่งผลกระทบต่อความกังวลเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการขาดแคลนอุปทานน้ำมันดิบทั้งสิ้น

  ความผันผวนของราคาจากสภาพอากาศ

ในปี 2549 ตลาดมีความกังวลเกี่ยวกับสภาพอากาศในสหรัฐอเมริกา เนื่องจากมีการพยากรณ์ว่า
จะเกิดพายุเฮอร์ริเคนที่มีความรุนแรงบริเวณอ่าวเม็กซิโกเช่นเดียวกับปี 2548  
ซึ่งอาจจะทำให้โรงกลั่นในสหรัฐฯ ประสบปัญหาการผลิต
ความกังวลดังกล่าวส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับเพิ่มสูงขึ้นในช่วงกลางปี อย่างไรก็ตาม เมื่อปรากฏว่า
พายุเฮอริเคนในปี 2549 นั้นไม่รุนแรงตามคาด ทำให้ตลาดคลายความกังวลลง
ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบดูไบในช่วงเดือนสิงหาคม – กันยายน ปรับลดลง

  บทบาทของกลุ่มประเทศโอเปคในการปรับลดเพดานการผลิตน้ำมันดิบ

จากการที่ราคาน้ำมันดิบดูไบลดลงไปอย่างมากในช่วงไตรมาส 3
โอเปคจึงได้ประกาศลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบจำนวน 1.2 ล้านบาร์เรลต่อวัน
ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2549 และอีก 0.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2550
ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่ปรับตัวลดลงมาก

ความผันผวนของราคาจากการปรับเปลี่ยนมาตรฐานคุณภาพน้ำมัน

ในเดือนพฤษภาคม 2549 สหรัฐฯ ได้ประกาศ ยกเลิกการเติมสาร MTBE
ในน้ำมันเบนซินที่จำหน่ายในสหรัฐฯ โดยให้ใช้เอทานอลเป็นสารเพิ่มออกเทนแทน
ทำให้โรงกลั่นต่างๆ ประสบปัญหาในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานเพื่อนำมาผสมกับเอทานอล
หลายโรงกลั่นจำเป็นต้องนำเข้าน้ำมันเบนซินคุณภาพสูง
รวมทั้งใช้ปิโตรเคมีจำพวกอะโรเมติกส์ที่มีคุณสมบัติในการลดความดันไอ และเพิ่มค่าออกเทน
มาผสมเพื่อให้ได้น้ำมันเบนซินตามมาตรฐานที่กำหนดไว้
ทำให้ปริมาณการนำเข้าน้ำมันเบนซินของสหรัฐฯ เพิ่มขึ้นจากระดับปกติที่ประมาณ 1
ล้านบาร์เรลต่อวัน เป็น 1.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน ในช่วงเดือนพฤษภาคม – มิถุนายน 2549
ด้วยอุปสงค์ของน้ำมันเบนซินที่เพิ่มขึ้น
ทำให้ผลต่างระหว่างราคาน้ำมันเบนซินกับน้ำมันดิบดูไบในภูมิภาคปรับสูงขึ้นแตะระดับเกิน 20
เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลในเดือนพฤษภาคม 2549 ซึ่งมีส่วนสำคัญ ส่งผลให้ที่ค่าการกลั่นของบริษัทฯ
ในไตรมาส 2/2549 อยู่ในเกณฑ์ที่สูง

ผลกระทบจากการปิดซ่อมบำรุงโรงกลั่นในภูมิภาค

ในช่วงไตรมาส 2/2549
พบว่าโรงกลั่นหลายแห่งในภูมิภาคต้องทำการหยุดเพื่อซ่อมบำรุงนอกเหนือจากแผนที่ได้วางไว้
ส่งผลให้อุปทานน้ำมันสำเร็จรูปในภูมิภาคลดลง
ทำให้ส่วนต่างระหว่างราคาน้ำมันสำเร็จรูปกับน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้นในช่วงเวลาดังกล่าว

  ผลกระทบจากการเก็งกำไรในตลาดซื้อขายล่วงหน้า

สภาพตลาดที่ราคาน้ำมันมีความผันผวนจากปัจจัยหลายๆ ด้านดังกล่าวข้างต้น
จึงมีการเก็งกำไรจากการซื้อขายน้ำมันในตลาดล่วงหน้าเพิ่มขึ้น โดยในปี 2549
พบว่ามีกองทุนเฮดฟันด์เข้ามาซื้อขายน้ำมันในตลาดล่วงหน้าเป็นจำนวนมาก
ส่งผลให้ราคาน้ำมันมีความผันผวนเพิ่มขึ้นตลอดปี

อย่างไรก็ตาม บริษัทในไทยออยล์ เช่น บจ.ไทยพาราไซลีน บมจ.ไทยลู้บเบส บจ.
ไทยออยล์เพาเวอร์ บจ.ผลิตไฟฟ้าอิสระ และ บจ.ไทยออยล์มารีน ซึ่งดำเนินธุรกิจทางด้าน
ปิโตรเคมี น้ำมันหล่อลื่น ผลิตไฟฟ้า
และบริการขนส่งน้ำมันปิโตรเลียมและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมียังมีส่วนในการเกื้อหนุนรายได้และลดความผันผวนทางกำไรในภาพรวมของกลุ่มบริษัทไทยออยล์อีกด้วย

สถานการณ์ความต้องการใช้และการจัดหาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปภายในประเทศปี 2549

[]

จากตัวเลขประเมินเบื้องต้นของคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ
อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจของประเทศไทยในปี 2549 อยู่ที่ประมาณร้อยละ 5.0 เทียบกับปี
2548 โดยการบริโภคภายในประเทศถูกกดดันจากภาวะเงินเฟ้อและอัตราดอกเบี้ยที่ปรับตัวสูงขึ้น
ประกอบกับการลงทุนจากทั้งภาครัฐและเอกชนเริ่มชะลอตัวลงตั้งแต่ช่วงปลายไตรมาส 2
เนื่องจากสถานการณ์ความไม่แน่นอนทางการเมืองและเศรษฐกิจซึ่งทวีความรุนแรงขึ้น อย่างไรก็ดี
การขยายตัวของภาคส่งออกเป็นปัจจัยสำคัญซึ่งผลักดันเศรษฐกิจโดยรวมให้ขยายตัวอยู่ในระดับที่ดี

[]

ความต้องการใช้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปภายในประเทศโดยรวมมีอัตราการขยายตัวติดลบประมาณร้อยละ
2 หรือคิดเป็นความต้องการรวมทั้งสิ้นประมาณ 722 พันบาร์เรลต่อวัน
โดยก๊าซปิโตรเลียมเหลวเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีอัตราการขยายตัวของความต้องการสูงสุด
อันเป็นผลโดยตรงจากราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวภายในประเทศซึ่งอยู่ในระดับต่ำเมื่อเทียบกับน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทอื่น
จึงส่งผลให้ผู้บริโภคหันมาใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมากขึ้นทั้งในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม
ดังจะเห็นได้จากปริมาณการจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่เพิ่มขึ้นมากในส่วนของสถานีบริการและภาคอุตสาหกรรมตั้งแต่ช่วงต้นปี
2549

[]

ในขณะที่ความต้องการใช้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปทั้งเบนซินและดีเซล
ยังได้รับแรงกดดันจากภาวะราคาที่ทรงตัวอยู่ในระดับสูงอย่างต่อเนื่อง
ประกอบกับการปรับพฤติกรรมของผู้บริโภค และภาวะเศรษฐกิจโดยรวมที่ชะลอตัวลง
รวมทั้งปัญหาอุทกภัยในช่วงครึ่งปีหลัง
ซึ่งทั้งหมดล้วนส่งผลให้อัตราการขยายตัวของความต้องการใช้น้ำมันเบนซินและดีเซลในปี 2549
อยู่ในระดับต่ำเมื่อเทียบกับค่าเฉลี่ยในอดีต

ผลจากการที่อุปสงค์ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมภายในประเทศโดยรวมขยายตัวลดลงเทียบกับปี 2548
ประกอบกับอุปทานผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมปี 2549 เพิ่มมาอยู่ที่ 873 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นจาก 823
พันบาร์เรลต่อวัน ในปี 2548 หรือคิดเป็นอัตราการขยายตัวกว่าร้อยละ 6
ส่งผลให้ปริมาณการส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมโดยรวมของประเทศเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 147
พันบาร์เรลต่อวัน เทียบกับปี 2548 ซึ่งอยู่ที่ 125 พันบาร์เรลต่อวัน
หรือคิดเป็นอัตราการเพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 18 โดยน้ำมันดีเซลเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีการส่งออกมากที่สุด
รองลงมาคือ น้ำมันเบนซิน

แนวโน้ม และทิศทางตลาดปี 2550

ในปี 2550 คาดการณ์ว่าอุปสงค์ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของโลกจะปรับสูงขึ้นประมาณ 1.43
ล้านบาร์เรล ต่อวัน โดย จีน อินเดีย และสหรัฐฯ
จะเป็นประเทศที่มีการปรับตัวทางด้านอุปสงค์มากที่สุด เนื่องจากการเจริญเติบโตในภาคก่อสร้าง
อุตสาหกรรม และการขนส่งที่อยู่ในระดับสูง
โดยเฉพาะจีนนั้นมีการลงทุนภาคก่อสร้างสูงเพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการแข่งขันกีฬาโอลิมปิกเกมส์ในปี
2551 ส่งผลให้ประมาณการอุปสงค์ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของจีนปรับสูงขึ้นอีกประมาณร้อยละ 5-6
หรือประมาณ 0.4 ล้านบาร์เรลต่อวัน
กำลังการกลั่นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกจึงได้ปรับเพิ่มขึ้นด้วยประมาณ 0.35
ล้านบาร์เรลต่อวัน เพื่อรองรับอุปสงค์ผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียมที่เพิ่มขึ้น นอกจากนั้นในปี 2550
นี้ยังคาดว่า อุปทานน้ำมันดิบของโลกคาดว่าจะเพิ่มขึ้นมาก โดยประเทศผู้ผลิตน้ำมันดิบนอกกลุ่ม
จะมีปริมาณการผลิตเพิ่มขึ้นกว่า 2 ล้านบาร์เรลต่อวัน ดังนั้น ด้วย อุปสงค์
และอุปทานที่ปรับตัวสูงขึ้นจึงทำให้แนวโน้มตลาดยังมีความผันผวนอยู่ในระดับสูงอย่างต่อเนื่องในปี
2550

  []

[]

  []

ภาพโดยสรุปของราคาน้ำมันดิบโลกและน้ำมันสำเร็จรูปที่สิงคโปร์ในปี 2550
ยังคงแกว่งตัวอยู่ในระดับสูง เนื่องจากกำลังการผลิตสำรองของทั้งแหล่งขุดเจาะน้ำมัน
และโรงกลั่นยังคงอยู่ในภาวะตึงตัวในช่วง 1-2 ปี โดยมีประเด็นของอุปสงค์จากจีน อินเดีย
และสหรัฐฯ ที่น่าจับตามอง บริษัทฯ ยังคงแนวทางในการรักษาตลาดในประเทศให้ได้มากที่สุด
และจะทำการบริหารความเสี่ยงด้านราคาอย่างต่อเนื่อง
เพื่อลดความผันผวนจากราคาน้ำมันในตลาดโลก

ตารางแสดงจำนวนการผลิต นำเข้า ส่งออก
และการบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศ สำหรับแต่ละปีตลอดเวลา 3 ปี

หน่วย: ล้านลิตร

  -----------------------------------------------------------------------------
                                  รอบปีสิ้นสุดวันที่                   
                                  31 ธันวาคม                     
  ----------------- ------------- ------------- --------------- ---------------
                                  2547          2548            2549

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว   การผลิต        6,602         7,192           7,229

                    การนำเข้า      6             0               0

                    การส่งออก      1,649         1,756           1,067

                    การบริโภค      4,822         5,413           5,948

  เบนซิน             การผลิต        8,958         9,231           9,092

                    การนำเข้า      193           0               0

                    การส่งออก      1,360         2,021           1,921

                    การบริโภค      7,661         7,248           7,215

  น้ำมันเชื้อเพลิง       การผลิต        4,617         4,835           5,601

  เครื่องบิน           การนำเข้า      49            3               34

                    การส่งออก      367           599             1,017

                    การบริโภค      4,242         4,293           4,518

  น้ำมันก๊าด           การผลิต        1,120         1,017           1,041

                    การนำเข้า      0             0               0

                    การส่งออก      59            4               34

                    การบริโภค      23            21              20

  น้ำมันดีเซล          การผลิต        20,306        19,793          20,011

                    การนำเข้า      713           719             365

                    การส่งออก⁽¹⁾   2,382         1,809           2,940

                    การบริโภค      19,640        19,645          18,370

  น้ำมันเตา           การผลิต        6,719         6,156           6,308

                    การนำเข้า      753           1,443           1,105

                    การส่งออก      1,078         903             1,419

                    การบริโภค      6,064         6,205           5,852

  การผลิตรวม                       48,322        48,224          49,282

  การบริโภครวม                     42,452        42,825          41,923
  -----------------------------------------------------------------------------

  ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

  หมายเหตุ

  (1) รวมน้ำมันดีเซลที่ขายในเขตต่อเนื่องในทะเลปริมาณ 482 ล้านลิตร และ 153 ล้านลิตรในปี
  2548 และปี 2549 ตามลำดับ

  อุปสงค์

ในปี 2549 ตามข้อมูลของกระทรวงพลังงาน อุปสงค์ภายในประเทศมีจำนวน 41,923 ล้านลิตร
ปริมาณอุปสงค์ภายในประเทศโดยรวมของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 3.8
ระหว่างปี 2545 ถึง 2549
การเพิ่มขึ้นของอุปสงค์เป็นผลมาจากการฟื้นตัวของเศรษฐกิจภายในประเทศหลังจากวิกฤตการณ์ทางการเงินในภูมิภาคอาเซียนในช่วงปี
2540 โดยระหว่างปี 2545 ถึง 2548
ผลิตภัณฑ์มวลรวมที่แท้จริงในประเทศขยายตัวในอัตราสะสมร้อยละ 5.7 ต่อปี

ราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศ

โดยทั่วไปการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมภายในประเทศจะอ้างอิงตามราคาเสมอภาคกับการนำเข้า
(Import Parity Price) ซึ่งหมายความว่าราคา ณ
โรงกลั่นของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่มีจำหน่ายในประเทศไทยจะถูกกำหนดโดยอ้างอิงกับราคาของผลิตภัณฑ์ดังกล่าวในตลาดจรสิงคโปร์
ซึ่งเป็นราคาจาก MOPS บวกกับค่าใช้จ่ายในการขนส่งผลิตภัณฑ์นั้นๆ
จากประเทศสิงคโปร์มายังประเทศไทย เช่นค่าประกันภัย ค่าขนส่งสินค้า อากรขาเข้า
ความสูญเสียของมวลน้ำมันที่เกิดจากการขนส่งสินค้าทางทะเล และค่าใช้จ่ายในการจัดการ
นอกจากนี้
ราคาของผลิตภัณฑ์อาจมีความแตกต่างกันโดยขึ้นอยู่กับคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงที่อาจถูกกำหนดแตกต่างกัน
ระหว่างประเทศไทย และสิงคโปร์ โดยทั่วไป
การกำหนดคุณภาพผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปของไทยจะเข้มงวดกว่าของประเทศสิงคโปร์ เช่น
ปริมาณของสารเอ็มทีบีอี (Methyl Tertiary Butyl Ether หรือ MTBE) กำมะถัน
อะโรเมติกส์ และเบนซีนที่ดีกว่า ดังนั้น
จึงเป็นการคุ้มค่าสำหรับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศที่จะขายผลิตภัณฑ์ในตลาดในประเทศมากกว่าเพื่อการส่งออก

กำลังการผลิตของโรงกลั่นน้ำมันขนาดใหญ่ในประเทศ

กำลังการผลิตน้ำมันในประเทศเพิ่มขึ้นจาก 470,000 บาร์เรลต่อวันในปี 2537 เป็น 1,030,000
บาร์เรลต่อวันในปี 2549 โดยกำลังการผลิตน้ำมันได้เพิ่มขึ้นอย่างมากในเดือนธันวาคม 2538
และเดือนพฤษภาคม 2539 เมื่อ บมจ.อาร์อาร์ซี และ
บจ. เอสพีอาร์ซี ได้สร้างโรงกลั่นแล้วเสร็จ และในปี 2543 เมื่อ บมจ.
ไออาร์พีซีได้เริ่มเดินหน่วยกลั่นน้ำมันดิบหน่วยใหม่และเพิ่มกำลังการกลั่นอีก 150,000 บาร์เรลต่อวัน

อุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันได้เผชิญกับภาวะกำลังการกลั่นน้ำมันล้นตลาดระหว่างปี 2541 ถึง 2543
เนื่องมาจาก
อุปสงค์ที่ลดลงเนื่องจากวิกฤตการณ์ทางการเงินในภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้

ในปี 2549 กำลังการผลิตของโรงกลั่นขนาดใหญ่ในประเทศอยู่ที่ระดับ 1,030,000 บาร์เรลต่อวัน
ปริมาณน้ำมันดิบและวัตถุดิบที่ป้อนเข้าสู่กระบวนการผลิตสำหรับปี 2549 ลดลงเล็กน้อยอยู่ที่ 925,534
บาร์เรลต่อวัน โดยผลิตเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป จำนวน 849,256 บาร์เรลต่อวัน
และส่วนที่เหลือเป็นวัตถุดิบสำหรับการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

ปัจจัยที่ช่วยกระตุ้นการบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปภายในประเทศ

การชะลอตัวของอุปสงค์โดยรวมภายในประเทศ

แม้เศรษฐกิจไทยโดยรวมในปี 2549 จะขยายตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 ประมาณร้อยละ 5
แต่การขยายตัวของอุปสงค์โดยรวมภายในประเทศทั้งในส่วนของการบริโภคภาคครัวเรือนและการลงทุนกลับชะลอตัวลง
เทียบกับปี 2548 ซึ่งเป็นผลโดยตรงเนื่องมา
จากราคาน้ำมันที่ทรงตัวอยู่ในระดับสูงและปัญหาความไม่แน่นอนทางการเมืองภายในประเทศ
โดยการบริโภคภาคครัวเรือนขยาย ตัวเพียง ร้อยละ 3.1 ในปี 2549 เทียบกับ ร้อยละ 5.5 ปี
2548 เช่นเดียวกับการลงทุนโดยรวมที่ขยายตัวเพียงร้อยละ 4.1 เทียบกับ ร้อยละ 11.1 ในปี
2548

[TABLE]

  ที่มา : ตัวเลขผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศที่แท้จริงใช้ราคาในปี 2531 เป็นฐาน
  โดยมาจากธนาคารแห่งประเทศไทย และปริมาณ

  การบริโภคน้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูป (ไม่รวมยางมะตอย) มาจากกรมธุรกิจพลังงาน
  กระทรวงพลังงาน

ผลจากการชะลอตัวลงของอุปสงค์โดยรวมภายในประเทศในปี2549
ส่งผลให้การบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมโดยรวมภายใน ประเทศปี 2549 ลดลงเทียบกับปี 2548
โดยปี 2549 ความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูป (ไม่รวมยางมะตอย) ของประเทศอยู่ในระดับ
41,923 ล้านลิตร ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 2.0 โดยความต้องการน้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 0.9
เช่นเดียวกับความต้องการน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาที่ลดลงร้อยละ 6.2 และ ร้อยละ 5.7
ตามลำดับ ในขณะที่ความต้องการน้ำมันอากาศยานเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.2

  ภาคการคมนาคมและการขนส่ง

การบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศจะเน้นไปที่น้ำมันดีเซลเป็นหลัก ในปี 2549
การบริโภคน้ำมันดีเซลคิดเป็นร้อยละ 44 ของปริมาณการบริโภคโดยรวมของทั้งประเทศ
โดยความต้องการน้ำมันดีเซลในปี 2549 ลดลงกว่าร้อยละ 6.2
โดยมีสาเหตุสำคัญมาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหน้าสถานีบริการที่ปรับตัวสูงขึ้น
ส่งผลกระทบทำให้การบริโภคน้ำมันดีเซลโดยรวมภายในประเทศลดลง
นอกเหนือจากนั้นการชะลอตัวลงของภาคการลงทุน
ส่งผลให้ยอดจำหน่ายรถบรรทุกและรถยนต์เพื่อการพาณิชย์
ซึ่งใช้น้ำมันดีเซลเป็นหลักปรับตัวลดลงเทียบกับปี 2548 โดยปี 2549 มียอดจำหน่ายอยู่ที่ 490,600
คัน ลดลงจาก 517,670 คันในปี 2548

  ผลต่างระหว่างอุปสงค์และอุปทาน (Net Position)

ผลจากความต้องการผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมโดยรวมที่ลดลงในปี 2549
ประกอบกับปริมาณการผลิตโดยรวมที่เพิ่มขึ้น จาก 48,225 ล้านลิตรในปี 2548 มาเป็น 49,282
ล้านลิตรในปี 2549 ส่งผลให้เกิดการผลิตส่วนเกินกว่า 7,359 ล้านลิตรในปี 2549 เพิ่มขึ้นจาก
5,452 ล้านลิตรในปี 2548

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

                             2540     2541     2542     2543     2544     2545     2546     2547     2548     2549

  (จำนวนล้านลิตร)                                                                                               

  การบริโภค                   40,865   36,969   36,914   35,553   34,854   36,600   38,711   42,435   42,773   41,923

  อัตราเติบโตต่อปี (ร้อยละ)       (0.4)    (9.5)    (0.1)    (3.7)    (2.0)    5.0      5.8      9.6      0.8      (2.0)

  การผลิต                     43,324   40,553   41,427   41,054   41,957   42,698   44,538   48,320   48,225   49,282

  อัตราเติบโตต่อปี (ร้อยละ        15.9     (6.4)    2.2      (0.9)    2.2      1.8      4.3      8.5      (0.2)    2.2

  ผลต่างระหว่างอุปสงค์และอุปทาน   2,459    3,583    4,512    5.500    7.103    6,097    5,826    5,885    5,452    7,359
  -------------------------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- --------

  ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

  การจัดหาน้ำมันดิบ การขนส่ง และการจัดจำหน่าย

ในปี 2549 มีการนำเข้าน้ำมันดิบร้อยละ 89 ของความต้องการน้ำมันดิบในประเทศ
การผลิตน้ำมันดิบในประเทศเพิ่มขึ้น ร้อยละ 13 จาก 113,890 บาร์เรลต่อวันในปี 2548 เป็น
128,950 บาร์เรลต่อวันในปี 2549 ปริมาณน้ำมันดิบนำเข้าสูงถึง 825,480 บาร์เรลต่อวัน
ลดลงร้อยละ 0.2 จาก 827,730 บาร์เรลต่อวันในปี 2548
โดยการขนส่งน้ำมันดิบในประเทศใช้วิธีการขนส่งโดยเรือบรรทุกน้ำมัน รถบรรทุก หรือรถไฟ
โดยขึ้นอยู่กับที่ตั้งของแหล่งขุดเจาะน้ำมันและโรงกลั่นน้ำมัน

  สาธารณูปโภคสำหรับการขนส่ง

การขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปเกือบทั้งหมดจะกระทำโดยเรือบรรทุกน้ำมัน ท่อส่งน้ำมัน
รถบรรทุก และรถไฟ
เครือข่ายของท่อขนส่งน้ำมันในประเทศของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปยังไม่ครอบคลุมโดยทั่วถึง
ดังนั้น การขนส่งโดยรถไฟและการขนส่งทางน้ำจึงยังมีความจำเป็น ในปัจจุบันนี้
มีลูกค้าบางรายเท่านั้นที่มีระบบเชื่อมต่อท่อส่งน้ำมันโดยตรงกับโรงกลั่น ด้วยเหตุดังกล่าว
ต้นทุนการจัดจำหน่ายส่วนใหญ่จะถูกกำหนดด้วยระยะทางระหว่างโรงกลั่นน้ำมัน
และตลาดผู้บริโภคเป็นหลัก

  ข้อริเริ่มใหม่จากรัฐบาล

โครงการการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ ตั้งแต่ปี2546-2549
รัฐบาลได้ให้ความสำคัญกับการส่งเสริมและการสนับสนุนการใช้พลังงานทดแทน
โดยเฉพาะการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยในปี 2546
ได้มีมติคณะรัฐมนตรีเห็นชอบยุทธศาสตร์การส่งเสริมน้ำมันแก๊สโซฮอล์โดยกำหนดคือ
ให้มีการใช้เอทานอลวันละ 1 ล้านลิตรในปี 2549 สำหรับทดแทนสาร MTBE (Methyl Tertiary
Butyl Ether) ในน้ำมันเบนซิน 95 และเพิ่มเป็น 3 ล้านลิตรในปี 2554 เพื่อใช้แทนสาร MTBE
ในน้ำมันเบนซิน 95 และแทนเนื้อน้ำมันในน้ำมันเบนซิน 91 ในสัดส่วนร้อยละ 10 ด้วย และในปี
2549
ได้มีมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเห็นชอบให้เปิดเสรีการขอจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
เพื่อเร่งรัดและส่งเสริมให้มีการผลิตและจำหน่ายเอทานอลตามเป้าหมายที่กระทรวงพลังงานกำหนด
โดยกระทรวงพลังงานได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ด้วยการเพิ่มส่วนต่างของน้ำมันเบนซิน
95 ให้สูงกว่าแก๊สโซฮอล์ 1.50 บาท/ลิตร
พร้อมเร่งการกระจายการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ทั่วประเทศ
เนื่องจากกระทรวงพลังงานมีแผนที่จะยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ตั้งแต่เดือนมกราคม ปี
2550 เป็นต้นไป

อย่างไรก็ตาม ณ เดือนพฤศจิกายน 2549 มีผู้ผลิตเอทานอลจำนวน 5 ราย กำลังการผลิต
655,000 ลิตร/วัน ผลิตจริงเฉลี่ย 480,000 ลิตร/วัน
ในขณะที่ปริมาณความต้องการใช้เอทานอลเพื่อทดแทนน้ำมันเบนซิน 95 ทั้งหมดอยู่ที่ประมาณ
800,000 ลิตร/วัน ซึ่งไม่เพียงพอที่จะทดแทนสาร MTBE ได้ ดังนั้น
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติเห็นชอบเมื่อเดือนพฤศจิกายน 2549
ให้เลื่อนกำหนดการยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ออกไป
โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาความเหมาะสมของช่วงเวลาในการยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน
95 โดยคำนึงถึงประเด็นความเพียงพอของปริมาณเอทานอล การกำหนดราคาเอทานอล
และแนวทางการลดผลกระทบต่อรถยนต์ที่ไม่สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ได้

โครงการการพัฒนาและส่งเสริมไบโอดีเซล (Biodiesel)
รัฐบาลได้กำหนดเป้าหมายการใช้ไบโอดีเซลเป็นร้อยละ 3 ของการใช้น้ำมันดีเซลในปี พ.ศ. 2554
หรือประมาณวันละ 2.4 ล้านลิตร
รวมถึงการกำหนดแผนการผลิตวัตถุดิบให้เพียงพอกับการนำมาผลิตไบโอดีเซล โดยแบ่งกลุ่ม
เป้าหมายออกเป็น 2 กลุ่ม คือ ผสมร้อยละ 2 ในน้ำมันดีเซล (วันละ 1.6 ล้านลิตร)
และอีกร้อยละ 1 (วันละ 0.8 ล้านลิตร) ใช้ผสมในสัดส่วนอื่นๆ เพื่อการใช้ในวัตถุประสงค์เฉพาะ
เช่น การผลิตเพื่อใช้ในเครื่องจักรกลเกษตรของชุมชน
การใช้ร่วมกับแก๊สธรรมชาติในรถยนต์ขนส่งของ ขสมก. และได้กำหนด Road Map
การพัฒนาและส่งเสริมไบโอดีเซลแบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1
บังคับใช้เฉพาะพื้นที่เป้าหมายภายในปี 2549-2553 และ ระยะที่ 2 บังคับใช้ทั่วประเทศตั้งแต่ปี
2553 โดยตามแผนดังกล่าวได้กำหนดให้มีการใช้ไบโอดีเซลในสัดส่วนผสม 5% (B5)
ทั่วประเทศในปี  2554  และสัดส่วนผสม 10% (B10) ในปี 2555  หรือประมาณวันละ  8.5
ล้านลิตร

สำหรับสถานการณ์การจำหน่ายไบโอดีเซล ณ ธันวาคม 2549 มีสถานีบริการ B5 จำนวน 290
สถานี ยอดจำหน่ายเท่ากับ 9.925 ล้านลิตรต่อเดือน คิดเป็นไบโอดีเซล (B100) 16,500
ลิตรต่อวัน

โครงการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) รัฐบาลสนับสนุนให้มีการใช้ NGV ทั้งในรถยนต์ขนส่ง
รถโดยสาร และรถยนต์ส่วนบุคคล เพื่อประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงและลดมลภาวะต่างๆ
ที่เกิดขึ้นจากการเผาไหม้น้ำมันเชื้อเพลิงไม่สมบูรณ์ ในปี 2549 มีปริมาณการใช้ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ
62.8 มีจำนวนรถที่ติดตั้งเครื่องยนต์ NGV 25,371 คัน มีปริมาณการใช้ประมาณ 10.2
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และมีสถานีบริการ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 จำนวน 99 สถานี
และพบว่าในปี 2549 ปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูปลดลงจากปีก่อนร้อยละ 1.3
เนื่องจากราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลอยู่ในระดับสูง
ส่งผลให้ประชาชนหันมาใช้เชื้อเพลิงทางเลือกมากขึ้น

2.  ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจพาราไซลีน

  ตลาดพาราไซลีน

แม้ว่าจะมีการคาดการณ์ว่ากำลังการผลิตสารพาราไซลีนของภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกจะเพิ่มขึ้น
แต่อุปทานระหว่างปี 2549-2551 ยังไม่เพียงพอ เนื่องจากโรงงานผลิต Purified
Terephthalic Acid (PTA) ที่ใช้สารพาราไซลีนเป็นวัตถุดิบในประเทศจีนได้
ขยายกำลังการผลิต และสร้างโรงงานใหม่จำนวนมาก
ทำให้ภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกต้องมีการนำเข้าสารพาราไซลีนจากภูมิภาคอื่น นอกจากนี้
สภาวะขาดแคลนสารพาราไซลีนยังทวีความรุนแรงยิ่งขึ้นเมื่อโรงงานผลิตสารพาราไซลีน ขนาด 1.2
ล้านตันของ British Petroleum (BP) ในสหรัฐอเมริกาต้องหยุดเดินเครื่องในช่วงปลายปี
2548 ถึงปลายปี 2549 จากการประสบภัยพายุเฮอริเคน
ซึ่งส่งผลให้ปริมาณการนำเข้าสารพาราไซลีนจากสหรัฐฯ
ของภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกลดลงอย่างมีนัยสำคัญ นอกจากนั้น
ภาวะขาดแคลนยิ่งเพิ่มสูงขึ้นในช่วงฤดูกาลใช้น้ำมันเบนซินในสหรัฐฯ สาเหตุเพราะสหรัฐฯ
ได้ยกเลิกการใช้สาร MTBE เป็นส่วนผสมเพื่อเพิ่มค่าออกเทนในน้ำมันเบนซิน
และหันมาใช้สารอะโรเมติกส์ ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิตสารพาราไซลีนมาทดแทน
เพื่อให้ได้น้ำมันเบนซินที่มีเกณฑ์ค่าความดันไอต่ำตรงตามมาตรฐานในช่วงฤดูร้อนทำให้สารอะโรเมติกส์ส่วนหนึ่งถูกนำไปใช้ในการผลิตน้ำมันเบนซิน
ส่ง
ผลให้ปริมาณของสารพาราไซลีนที่ผลิตได้ลดลงตามไปด้วยคาดว่าสถานการณ์เช่นนี้จะยังคงเกิดขึ้นอย่างต่อเนื่องในช่วง
2-3 ปีข้างหน้า
จนกว่ากำลังการผลิตจากโรงงานอะโรเมติกส์และสารพาราไซลีนที่ตั้งขึ้นใหม่จะเริ่มดำเนินการผลิต

[]

ในปี 2549 ประเทศไทย เปลี่ยนจากการเป็นผู้ส่งออกสุทธิสารพาราไซลีน เป็นผู้นำเข้าสุทธิสาร
พาราไซลีน หลังจากที่โรงงานผลิต PTA ของบริษัทอินโดรามา ปิโตรเคมี จำกัด
ก่อสร้างแล้วเสร็จเมื่อเดือนเมษายน 2549 และ โรงงานผลิต PTA ส่วนที่ 3 ของบริษัท สยาม
มิตซุย พีทีเอ จำกัด แล้วเสร็จในปลายปี 2548 ทั้งนี้
ประเทศไทยจะกลับมาเป็นผู้ส่งออกสุทธิสารพาราไซลีนอีกครั้งหนึ่ง
หลังจากที่โครงการขยายโรงงานของบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)
แล้วเสร็จในกลางปี 2551

อุปสงค์และอุปทานของสารพาราไซลีนในประเทศ (พันตัน/ปี

  ---------------------------------------- ------- ------- ------- -------
                                           2548    2549    2550    2551

  บริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)  450     460     550     830

  บริษัท เอ็กซอนโมบิลเคมี (ประเทศไทย) จำกัด      418     420     480     466

  บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด                    338     343     269     490

  อุปทานรวม                                 1,206   1,223   1.299   1,786

  บริษัท ทุนเท็กซ์ปิโตรเคมีกัล (ประเทศไทย) จำกัด    285     285     285     285
  (มหาชน)                                                          

  บริษัท สยามมิตซุย พีทีเอ จำกัด                  745     960     960     960

  บริษัท อินโดรามาปิโตรเคมี จำกัด                        400     430     430

  อุปสงค์รวม                                 1.030   1,645   1,675   1,675

  อุปทานส่วนเกิน / อุปสงค์ส่วนเกิน (-)            176     (422)   (376)   111
  ---------------------------------------- ------- ------- ------- -------

พาราไซลีนเป็นสารประกอบอะโรเมติกส์ (aromatic compound) และเป็น ไอโซเมอร์
(Isomer) ชนิดหนึ่งของสารไซลีนส์ พาราไซลีนเป็นของเหลวที่มีกลิ่นหอม ไม่มีสี ติดไฟได้
และระเหยได้ง่าย (volatile) สารชนิดนี้จะถูกใช้เป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิตสาร Purified
Terephthalic Acid หรือ PTA ซึ่งเป็นวัตถุดิบหลักในการผลิตพลาสติก และไฟเบอร์ เช่น PET
(Polyethelene Terephthalate) โพลีเยสเตอร์ แดครอน และฟิล์ม เช่น Mylar

ส่วนประกอบของหน่วยผลิตพาราไซลีนจะแตกต่างกันมากโดยขึ้นอยู่กับวัตถุดิบ เทคโนโลยีการผลิต
และกระบวนการผลิต โดยทั่วไปแล้ว หน่วยการผลิตพาราไซลีนจะเป็นส่วนหนึ่งของโรงกลั่นน้ำมัน
หรือโรงงานอะโรเมติกส์

ราคาของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี รวมทั้ง มิกซ์ไซลีนส์ และพาราไซลีน
และผลิตภัณฑ์ต่อเนื่องที่ใช้สารเหล่านี้เป็นวัตถุดิบจะขึ้นลงตามวัฏจักร
ซึ่งได้รับอิทธิพลจากปริมาณของอุปสงค์และอุปทาน โดยทั่วไปแล้ว
อุปสงค์ของผลิตภัณฑ์เหล่านี้จะสอดคล้องกับความเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ ปัจจัยหลักที่สำคัญอื่นๆ
ที่มีต่อความต้องการของผลิตภัณฑ์เหล่านี้ ได้แก่มาตรฐานการดำรงชีวิต และการนำพลาสติก
และสารสังเคราะห์มาใช้แทนวัสดุอื่นๆ
วัฏจักรของราคาก็ได้รับอิทธิพลจากการคาดการณ์ในเรื่องกำลังการผลิต และอุปทานในอนาคต
ปัจจัยสำคัญที่มีอิทธิพลต่อกำลังการผลิตและอุปทาน รวมถึง การเริ่มต้นการผลิต (Start-up)
ของโรงงานปิโตรเคมีแห่งใหม่ และการหยุดการผลิตของโรงงานที่ไม่ทำกำไร

3.  ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

อุตสาหกรรมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเป็นวัตถุดิบหลักในการผลิตน้ำมันหล่อลื่นสำเร็จรูปประเภทต่างๆ ได้แก่
Automotive Lubricant, Industrial Lubricant และ Marine Lubricant
การผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะมีกระบวนการหลายขั้นตอนเพื่อที่จะแยกสาร
ประกอบที่ไม่เป็นที่ต้องการทางกายภาพ และเพื่อปรับแต่งองค์ประกอบอื่นๆ
โดยการเปลี่ยนแปลงทางเคมีเพื่อทำให้น้ำมันมี คุณ
สมบัติที่เหมาะสมในการใช้ผลิตเป็นน้ำมันหล่อลื่นสำเร็จรูป
น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะถูกสกัดเอาสารที่มีคุณสมบัติในการ หล่อลื่นจากกากน้ำมันดิบ (Long
Residue) และจะได้รับการปรับปรุงคุณภาพโดยใช้สารปรุงแต่งเพื่อเพิ่มคุณภาพ (Additives)
เพื่อการผลิตเป็นน้ำมันหล่อลื่นสำเร็จรูปต่อไป

ในกระบวนการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะมีการสกัดและคัดผลิตภัณฑ์พลอยได้จากการกลั่น
(By-Products) ที่มีส่วนประกอบของสารอะโรเมติกส์สูง (Aromatic Extract) ออกไป
ผลิตภัณฑ์พลอยได้ Aromatic Extract
นี้สามารถนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิตยางชนิดต่างๆ โดยใช้เป็น Rubber Extender
oil และใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมการผลิตจาระบี ยางมะตอย และ Slack Wax
ก็เป็นผลิตภัณฑ์พลอยได้ที่ได้จากกระบวนการผลิตเช่นเดียวกัน

น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะมีความแตกต่างกันตามองค์ประกอบของโมเลกุล คุณสมบัติทางกายภาพและเคมี
โดยเป็นไปตามแหล่งที่มาของน้ำมันดิบ และขั้นตอนในกระบวนการผลิต
ความแตกต่างในองค์ประกอบของวัตถุดิบที่ใช้จะมีผลต่อการใช้งาน ขั้นสุดท้าย
และจะมีผลต่อความต้องการของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปของผู้บริโภคในที่สุด

สถาบันปิโตรเลียมประเทศสหรัฐอเมริกาได้วางระบบการแบ่งกลุ่มน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเพื่อช่วยในการเปรียบเทียบระหว่างน้ำมันเครื่องที่ใช้น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่มาจากกระบวนการผลิตที่แตกต่างกัน
ระบบนี้ได้แบ่งน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานไว้ 5 กลุ่ม จากกลุ่ม 1 ถึงกลุ่ม 5
โดยขึ้นอยู่กับปริมาณของกำมะถันและสารประกอบไฮโดรคาร์บอนชนิดอิ่มตัว (Saturate)
และระดับความหนืด (Viscosity)

การแบ่งกลุ่มน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานโดยสถาบันปิโตรเลียมประเทศสหรัฐอเมริกา

+---------+---------------+-------+---------------+------------------+
| คุณสมบัติ  |               |       |               |                  |
+---------+---------------+-------+---------------+------------------+
| กลุ่ม     | ปริมาณกำมะถัน   |       | ไฮโดร         | ดัชนีความหนืด       |
|         |               |       | คาร์บอนชนิดอิ่มตัว |                  |
|         | (ร            |       |               |                  |
|         | ้อยละโดยน้ำหนัก) |       |               |                  |
+---------+---------------+-------+---------------+------------------+
| 1       | >0.03         | แล    | <90           | 80-119           |
|         |               | ะ/หรือ |               |                  |
+---------+---------------+-------+---------------+------------------+
| 2       | <0.03         | และ   | >90           | 80-119           |
+---------+---------------+-------+---------------+------------------+
| 3       | <0.03         | และ   | >90           | >120             |
+---------+---------------+-------+---------------+------------------+
| 4       | น้ำมันห         |       |               |                  |
|         | ล่อลื่นพื้นฐานสังเค |       |               |                  |
|         | ราะห์สารโพลีอัลฟ |       |               |                  |
|         | ่าโอเลฟินส์(Poly |       |               |                  |
|         | alphaolefins) |       |               |                  |
|         | (PAOs)        |       |               |                  |
+---------+---------------+-------+---------------+------------------+
| 5       | น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐ  |       |               |                  |
|         | านสังเคราะห์อื่นๆ |       |               |                  |
+---------+---------------+-------+---------------+------------------+

น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในกลุ่ม 3 มีคุณสมบัติที่ดีกว่าน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในกลุ่ม 1 และ 2
และในอดีตที่ผ่านมาจึงมีราคาสูงกว่า

  ตลาดน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

[]

ในปี 2549 ปริมาณการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในภูมิภาคไม่เพียงพอกับความต้องการ
เนื่องจากการปิดตัวลงของโรงกลั่นที่มีประสิทธิภาพต่ำหลายแห่งในภูมิภาคในช่วง 3 – 4 ปีที่ผ่านมา
โดยเฉพาะโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน ในประเทศออสเตรเลีย และในประเทศฟิลิปปินส์
ถึงแม้ว่าจะมีการสร้างโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานใหม่เข้ามาทดแทนในประเทศอินเดีย
และมีการขยายกำลังการผลิตในประเทศญี่ปุ่นและเกาหลี
แต่ก็ยังไม่สามารถรองรับความต้องการในภูมิภาคที่เติบโตอย่างต่อเนื่องในอัตราร้อยละ 3 - 4 ต่อปี
ซึ่งเป็นผลสืบเนื่องจากการเจริญเติบโตแบบก้าวกระโดดของเศรษฐกิจจีนและอินเดีย

[]

จากอุปทานที่มีไม่เพียงพอ ส่งผลให้ราคาของน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเกรด 500 SN
ปรับตัวสูงเป็นประวัติการณ์ ทำให้ส่วนต่างราคาเฉลี่ยของน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเกรด 500SN
เทียบกับน้ำมันเตาชนิดปริมาณกำมะถันสูง (HSFO) ในปี 2549 อยู่ในระดับสูงถึง 580
เหรียญสหรัฐฯต่อตัน

[]

สำหรับสถานการณ์ตลาดในประเทศในปี 2549 นั้น แม้ว่า บมจ. ไทยลู้บเบส และ บมจ. ไออาร์พีซี
จะมีการหยุดเดินเครื่องเพื่อซ่อมบำรุงใหญ่ อุปทานในประเทศก็ยังเกินความต้องการอยู่ถึงประมาณ
10,000 ตันต่อเดือน
ส่งผลให้ผู้ผลิตในประเทศทั้งสองรายต้องเปิดตลาดส่งออกไปสู่ภูมิภาคที่มีอุปสงค์สูง ทั้งนี้ บมจ.
ไทยลู้บเบส
จึงต้องมุ่งเน้นประสิทธิภาพในการกลั่นเพื่อเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานสำหรับการส่งออกไปยังตลาดภูมิภาค
นอกจากนี้ การเพิ่มปริมาณการผลิตยังทำให้ บมจ.ไทยลู้บเบส
มีรายได้จากการขายผลิตภัณฑ์พลอยได้ส่วนเหลือจากการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานให้แก่ บมจ.
ไทยออยล์ เพื่อนำไปผลิตวัตถุดิบสำหรับหน่วย Hydrocracker และหน่วย Fluid Catalytic
Cracker ของไทยออยล์เพื่อเพิ่มมูลค่าให้กับผลิตภัณฑ์ต่อไป

ในปี 2550 แม้ว่าจะมีการเพิ่มกำลังการผลิตของน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก
แต่ด้วยอุปสงค์ซึ่งมีจะแนวโน้มเจริญเติบโตอย่างต่อเนื่อง
ทำให้คาดว่าอุปทานในภูมิภาคจะยังคงไม่เพียงพอต่ออุปสงค์
ซึ่งน่าส่งผลให้ราคาน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานยังทรงตัวอยู่ในระดับสูงต่อไป
และช่วยให้การแข่งขันเพื่อแย่งชิงส่วนแบ่งตลาดในประเทศไม่รุนแรง เช่นเดียวกับปี 2549

ตลาดยางมะตอย

[]

ในช่วง 2 – 3 ปีที่ผ่านมา
ความต้องการยางมะตอยสำหรับตลาดในประเทศมีอัตราการเติบโตเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณร้อยละ 4 – 5
ต่อปี จากความต้องการใช้ยางมะตอยในโครงการสร้างสนามบินสุวรรณภูมิและเครือข่ายถนนโดยรอบ
รวมถึงโครงการขยายเส้นทางหลวงสายหลักไปยังทั่วทุกภาคของประเทศ
อย่างไรก็ตามอุปทานของยางมะตอยจากผู้ผลิตหลักทั้งสี่รายประกอบด้วย บมจ. ไทยลู้บเบส,
เออาร์ซี (ปัจจุบันแยกออกเป็น บมจ. อาร์อาร์ซี และ บจ.เอสพีอาร์ซี), บมจ. ไออาร์พีซี และ
บมจ.เอสโซ่ (ประเทศไทย) ยังเกินความต้องการอยู่มากถึง 20,000 เมตริกตันต่อเดือน
โดยมีผู้ส่งออกสองรายหลักคือ บมจ. ไทยลู้บเบส และ บมจ. ไออาร์พีซี

ในปี2549 การแข่งขันในตลาดภายในประเทศลดความรุนแรงลงจากปีก่อน
เนื่องจากความต้องการในตลาดภูมิภาคเอเซียที่มีการเติบโตอย่างต่อเนื่อง
โดยเฉพาะอย่างยิ่งตลาดในประเทศจีน ทำให้ผู้ส่งออกหลักคือ บมจ. ไทยลู้บเบส และ บมจ.
ไออาร์พีซี
สามารถเพิ่มปริมาณการส่งออกและขยายฐานลูกค้าเข้าไปในตลาดภูมิภาคเอเซียได้อย่างมีประสิทธิผล

ในปี 2550 คาดว่า ความต้องการใช้ยางมะตอยในจีนจะยังคงมีอัตราการเจริญเติบโตสูงถึงร้อยละ
7–8 จากโครงการพัฒนาโครงข่ายถนนสายหลักเข้าสู่ใจกลางประเทศจีน
ซึ่งจะช่วยรองรับปริมาณอุปทานส่วนเกินจากประเทศไทยได้
และทำให้การแข่งขันภายในประเทศลดความรุนแรงลง

4.  อุตสาหกรรมการผลิตไฟฟ้า

ในปี 2549 ประเทศไทยมีอัตราการใช้ไฟฟ้าสูงสุดที่ 21,064 เมกะวัตต์
ขณะที่มีกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมดของประเทศอยู่ที่ 27,087 เมกะวัตต์ โดยแบ่งเป็นกำลังผลิตติดตั้งของ
กฟผ. จำนวน 15,795 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 58 ของกำลังผลิตของประเทศ)
ในส่วนกำลังผลิตติดตั้งส่วนที่เหลือจำนวน 11,292 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 42)
ประกอบด้วยกำลังการผลิตจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จำนวน 9,250 เมกะวัตต์
ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) 2,042 เมกะวัตต์ และนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้านอีกบางส่วน
โดยในรอบปี 2549 นี้ มีการจ่ายไฟเข้าระบบเพิ่มเติมหลักๆ จากโรงไฟฟ้า IPP ของบริษัท
บีแอลซีพี พาวเวอร์ จำกัด ซึ่งมีกำลังการผลิตติดตั้ง 673 เมกะวัตต์

แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plan : PDP) ซึ่งเป็นแผนระยะยาว 15
ปีที่กำหนดกรอบการลงทุนในการขยายระบบการผลิตและส่งไฟฟ้า โดยได้มีการจัดทำขึ้นในปี 2547
(PDP 2004) ภายใต้สมมติฐานอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ หรือ GDP ที่ร้อยละ 6.5
และค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนมกราคม 2547
แต่เนื่องจากอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจจริงนั้นต่ำกว่าที่ได้พยากรณ์ไว้
ประกอบกับความต้องการไฟฟ้าจริงในปี 2547 และ 2548 ลดลง ดังนั้น
คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า จึงทำการพยากรณ์ฯ ใหม่เมื่อเดือนเมษายน 2549
และจัดส่งให้แก่ 3 การไฟฟ้า (กฟผ., กฟน. และ กฟภ.) เพื่อนำไปใช้วางแผนการลงทุนต่อไป

ต่อมา ความต้องการไฟฟ้าในปี 2549 ที่เกิดขึ้นจริงกลับมีค่าต่ำกว่าที่พยากรณ์ไว้ (เมื่อเดือนเมษายน
2549) เนื่องจากอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ของประเทศขยายตัวลดลง
คณะอนุกรรมการฯ จึงได้ทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าขึ้นใหม่อีกครั้งเมื่อเดือนมกราคม 2550
โดยมีสมมติฐานหลักที่คณะอนุกรรมการฯ ใช้ในการประมาณการ คือ เศรษฐกิจโลกขยายตัวร้อยละ
3.5-4.7 ราคาน้ำมันดิบดูไบเท่ากับ 55-60 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล
และอัตราการเจริญเติบโตของ GDP เฉลี่ยในช่วงแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 10
(ช่วงปี พ.ศ. 2550-2554) คือร้อยละ 5.0 ต่อปี ในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 11 (ช่วงปี พ.ศ.
2555-2559) คือร้อยละ 5.6 ต่อปี และในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 12 (ช่วงปี พ.ศ. 2560-2564)
คือร้อยละ 5.6 ต่อปี ดังตารางต่อไปนี้

การประมาณการแนวโน้มเศรษฐกิจไทย

  ------- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- -----
  ปี พ.ศ.  50    51    52    53    54    55    56    57    58    59    60    61    62    63    64

  GDP     4.8   5.9   5.2   5.0   5.0   5.3   5.5   5.5   5.8   5.8   5.7   5.6   5.5   5.5   5.5

  GDP     5.0                           5.6                           5.6                     
  เฉลี่ย                                                                                        
  ------- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- -----

ที่มา : สำนักวางแผนเศรษฐกิจมหภาค
สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.)

ด้วยเหตุนี้ จึงต้องมีการปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ ซึ่งถูกเรียกว่า
“แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 หรือ PDP 2007”
โดยได้นำนโยบายของรัฐ เรื่องการรับซื้อไฟฟ้าของประเทศเพื่อนบ้าน
การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กและรายเล็กมาก (Small Power Producer : SPP &
Very Small Power Producer : VSPP)
และการกระจายการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้ามาประกอบการพิจารณาด้วย
รวมถึงการคำนึงถึงระดับความมั่นคง (Reliability)
ของระบบไฟฟ้าที่ต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไม่น้อยกว่า 15%

กระทรวงพลังงานเตรียมการประกาศเชิญชวนภาคเอกชนเข้าร่วมประมูลโรงไฟฟ้า IPP
รอบใหม่ในเดือนเมษายน 2550 เพื่อรองรับปริมาณความต้องการไฟฟ้าของประเทศที่เพิ่มขึ้น
คาดว่าปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในรอบนี้จะอยู่ราว 3,000-4,000 เมกะวัตต์
โดยเป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ และถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงหลัก
และกำหนดให้ผู้สนใจยื่นเอกสารร่วมประมูลในเดือนตุลาคม 2550 ทั้งนี้
กระทรวงพลังงานจะประกาศผลการคัดเลือกในเดือนเมษายน 2551
เพื่อเตรียมการให้โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง
สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ภายในปี 2554 และปี 2555 ตามลำดับ

กำลังการผลิต

กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า ณ วันที่ 30 เดือน พฤศจิกายน 2549 อยู่ที่ 27,087 เมกะวัตต์
โดยเป็นกำลังผลิตติดตั้งของ กฟผ.15,795 เมกะวัตต์ (คิดเป็นร้อยละ 58
ของกำลังผลิตทั้งประเทศ) รับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จำนวน 8,610 เมกะวัตต์
(ร้อยละ32) รับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) จำนวน 2,042 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 8)
และนำเข้าจาก สปป.ลาวและแลกเปลี่ยนกับมาเลเซียจำนวน 640 เมกะวัตต์ (ร้อยละ 2)
สำหรับการผลิตพลังงานไฟฟ้า ปริมาณการผลิตและการรับซื้อของ กฟผ. ในปี 2549 มีจำนวน
142,280 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปี 2548 ร้อยละ 5.6
แยกเป็นสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าโดยใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติ (รวม EGCO, KEGCO, ราชบุรี
IPP และ SPP) ร้อยละ 66.1 จากลิกไนต์/ถ่านหินร้อยละ 17.2 จากน้ำมันร้อยละ 6.4
เป็นการผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำร้อยละ 7.4 และจากแหล่งอื่นๆ
รวมทั้งการนำเข้าจากต่างประเทศร้อยละ 2.9 ของกำลังการผลิตรวมของประเทศ

ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 ประเทศไทยมีกำลังการผลิตติดตั้งรวมของระบบไฟฟ้าทั้งสิ้น 27,087
เมกะวัตต์ ประกอบ ด้วย

[]

5.  ภาวะตลาดขนส่งน้ำมันปิโตรเลียมและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีทางเรือ

ในปี 2549 อุปสงค์การขนส่งน้ำมันปิโตรเลียมในภูมิภาคเพิ่มขึ้นอย่างสอดคล้องกับ
อุปสงค์น้ำมันปิโตรเลียมในภูมิภาคซึ่งปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ความต้องการในการขนส่งทางเรือสูงขึ้น
ขณะที่อุปทานในการขนส่งน้ำมันปิโตรเลียมยังมีจำนวนจำกัด
ธุรกิจการขนส่งทางเรือจึงสามารถทำกำไรได้อย่างต่อเนื่อง นอกจากนั้น
อุปสงค์ด้านการขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีก็ปรับตัวสูงขึ้นเช่นกัน โดยเฉพาะอุปสงค์ที่มาจากประเทศจีน
เพื่อรองรับผลิตภัณฑ์ Down Stream ต่างๆ กอปรกับเรือขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีก็มีจำกัด
ส่งผลให้ราคาขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีปรับตัวสูงขึ้นด้วยในปี 2549

สำหรับปี 2550 คาดว่าอุปสงค์การขนส่งทางเรือยังคงมีอยู่อย่างต่อเนื่อง
และจะส่งผลให้ความต้องการเรือที่มีคุณภาพเพิ่มขึ้นมาก เนื่องจากอุปทานที่จำกัด
ด้วยกฎระเบียบด้านมาตรฐานเรือที่จะมีผลบังคับใช้
ตลาดเรือขนส่งน้ำมันปิโตรเลียมและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีจึงน่าจะทำกำไรในระดับที่ดีได้ต่อไป
ในส่วนของบริษัท ไทยออยล์มารีนจำกัด นั้นได้เตรียมพร้อมรองรับสถานการณ์ดังกล่าว
โดยอยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดหาเรือขนส่งน้ำมันปิโตรเลียม และผลิตภัณฑ์
ปิโตรเคมีเพิ่มเติมเพื่อให้เพียงพอต่ออุปสงค์ของการใช้เรือของกลุ่มฯ ในอนาคต

3.  กฎเกณฑ์ในการกำกับดูแลที่ใช้ในปัจจุบัน

อุตสาหกรรมน้ำมันปิโตรเลียมและไฟฟ้าอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกระทรวงพลังงานโดยมีคณะกรรมการ
นโยบายพลังงานแห่งชาติ (“กพช.”) เป็นผู้กำหนดนโยบาย แนวทาง
และหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน
ซึ่งมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ได้รับความเห็นชอบโดยคณะรัฐมนตรีจะถูกนำไปขยายผลเพื่อให้มีการปฏิบัติโดยหน่วยงานภายใต้กระทรวงพลังงานที่เกี่ยวข้องกับเรื่องนั้นๆ
และเนื่องจากสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (“สนพ.”)
เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่เป็นฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการฯ ทำหน้าที่ศึกษา วิเคราะห์
และจัดทำข้อเสนอเพื่อให้คณะกรรมการพิจารณา
จึงเป็นหน่วยงานของกระทรวงพลังงานที่จะเกี่ยวข้องหรือมีผลต่อการกำหนดหลักเกณฑ์ต่างๆ
ในอุตสาหกรรมน้ำมันและไฟฟ้าดังกล่าว อำนาจหน้าที่ที่สำคัญของหน่วยงานต่างๆ สรุปได้ดังนี้

กระทรวงพลังงาน

กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานระดับกระทรวง
ซึ่งประกอบด้วยหน่วยงานที่เกี่ยวข้องด้านพลังงานในด้านต่างๆ ประกอบด้วย การกำหนดนโยบาย
ทิศทางการบริหารจัดการ และหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้อง การออกระเบียบปฏิบัติ การกำกับดูแลการปฏิบัติ
โดยนโยบายด้านพลังงานดังกล่าวรวมถึง
การบริหารจัดการทรัพยากรธรรมชาติและการอนุญาตให้สำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย
นอกจากนี้ กระทรวงพลังงานเป็นผู้มีอำนาจกำกับดูแล กฟผ. บมจ. ปตท. และ บมจ. บางจาก
ทั้งนี้ การกำกับดูแลของกระทรวงพลังงาน
ในส่วนของการกำกับดูแลโรงกลั่นน้ำมันให้มีความปลอดภัยในการประกอบธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซ
การกำหนดคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง
การค้าและการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายเป็นอำนาจหน้าที่ของกรมธุรกิจพลังงาน
ซึ่งเป็นกรมในสังกัดกระทรวงพลังงาน

กพช.

อำนาจและหน้าที่ของ กพช. ตามที่บัญญัติไว้ใน พ.ร.บ. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
รวมถึง การเสนอนโยบายพลังงาน
และแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศต่อคณะรัฐมนตรี
กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการกำหนดราคาพลังงานให้สอดคล้องกับนโยบายพลังงานและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ
ติดตามและดูแลการดำเนินการของคณะกรรมการที่เกี่ยวข้องชุดต่างๆ หน่วยงานของรัฐ รัฐวิสาหกิจ
และภาคเอกชนที่มีอำนาจและหน้าที่เกี่ยวข้องกับกิจการพลังงาน ทั้งนี้ มติของ กพช.
ถือเป็นนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาลและจะมีผลใช้บังคับเมื่อคณะรัฐมนตรีเห็นชอบ

สนพ.

อำนาจและหน้าที่หลักอย่างหนึ่งของ สนพ. ตามที่กำหนดใน พ.ร.บ.
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คือ การศึกษา
และวิเคราะห์นโยบายพลังงานและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศเพื่อนำเสนอต่อ
กพช. ดังนั้น สนพ. จึงมีหน้าที่ในการให้คำแนะนำเกี่ยวกับนโยบาย
และแผนดังกล่าวเพื่อให้สอดคล้องกับหน้าที่ในการตรวจสอบ ประเมินผล ประสานงาน
และสนับสนุนการปฏิบัติการตามนโยบายพลังงานและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ
รวบรวมข้อมูลด้านพลังงาน ตรวจสอบสถานการณ์ทางด้านพลังงาน
วิเคราะห์และพยากรณ์แนวโน้มความต้องการพลังงาน รวมถึงเผยแพร่ข้อมูลสถิติทางด้านพลังงาน

นอกจากอำนาจหน้าที่ตามพ.ร.บ. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติแล้ว สนพ.
ยังมีอำนาจหน้าที่ตามที่กำหนดไว้ในพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
พ.ศ. 2516 และ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 อีกด้วย

3.3.1 กฎเกณฑ์ในการกำกับดูแลธุรกิจกลั่นน้ำมัน

ราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปและการรักษาระดับราคา

ในประเทศไทยการกำหนดราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปจะอ้างอิงกับราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมประเภทนั้นๆ
ในตลาดจรสิงคโปร์ (Singapore Spot Market) ซึ่งถือเป็นเกณฑ์มาตรฐานในการคำนวณราคา
ณ โรงกลั่น (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 บวกกับภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล เงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
และกองทุนอนุรักษ์พลังงาน และภาษีมูลค่าเพิ่มซึ่งจัดเก็บโดยรัฐบาล
ภาษีและเงินส่งเข้ากองทุนจะถูกส่งต่อไปยังหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง

การส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปจะมีกำหนดราคาตามหลักการของความเสมอภาคกับการส่งออก
(Export Parity Basis) ซึ่งเป็นราคาจากตลาดจรสิงคโปร์สำหรับผลิตภัณฑ์นั้นๆ โดยอ้างอิงจาก
MOPS บวกหรือลบราคาส่วนเพิ่มหรือส่วนลดที่ขึ้นอยู่กับสภาพตลาดในเวลานั้น

รัฐบาลได้ขอให้โรงกลั่นน้ำมันในประเทศช่วยรักษาระดับราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันที่จำหน่ายให้แก่ผู้ค้าปลีกในประเทศเป็นครั้งคราว
ซึ่งในกรณีดังกล่าว โรงกลั่นน้ำมันจะถูกขอให้จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้แก่ผู้ซื้อในราคาที่ต่ำกว่าราคา
ณ
โรงกลั่นซึ่งประกาศโดยรัฐบาล
และจะมีการจ่ายเงินชดเชยโดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบนส่วนต่างระหว่างราคา ณ
โรงกลั่นและราคาที่ควบคุมดังกล่าว
โดยกลไกที่เหมาะสมในการรักษาระดับราคาขายปลีกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในเวลาที่ราคาสูงขึ้นมาก
ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาดในขณะนั้น

จากการที่รัฐกำหนดเพดานราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันของก๊าซปิโตรเลียมเหลวไว้ที่ 315
เหรียญสหรัฐต่อตัน ในขณะที่ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในตลาดโลกซึ่งกำหนดโดยราคาเปโตรมิน
เคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 400-500
เหรียญสหรัฐต่อตันจูงใจให้เกิดการส่งออกมากกว่าจำหน่ายในประเทศ ซึ่งทำให้ในช่วงปี 2549
รัฐได้เข้ามาดูแลจัดสรรปริมาณการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลวสำหรับผู้ค้ารวมถึงโรงกลั่นไทยออยล์ด้วย
และต่อมาในเดือนธันวาคม 2549 รัฐได้ใช้มาตรการกองทุนน้ำมัน
โดยเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันจากส่วนต่างของราคาส่งออกและราคา ณ
โรงกลั่นของก๊าซปิโตรเลียมเหลว
แล้วนำเงินกองทุนน้ำมันที่เก็บได้ดังกล่าวไปจ่ายชดเชยให้แก่ผู้ผลิตที่จำหน่ายในประเทศ
ซึ่งมีผลให้เพดานราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้สูงขึ้นจาก 315 เหรียญสหรัฐต่อตัน
รัฐดำเนินการโดยได้ออกคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 9/2549 ลงวันที่ 7 ธันวาคม 2549
เพื่อให้สามารถเก็บเงินกองทุนจากก๊าซปิโตรเลียมเหลวส่งออก
และมีการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน( กบง .)
เพื่อกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันทุกสัปดาห์
สำหรับโรงกลั่นหรือผู้ผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะไม่มีสถานะของรายได้ที่เปลี่ยนไปหากสัดส่วนการจำหน่ายในประเทศและการส่งออก
อยู่ในระดับเดียวกับสัดส่วนโดยรวมของประเทศ

การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย

ตามประกาศของกระทรวงพาณิชย์ ซึ่งประกาศใช้เมื่อปี 2544
โดยอาศัยอำนาจของพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการโรงกลั่นน้ำมันต้องสำรองน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นเพื่อผลิตสำหรับจำหน่ายในประเทศในปริมาณเท่ากับร้อยละ
5 โดยคำนวณจากปริมาณการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประจำปีที่ได้แจ้งไว้กับกรมธุรกิจพลังงาน
ปัจจุบันอำนาจหน้าที่ในการออกประกาศดังกล่าวเป็นของกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน
และหากมีการออกประกาศแก้ไขเพิ่มเติมเรื่องการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายจะเป็นประกาศของกระทรวงพลังงาน
โดยในปี พ.ศ. 2549 กรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกรมฯ
เรื่องกำหนดชนิดและอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2549
เพิ่มชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องสำรองอีก 3 ชนิด ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันไบโอดีเซล
และเอทานอล โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 15 เมษายน 2550 เป็นต้นไป

กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

กองทุนน้ำมันได้จัดตั้งขึ้นตามคำสั่งของนายกรัฐมนตรีโดยอาศัยอำนาจตามพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
พ.ศ. 2516
โดยกองทุนนี้มีวัตถุประสงค์เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงและเพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันอันเนื่องมาจากราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้น
เพื่อให้เกิดผลกระทบที่จะมีผลต่อเศรษฐกิจและประชาชนให้น้อยที่สุด ในการนี้
ผู้ประกอบการผลิตและจำหน่ายน้ำมัน
มีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้า/หรือรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามปริมาณน้ำมันที่ผลิตหรือจำหน่ายให้ตามที่กำหนดโดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
(กบง.)

กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดตั้งขึ้นโดยอาศัยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
พ.ศ. 2535
โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นแหล่งลงทุนในการดำเนินงานและใช้จ่ายช่วยเหลือหรืออุดหนุนการค้า
เน้นงานเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน ป้องกัน และแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการใช้พลังงาน
โดยผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันมีหน้าที่นำส่งเงินเข้ากองทุนในอัตราตามที่ กบง. กำหนด
โดยกรมสรรพสามิต กรมศุลกากร
และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติว่าเป็นผู้รับผิดชอบในการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุน

คุณภาพของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป

รัฐบาลโดยกรมธุรกิจพลังงานกระทรวงพลังงานได้กำหนดคุณภาพผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศเพื่อให้ผู้บริโภคได้ใช้น้ำมันที่มีคุณภาพดีและไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์
โดยข้อกำหนดต่างๆ ดังกล่าวออกตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543

ปลายปี 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

ทั้งนี้ คุณภาพของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปขึ้นอยู่กับชนิดและวัตถุประสงค์ที่ใช้ ตัวอย่างเช่น
หากเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ผลิตเพื่อการส่งออกจะได้รับการยกเว้นไม่ต้องเป็นไปตามข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงที่รัฐบาลกำหนด

กฎเกณฑ์เกี่ยวกับไฟฟ้า

ช่วงปลายปี 2549 รัฐบาลได้ถ่ายโอนอำนาจหน้าที่ให้แก่กระทรวงพลังงาน
ในการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยในวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
ได้มีมติอนุมัตินโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ เป็น 2 ระยะ คือ ระยะสั้น
เพื่อแก้ปัญหาพลังงานเร่งด่วนของประเทศ และระยะยาว
เพื่อวางพื้นฐานการพัฒนาพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคงและยั่งยืน

นอกจากนี้ กพช. ยังได้เห็นชอบแนวทางกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ
โดยมีมติอนุมัติให้มีการยก “ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ...” ซึ่งร่างฯ
ดังกล่าวได้กำหนดให้มีการกำกับดูแลที่ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ
เพื่อให้การกำกับดูแลดำเนินอย่างต่อเนื่องภายหลังการลาออกของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
(Regulation) 7 คนเมื่อเดือนพฤศจิกายน 2549
โดยมีมติให้ยกเลิกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ.
2548 สำหรับการสรรหาคณะกรรมการสรรหาชุดใหม่
กระทรวงพลังงานได้แก้ไขโดยให้มีคณะกรรมการสรรหารวมทั้งสิ้น 7 คน
เพื่อทำหน้าที่สรรหาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
และจัดให้มีการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.)
เพื่อปฏิบัติหน้าที่เป็นเลขานุการของ กกพ. ต่อไปด้วย โดยอำนาจหน้าที่ของ กกพ. ที่สำคัญ คือ

-   กำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานเพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติ

-   ออกระเบียบหรือประกาศกำหนดมาตรการ หลักเกณฑ์ วิธีการ
    และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน

-   ออกระเบียบหรือประกาศกำหนดมาตรการเพื่อส่งเสริมการแข่งขันและป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดในทางมิชอบ

-   จัดทำพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
    และกำหนดมาตรการเพื่อให้เกิดความมั่นคงและเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า รวมทั้ง
    กำหนดระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า

-   พิจารณาเสนอแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า แผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้า
    แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานต่อรัฐมนตรี

-   พิจารณาเสนอหลักเกณฑ์ และวิธีการกำหนดอัตราค่าบริการต่อรัฐมนตรี
    รวมทั้งกำกับดูแลอัตราค่าบริการ และกำหนดเงื่อนไขการกำกับดูแลให้เป็นไปตามนโยบาย
    และแนวทางที่รัฐมนตรีกำหนด รวมถึงการกำหนดค่าธรรมเนียมใบอนุญาต

-   ตรวจสอบการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาต และกำกับดูแลมาตรฐานทางวิชาการ
    ความปลอดภัยของการประกอบกิจการพลังงาน

-   กำหนดหลักเกณฑ์ และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนและการชดเชยจากกองทุน

พร้อมกันนี้ กพช. ได้จัดให้มีการตั้งคณะอนุกรรมการใหม่จำนวน 4 คณะ
เข้ามาทดแทนภายใต้คณะกรรมการการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)
เพื่อทำหน้าที่แทนในช่วงเปลี่ยนผ่าน ประกอบด้วย
คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ (เอฟที)
คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบเชื่อมโยง
และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน

3.4 การดำเนินงานด้านคุณภาพ ความปลอดภัย อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม

  การบริหารการจัดการด้านคุณภาพ

บริษัทฯ ตระหนักถึงความสำคัญในการนำระบบการจัดการมาตรฐานอุตสาหกรรม (มอก.)
และมาตรฐานไอเอสโอ (ISO) มาพัฒนาใช้ในการดำเนินงานซึ่งไม่เพียงมุ่งเน้นการปฏิบัติ
ตามกฎหมายหรือระเบียบข้อบังคับของทางราชการเท่านั้น แต่ยังสอดคล้องกับนโยบาย วัตถุประสงค์
และเป้าหมายของบริษัทฯ ตลอดจนข้อตกลงที่ได้ทำไว้กับลูกค้าอย่างเคร่งครัด ในปี 2548 ไทยออยล์
จึงได้รับการตรวจประเมินระบบการจัดการมาโดยลำดับ นับตั้งแต่ ISO 9001 เมื่อปี 2539, ISO
14001 ในปี 2542 และ มอก.18001 ในปี 2544
กอปรกับความมุ่งมั่นในการดำเนินงานตามมาตรฐานของระบบการจัดการต่างๆ จึงทำให้บริษัทฯ
ประสบความสำเร็จจากการรับรองระบบอย่างต่อเนื่องมาจนถึงปัจจุบัน

  การบริหารการจัดการด้านความสามารถของห้องปฏิบัติการทดสอบ

บริษัทฯ ได้นำระบบ ISO/IEC 17025 มาพัฒนาใช้ เพื่อให้มั่นใจว่าการทดสอบถูกต้อง แม่นยำ
รวดเร็ว และเป็นไปตามข้อกำหนดทางกฎหมาย ตลอดจนมาตรฐานสากล ดังนั้น ห้องปฏิบัติการฯ
ของบริษัทฯ จึงได้รับการรับรองระบบจากสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.)
เป็นครั้งแรกและเป็นรายแรกของกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเลียมและปิโตรเคมี ตั้งแต่ปี2539

สำหรับปี 2549 ที่ผ่านมา ห้องปฏิบัติการทดสอบของบริษัทฯ
ประสบความสำเร็จจากการตรวจประเมินระบบ ISO/IEC 17025:2005 ซึ่งเป็นมาตรฐานใหม่
โดยได้รับการรับรองจากสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) แล้ว

  การบริหารการจัดการด้านสิ่งแวดล้อม

บริษัทฯ
บริหารจัดการด้านสิ่งแวดล้อมโดยยึดมั่นในปรัชญาการดำเนินธุรกิจในเชิงพาณิชย์และรับผิดชอบต่อสังคม
จึงได้กำหนดนโยบายด้านคุณภาพ อาชีวอนามัย ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม หรือ Quality
Safety Health and Environment (QSHE) ของบริษัทฯ
ซึ่งนอกจากมุ่งเน้นการบริหารจัดการและใช้ทรัพยากรในทุกๆ
ด้านอย่างเหมาะสมเพื่อให้เกิดประสิทธิผลสูงสุด แล้วยังรวมถึงการป้องกัน
และควบคุมผลกระทบสิ่งแวดล้อมทั้งทางน้ำ อากาศ เสียง ขยะมูลฝอย และกากของเสียอุตสาหกรรม
ที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินกิจการของบริษัทฯ ทั้งในรั้วโรงกลั่น และชุมชนบริเวณใกล้เคียงโดยรอบ

ระบบการจัดการด้านสิ่งแวดล้อม

บริษัทฯ ให้ความสำคัญ อย่างยิ่งในการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมแบบบูรณาการ
เพื่อจัดสรรให้เกิดประโยชน์ร่วมกันอย่างสมดุลระหว่างชุมชนรอบโรงกลั่น
และการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ โดยในรอบปี 2549 ที่ผ่านมา บริษัทฯ
ได้ดำเนินกิจกรรมด้านการบริหารจัดการสิ่งแวดล้อมทั้งด้านการติดตามตรวจวัดคุณภาพสิ่งแวดล้อมด้านอากาศและน้ำซึ่งดำเนินการควบคู่ไปกับการว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาด้านสิ่งแวดล้อม
ในการตรวจติดตามคุณภาพสิ่งแวดล้อมโดยรอบโรงกลั่น
รวมถึงการจัดการกากของเสียที่เกิดขึ้นจากกิจกรรมของบริษัทฯ
ด้วยวิธีการที่ถูกต้องเหมาะสมอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้ บริษัทฯ
ยังได้รายงานข้อมูลการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมของโรงกลั่นต่อหน่วยราชการที่เกี่ยวข้องอย่างสม่ำเสมอ
เพื่อเป็นการยืนยันเจตนารมณ์อันแน่วแน่ต่อพันธกิจในการอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมของบริษัทฯ
นอกจากนั้นในอนาคตอันใกล้นี้ บริษัทฯ ยังมีโครงการที่จะก่อสร้างหน่วยกำจัดมลสาร (Shell
Claus Off-gas Treating Unit)
ถือเป็นส่วนหนึ่งของโครงการปรับปรุงหน่วยกลั่นน้ำมันดิบหน่วยที่ 3
เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการแยกกำมะถันบริสุทธิ์จากหน่วยแยกกำมะถันที่มีอยู่เดิม (Sulphur
Recovery Unit)
อันทำให้การปล่อยมลสารออกสู่บรรยากาศในปริมาณที่ต่ำกว่าเกณฑ์ที่กฎหมายกำหนดมาก
อีกทั้งยังเป็นการช่วยรักษาสภาพแวดล้อมที่ดีสืบไป

การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment: EIA)

การวางแผนงานสำหรับการจัดทำ EIA บริษัทฯ
จะตรวจสอบประเภทของโครงการที่เข้าข่ายต้องจัดทำ EIA ที่ระบุตามข้อกำหนดของทางราชการ
และโครงการที่อาจเกิดความเสี่ยงต่อชุมชนและสิ่งแวดล้อม
จากนั้นจะกำหนดแนวทางและวางมาตรการด้านสิ่งแวดล้อมให้ครอบคลุมทุกกิจกรรม พร้อมทั้งเผยแพร่
ประชาสัมพันธ์ และเปิดรับฟังความคิดเห็นของชุมชนก่อนการดำเนินโครงการต่างๆ
โดยจัดจ้างบริษัทที่ปรึกษาที่ขึ้นทะเบียนและได้รับการรับรองอย่างถูกต้องจากทางราชการเป็นผู้ดำเนินการ

ทั้งนี้ ในปี 2549 บริษัทฯ ได้รับความเห็นชอบ EIA
จากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) จำนวนทั้งสิ้น 4
โครงการ ได้แก่

-   โครงการปรับปรุงหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ หน่วยที่ 3

-   โครงการทุ่นรับน้ำมันดิบกลางทะเลชุดใหม่

-   โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม

-   โครงการขยายกำลังการผลิตสารพาราไซลีนของบริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด

  กิจกรรมเพื่อชุมชนและสิ่งแวดล้อม

บริษัทฯ ดำเนินการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อม
โดยได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาที่ขึ้นทะเบียนกับทางราชการ
ให้ดำเนินการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมทั้งในด้านคุณภาพน้ำ ด้านคุณภาพน้ำทะเล
ด้านคุณภาพอากาศ และด้านระดับเสียง
ในขณะที่ด้านสุขภาพอนามัยและความปลอดภัยในการทำงานของพนักงานผู้ปฏิบัติงานก็เป็นเรื่องที่ขาดไม่ได้เช่นเดียวกัน
บริษัทฯ จึงได้วางโปรแกรมการตรวจสุขภาพทางอาชีวอนามัยให้กับพนักงานเป็นประจำทุกปี
เพื่อตรวจสอบความสมบูรณ์ของสภาพร่างกายของพนักงานอย่างสม่ำเสมอ
รวมไปถึงด้านเศรษฐกิจสังคมที่มีการลงพื้นที่กรอกแบบสอบถามเพื่อสำรวจทัศนคติของชุมชนโดยรอบบริเวณโรงกลั่นทุกปี

โดยที่การติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมเหล่านี้
ก็เพื่อเป็นการเฝ้าระวังและคอยติดตามผลกระทบสิ่งแวดล้อมได้อย่างใกล้ชิด นอกจากนี้
การวางมาตรการป้องกัน แก้ไข และลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมที่ครอบคลุมทุกผลกระทบและทุกกิจกรรม
ตัวอย่างเช่น กิจกรรมการขนถ่ายน้ำมันดิบทางเรือผ่านทางทุ่นรับน้ำมันดิบกลางทะเลของโรงกลั่น
ซึ่งบริษัทฯ
ได้ติดตั้งอุปกรณ์เพื่อรองรับเหตุฉุกเฉินอันเนื่องมาจากน้ำมันดิบรั่วไหลลงทะเลไว้อย่างครบครันและเพียงพอต่อการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินต่างๆ
ทั้งที่บริเวณท่าเทียบเรือ และทุ่นรับน้ำมันดิบใหม่นั้น
ย่อมถือเป็นการป้องกันผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมที่อาจเกิดขึ้นได้อย่างทันท่วงที
ทั้งภายในโรงกลั่นและพื้นที่ชุมชนโดยรอบ

  ระบบติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมอย่างต่อเนื่อง

  ด้านคุณภาพน้ำ

การตรวจสอบคุณภาพน้ำหลังผ่านระบบบำบัดน้ำเสีย โดยเฉพาะบริษัทฯ
ซึ่งมีการประกอบกิจการกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมทำให้คุณภาพน้ำมีองค์ประกอบของสารอนินทรีย์เป็นส่วนใหญ่
บริษัทฯ จึงได้ติดตั้งเครื่องตรวจวัดค่าความสกปรกของน้ำในรูปของ COD ไว้
เพื่อติดตามตรวจสอบคุณภาพน้ำและประเมินประสิทธิภาพของระบบบำบัดน้ำเสียเรื่อยมา จนกระทั่งปี
2549 บริษัทฯ
ได้ดำเนินการปรับเปลี่ยนจุดตรวจวัดคุณภาพน้ำให้สอดคล้องกับข้อกำหนดของทางราชการ
และวางระบบเชื่อมต่อเพื่อรายงานคุณภาพน้ำให้แก่หน่วยงานราชการทราบอย่างต่อเนื่อง

  ด้านคุณภาพอากาศ

การเฝ้าระวังผลกระทบด้านคุณภาพอากาศต่อชุมชนที่อยู่ใกล้เคียงกับพื้นที่โรงกลั่น บริษัทฯ
ได้ติดตั้งสถานีตรวจวัดคุณภาพอากาศในบรรยากาศแบบต่อเนื่อง (Ambient Air Quality
Monitoring Station: AAQMS) ในบริเวณพื้นที่โรงกลั่น และในอนาคตอันใกล้นี้บริษัทฯ
ได้วางแผนติดตั้ง AAQMS เพิ่มเติม ทั้งนี้ เพื่อให้ครอบคลุมทุกพื้นที่ที่ไวต่อการรับผลกระทบ เช่น
ชุมชน และมหาวิทยาลัย เป็นต้น

นอกจากนี้
สภาพอุตุนิยมวิทยาโดยทั่วไปของพื้นที่เป็นแหล่งข้อมูลที่สำคัญยิ่งต่อการประเมินคุณภาพอากาศซึ่งแสดงถึงความสามารถในการรองรับ
(Carrying Capacity) ของคุณภาพอากาศในพื้นที่ ดังนั้น บริษัทฯ
จึงได้ติดตั้งสถานีตรวจวัดข้อมูลอุตุนิยมวิทยาไว้ภายในพื้นที่โรงกลั่น และภายในสถานี AAQMS ด้วย
เพื่อนำไปศึกษาแนวโน้มของผลกระทบด้านคุณภาพอากาศของพื้นที่แหลมฉบังต่อไป อย่างไรก็ตาม
บริษัทฯ ได้เล็งเห็นว่าการตรวจสอบคุณภาพอากาศจากปล่องระบายอากาศ
นับได้ว่าเป็นการติดตามตรวจสอบคุณภาพอากาศที่มีประสิทธิภาพวิธีหนึ่ง
จึงได้ดำเนินการติดตั้งเครื่องมือหรืออุปกรณ์พิเศษเพื่อตรวจสอบคุณภาพอากาศจากปล่องแบบอัตโนมัติ
(Continuous Emission Monitoring System : CEMs)
ไว้ที่ปล่องระบายอากาศของหน่วยผลิตของโรงกลั่น รวมทั้งทำการตรวจสอบความถูกต้องของระบบ
CEMs โดยบริษัทที่ปรึกษาที่ได้รับการรับรองจากทางราชการเป็นประจำอย่างสม่ำเสมอ
เพื่อให้ได้รับข้อมูลคุณภาพอากาศที่ถูกต้องและแม่นยำ

นโยบายเชิงรุกด้านสิ่งแวดล้อม

เตรียมพร้อมกับภาวะโลกร้อนด้วยกลไกการพัฒนาที่สะอาด

ปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ
เนื่องจากการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากกิจกรรมการดำรงชีวิตของประชากรโลกในปัจจุบัน
ทั้งจากภาคคมนาคมขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม และภาคเกษตรกรรม ซึ่งนำไปสู่การเกิดภาวะโลกร้อน
โดยแนวทางหนึ่งในการร่วมกันแก้ไขปัญหาดังกล่าวคือ
การให้สัตยาบันต่ออนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (United Nation
Framework Convention on Climate Change : UNFCCC)
ซึ่งมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ประเทศภาคีสมาชิกร่วมกันรักษาระดับความเข้มข้นของก๊าซเรือนกระจกในบรรยากาศให้คงที่
เพื่อบรรลุเป้าหมายของการแก้ไขปัญหาโลกร้อน และพิธีสารเกียวโต (Kyoto Protocal) ภายใต้
UNFCCC ซึ่งประเทศไทยได้เข้าร่วมให้สัตยาบันในพิธีสารดังกล่าว เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2545
แต่เนื่องด้วยประเทศไทยไม่ได้อยู่ในกลุ่มภาคผนวกที่ 1 (Non-Annex I)
จึงไม่มีพันธกรณีในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก
แต่ก็สามารถเข้าร่วมกิจกรรมนี้ได้จากการดำเนินโครงการภายใต้กลไกการพัฒนาที่สะอาด (Clean
Development Mechanism : CDM)

บริษัทฯ และบริษัทย่อย ได้เล็งเห็นว่าปัญหาภาวะโลกร้อน
ซึ่งนับวันจะเป็นปัญหาด้านสิ่งแวดล้อมที่ทุกคนต้องให้ความสำคัญมากยิ่งขึ้น บริษัทฯ
จึงได้ดำเนินกิจกรรมบางส่วนซึ่งถือว่าเป็นส่วนหนึ่งของ CDM
และเป็นการช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อีกทางหนึ่ง อาทิ

-   การปรับเปลี่ยนเครื่องจักร/อุปกรณ์เพื่อลดการใช้พลังงาน
    รวมทั้งการซ่อมบำรุงอุปกรณ์บางชนิดอย่างสม่ำเสมอเพื่อลดการสูญเสียของพลังงาน

-   การเลือกใช้อุปกรณ์ไฟฟ้าที่ประหยัดพลังงาน
    โดยการเปลี่ยนเครื่องปรับอากาศเป็นรุ่นที่ประหยัดพลังงานมากขึ้น

-   การใช้ความร้อนที่เหลือจากการผลิตกระแสไฟฟ้าหมุนเวียนกลับมาใช้ใหม่
    รวมถึงการผลิตกระแสไฟฟ้าควบคู่กับการผลิตไอน้ำ

-   การร่วมปลูกป่าเฉลิมพระเกียรติ ซึ่งในปี 2549 บริษัทฯ
    ได้ปลูกต้นราชพฤกษ์ถวายเป็นพระราชกุศลในวโรกาสฉลองสิริราชย์สมบัติครบ 60 ปี
    จำนวนทั้งสิ้น 999 ต้น

-   การกำจัดก๊าซไฮโดรเจนซัลไฟด์ก่อนจะระบายออกสู่บรรยากาศด้วยหน่วย SCOT (Shell
    Claus Off-Gas Treating Unit)
    โดยการดึงก๊าซไฮโดรเจนซัลไฟด์กลับเข้าไปในกระบวนการแยกกำมะถัน

ป้องกันและลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกด้วยเทคโนโลยีอันทันสมัย

บริษัทฯ
และบริษัทย่อยได้นำวิทยาการสมัยใหม่มาใช้ในกระบวนการผลิตกระแสไฟฟ้าเพื่อควบคุมการปล่อยก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจน
(NO_(x)) จากการเผาไหม้เชื้อเพลิงของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า (Dry Low NO_(x)
Combustion) นอกเหนือจากการเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่สะอาด ทำให้ค่า
NO_(x) ที่ปล่อยออกสู่บรรยากาศอยู่ในระดับที่ต่ำกว่าค่ามาตรฐานที่ทางราชการกำหนด นอกจากนี้
บริษัทฯ ยังมีโครงการที่จะปรับเปลี่ยนฝาปิดถังเก็บน้ำมันแบบลอย หรือที่เรียกว่า Floating Roof
Tanks จากแบบ Single Protection เป็น Double Protection
ซึ่งเพิ่มชั้นการผนึกฝาถังเพื่อป้องกันการระเหยของสารประกอบไฮโดรคาร์บอน
ซึ่งจัดเป็นสารอินทรีย์ระเหย (Volatile Organic Compounds : VOCs) ชนิดหนึ่ง ทั้งนี้
เพื่อลดปริมาณก๊าซเรือนกระจกที่ปล่อยออกสู่บรรยากาศและลดโอกาสการเกิดอุบัติเหตุจากไอระเหยบริเวณฝาถังได้

การบริหารการจัดการด้านอาชีวอนามัยและความปลอดภัย

บริษัทฯ เล็งเห็นความสำคัญในเรื่อง
การบริหารการจัดการด้านอาชีวอนามัยและความปลอดภัยซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของการดำเนินธุรกิจ
จึงได้นำระบบความปลอดภัยที่ได้มาตรฐานสากลมาใช้ในทุกกระบวนการดำเนินงาน
นับตั้งแต่การออกแบบหน่วยกลั่นให้มีความปลอดภัย การจัดให้มีระบบป้องกันอย่างครบถ้วน
การส่งเสริมและสร้างจิตสำนึกของบุคลากร การจัดให้มีแผนรองรับกรณีฉุกเฉินและแผนงานต่างๆ
ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งกำหนดให้มีตัวชี้วัด Loss Time Injury Frequency (LTIF)
เพื่อประเมินประสิทธิผลในการดำเนินงาน นอกเหนือจากดัชนีชี้วัดตัวอื่นๆ

ปัจจุบันไทยออยล์ได้นำระบบการจัดการอาชีวอนามัย และความปลอดภัย มอก.18001
ซึ่งได้ใบรับรองจากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ มาตั้งแต่ปี 2544
โดยมีเป้าหมายที่ทำให้เกิดความพัฒนาอย่างยั่งยืน (Sustainable Development)
การควบคุมความเสี่ยงและการปรับปรุงอย่างต่อเนื่อง
ซึ่งรวมถึงการคัดสรรแนวปฏิบัติที่ดีในด้านความปลอดภัย (Best Practices)
เพื่อนำเข้ามาปฏิบัติในองค์กร

ผลการดำเนินงานหลัก ในรอบปี 2549 ที่ผ่านมาสรุปพอสังเขปดังนี้

  การพัฒนาและปรับปรุงการดำเนินงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัย

ให้สอดคล้องกับข้อกำหนด กฎหมายทางด้านอาชีวอนามัยและความปลอดภัย
ที่ประกาศใช้ใหม่ในรอบปีที่ผ่านมา

  - การปรับปรุงระบบใบอนุญาตในการทำงาน (Permit to Work System)

  - การฝึกซ้อมแผนฉุกเฉิน สำหรับบุคลากรที่มีหน้าที่ในด้านการป้องกันและระงับเหตุ

  - การปรับปรุงแผนล่วงหน้ากรณีเกิดเหตุฉุกเฉิน (Pre-incident Planning)

  - การทบทวนประเด็นความเสี่ยงและแผนงานบริหารจัดการความเสี่ยง

  - การจัดกิจกรรมส่งเสริมเพื่อพัฒนาจิตสำนึก ทางด้านด้านอาชีวอนามัยและความปลอดภัย

ไทยออยล์ ยังเป็นศูนย์รวมทางด้านวิชาการและเทคโนโลยีการบริหารงานด้านอาชีวอนามัย
ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัย
ซึ่งนอกจากจะได้รับความสนใจในการเข้าเยี่ยมชมจากหน่วยงานภาครัฐ
เอกชนและสถานศึกษาทั้งในและต่างประเทศแล้ว
บุคลากรด้านความปลอดภัยของไทยออยล์ยังมีบทบาทต่อสาธารณะ
ทั้งในแง่วิทยากรและการเป็นคณะกรรมการร่างข้อกำหนด ตลอดจนกฎหมายที่เกี่ยวข้องด้วย และในปี
2549 บริษัทฯ
ได้รับเกียรติเป็นที่ปรึกษาให้กับจังหวัดชลบุรีในด้านการเตรียมความพร้อมรองรับกรณีฉุกเฉิน ตามแผน
กปพร. ชลบุรี

  กิจกรรม QSHE ร่วมกับบริษัทในเครือไทยออยล์

บริษัทฯ ได้ตระหนักถึงความสำคัญของการดำเนินกิจกรรมด้าน QSHE ร่วมกับกลุ่มบริษัทย่อย
เพื่อให้เกิดความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพการทำงานของแต่ละบริษัทฯ
จึงได้มีการจัดกิจกรรมร่วมกัน เช่น การฝึกอบรม การจัดงานสัปดาห์ QSHE การแลกเปลี่ยน
ข้อมูลด้านกฎหมายเกี่ยวกับ QSHE เป็นต้น

  กิจกรรม 5 ส

บริษัทฯ ได้จัดให้มีการรณรงค์กิจกรรม 5 ส อย่างต่อเนื่อง
โดยถือเป็นพื้นฐานของการบริหารงานและการดำเนินงานต่างๆ ที่จะพัฒนา
และเพิ่มประสิทธิภาพของการทำงาน ตลอดจนการมีสภาพแวดล้อมในการทำงานที่ดี ปลอดภัย
และลดความสูญเปล่าที่ก่อให้เกิดต้นทุนที่ไม่จำเป็น
ประการสำคัญยังเป็นการสร้างทัศนคติที่ดีต่อพนักงาน เพราะการทำกิจกรรม 5 ส
เป็นการสร้างวินัยให้กับตนเอง ซึ่งไม่ได้มุ่งเน้นเฉพาะการทำความสะอาดภายนอกเท่านั้น
แต่ยังส่งเสริมพนักงานให้หมั่นชำระจิตใจภายในด้วย

  การพัฒนาธุรกิจอย่างยั่งยืนไปกับสิ่งแวดล้อมและสังคม (CSR)

ไทยออยล์มุ่งมั่นที่จะเป็นผู้นำในการดำเนินธุรกิจเชิงบูรณาการด้านการกลั่นน้ำมันและปิโตรเคมีที่ต่อเนื่องอย่างครบวงจรในภูมิภาค
โดยคำนึงถึงดุลยภาพด้านสิ่งแวดล้อมและการเอื้อประโยชน์ต่อสังคมโดยรวม ซึ่งที่ผ่านมา
ไทยออยล์ได้ให้ความสำคัญยิ่งในการสนับสนุนโครงการด้านการศึกษาของเยาวชน
รวมทั้งการสร้างองค์ความรู้ให้กับชุมชน เพราะเชื่อมั่นว่า
การพัฒนาทรัพยากรมนุษย์จะนำไปสู่การพัฒนาชุมชนอย่างยั่งยืนตามรอยพระราชดำริของพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัว
นอกจากนี้ ยังมุ่งเน้นการประกอบการที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม
ตลอดจนดูแลด้านสุขอนามัยเพื่อคุณภาพชีวิตที่ดีของชุมชนอย่างต่อเนื่อง ส่งให้บริษัทฯ
ก้าวเติบโตเคียงคู่สังคมได้อย่างยั่งยืนตลอดระยะเวลากว่า 45 ปีที่ผ่านมา

  โครงการด้านการศึกษา

  ทุนการศึกษาและการสร้างองค์ความรู้เพื่อการพัฒนาอย่างยั่งยืน

บริษัทฯ มีเจตนารมณ์แน่วแน่ในการส่งเสริมด้านการศึกษามานับแต่แรกก่อตั้ง
โดยมอบทุนการศึกษาแก่นักเรียนในชุมชนเป็นประจำทุกปี
ทั้งยังได้พัฒนาทุนการศึกษาที่มุ่งเน้นการต่อทุนทางปัญญา
เพื่อเพิ่มขีดความสามารถของเยาวชนอย่างเต็มที่ นับตั้งแต่ที่บริษัทฯ ได้รับพระกรุณาโปรดเกล้าฯ
ให้จัดตั้งกองทุนสมเด็จเจ้าฟ้ามหาจักรีฯ ขึ้น และทรงรับกองทุนไว้ในพระราชูปถัมภ์
เพื่อทรงใช้ในการส่งเสริมการศึกษาตามพระราชอัธยาศัย ซึ่งบริษัทฯ ได้จัดสรรเงินสมทบกองทุนฯ
อย่างต่อเนื่องมาตั้งแต่ปี 2534
รวมทั้งการสนองพระยุคลบาทด้านการศึกษาอย่างต่อเนื่องอีกโครงการในรูปของการจัดทุน “บริษัท
ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)” ในมูลนิธิอานันทมหิดล ซึ่งบริษัทฯ
ได้รับพระบรมราชานุมัติให้จัดตั้งขึ้นเมื่อปี 2548

นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังสนับสนุนการเสริมสร้างองค์ความรู้ทั้งในระดับสากลอันได้แก่
ศูนย์สร้างสรรค์งานออกแบบ (TCDC)
ซึ่งมีวัตถุประสงค์ที่จะพัฒนาความรู้ด้านการออกแบบและความคิดสร้างสรรค์ให้แก่เยาวชนและสังคมไทย
รวมทั้งการมุ่งสร้างคุณค่าและความรู้ทางสังคมแก่ชุมชน เช่น
การเปิดโอกาสให้ชุมชนเข้าเยี่ยมชมและรับรู้ถึงเทคโนโลยีเพื่อสิ่งแวดล้อมของโรงกลั่นอย่างสม่ำเสมอ
สนับสนุนเทศบาลตำบลแหลมฉบังและกรรมการชุมชนสร้างสถานีวิทยุชุมชนเพื่อประโยชน์ในการสร้างความรู้
และการนำเสนอข่าวสารที่เป็นประโยชน์ต่อชุมชน รวมทั้งการจัดอบรมด้านความปลอดภัย
โดยฝึกวิธีการดับเพลิงให้กับหน่วยราชการในพื้นที่และผู้เกี่ยวข้อง

  โครงการเสริมสร้างทักษะวิศวกรรมในนาม “ChEPS”

ไทยออยล์พร้อมสนับสนุนการยกระดับมาตรฐานวิศวกรรุ่นใหม่ให้แก่อุตสาหกรรมปิโตรเลียมของไทย
จึงได้ร่วมมือกับมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีพระจอมเกล้าธนบุรีในโครงการ ChEPS (Chemical
Engineering Practice School) มาตั้งแต่ปี 2540 โดยมุ่งเสริมสร้างทักษะ
ทางวิศวกรรมให้แก่นักศึกษาวิศวกรรมเคมีระดับปริญญาโทในช่วงปีการศึกษาสุดท้ายให้มีโอกาสฝึกปฏิบัติงานจริงเพื่อเพิ่มพูนทักษะการเรียนรู้
การวิเคราะห์และประยุกต์ใช้ทฤษฎีในการปฏิบัติงานของวิศวกรในสภาพแวดล้อมจริงของโรงกลั่น
นอกจากนั้น ไทยออยล์ยังได้มีส่วนร่วมในการบริหารจัดการหลักสูตรการเรียนการสอน
การบรรยายเชิงปฏิบัติการในห้องเรียน รวมทั้งการมอบทุนการศึกษาแบบให้เปล่าโดยไม่มีข้อผูกมัด

  โครงการด้านศาสนา วัฒนธรรมและประเพณีท้องถิ่น

ด้วยเล็งเห็นความสำคัญในการทำนุบำรุงพระศาสนา
ตลอดจนอนุรักษ์วัฒนธรรมและประเพณีที่สืบสานศรัทธาร่วมกันมายาวนาน
ไทยออยล์จึงเข้าร่วมกิจกรรมในเทศกาลและประเพณีสำคัญเป็นประจำทุกปี เช่น การแห่เทียนพรรษา
และการจัดทอดกฐินสามัคคีร่วมกับชุมชน และหน่วยราชการทั้งในพื้นที่ และท้องถิ่นทุรกันดารต่างๆ
ทั่วประเทศ

  ด้านสิ่งแวดล้อมและสุขอนามัย

  โครงการปลูกต้นราชพฤกษ์เฉลิมพระเกียรติ

ไทยออยล์ให้ความสำคัญอย่างยิ่งต่อการประกอบการที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม
จึงได้จัดโครงการปลูกต้นราชพฤกษ์เฉลิมพระเกียรติขึ้น โดยปลูกทั้งภายในโรงกลั่น
และมีแผนที่จะขยายขอบเขตไปสู่การปลูกต้นราชพฤกษ์บริเวณชุมชนรอบโรงกลั่น
เพื่อสร้างสภาพแวดล้อมที่ดีในชุมชน
และยังเป็นการส่งเสริมความสัมพันธ์ระหว่างประชาชนที่อาศัยอยู่ในชุมชน
และหน่วยงานราชการกับโรงกลั่นให้แน่นแฟ้นยิ่งขึ้นอีกด้วย

  โครงการหน่วยสาธารณสุขเคลื่อนที่

ด้วยความห่วงใยในชุมชนรอบโรงกลั่น โดยเฉพาะด้านสุขอนามัย
ไทยออยล์จึงได้จัดโครงการออกหน่วยสาธารณสุขเคลื่อนที่เพื่อบริการทางการแพทย์และสาธารณสุข
รวมทั้ง
การสนับสนุนนักศึกษาแพทย์ในการออกพื้นที่เพื่อให้ความรู้ด้านสุขภาพแก่ชาวบ้านในชุมชนอย่างต่อเนื่อง
นอกจากนี้ ยังสนับสนุนการดำเนินงานของชุมชนให้เป็นชุมชนปลอดยาเสพติดอีกด้วย

  ด้านชุมชนสัมพันธ์

ไทยออยล์ได้เนินงานด้านชุมชนสัมพันธ์เชิงบูรณาการในนาม
“คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมและมวลชนสัมพันธ์กลุ่มไทยออยล์”
เพื่อให้งานชุมชนสัมพันธ์ของกลุ่มบริษัทไทยออยล์เป็นไปในทิศทางเดียวกันอย่างสร้างสรรค์
ทั้งยังมุ่งเน้นการมีส่วนร่วมในกิจกรรมที่สำคัญของชุมชนอย่างเต็มที่ เช่น
การประชุมไตรภาคีระหว่างชุมชน เทศบาลแหลมฉบัง และกลุ่มบริษัทไทยออยล์
เพื่อส่งเสริมการพัฒนาความสัมพันธ์ภายในชุมชนให้เข้มแข็งอย่างเป็นระบบ

โดยในปี 2549 ที่ผ่านมา บริษัทฯ ได้สนับสนุนกิจกรรมอันเป็นประโยชน์ต่อสาธารณะหลายโครงการ
อาทิ

-   ร่วมกิจกรรมแห่เทียนพรรษา

-   จัดกิจกรรมโครงการผู้นำชุมชนให้กับคณะกรรมการชุมชนรอบโรงกลั่น 7 ชุมชน

-   จัดโครงการหัวใจผูกกัน ให้กับคณะกรรมการชุมชน และที่ปรึกษาชุมชน 7 ชุมชน

-   จัดโครงการเยาวชนแหลมฉบังพิทักษ์สิ่งแวดล้อมให้แก่เยาวชนเขตเทศบาลแหลมฉบัง

-   จัดโครงการรณรงค์รักษาความสะอาดในวันแม่

ซึ่งกิจกรรมดังกล่าว นอกจากจะช่วยกระชับความสัมพันธ์ระหว่างชุมชนเทศบาลแหลมฉบัง
และกลุ่มบริษัทไทยออยล์ ให้อยู่ร่วมกันด้วยความรักความผูกพันแล้ว
ยังทำให้ชุมชนเกิดความมั่นใจในความเป็นมืออาชีพของกลุ่มบริษัทไทยออยล์ซึ่งประกอบกิจการด้วยความปลอดภัย
และเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมอีกด้วย