3. การประกอบธุรกิจของแต่ละสายผลิตภัณฑ์

1.  การประกอบธุรกิจ

ธุรกิจหลัก

โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
เป็นโรงกลั่นน้ำมันชั้นนำที่ผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูปแบบค้าส่ง
โดยเป็นโรงกลั่นน้ำมันเดี่ยว (Single-Site) ที่ใหญ่ที่สุดในประเทศ
และเป็นโรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์ (Complex Refinery)
ที่สุดแห่งหนึ่งในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก โดยมีกำลังการกลั่นน้ำมันและวัตถุดิบอื่นๆ ได้ประมาณ
220,000 บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นประมาณร้อยละ 21 ของกำลังการกลั่นน้ำมันทั้งหมดในประเทศ
นอกจากธุรกิจการกลั่นน้ำมันแล้ว บริษัทฯ ยังได้ขยายการประกอบธุรกิจในอุตสาหกรรมผลิตไฟฟ้า
การผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ธุรกิจการขนส่งน้ำมันและผลิตภัณฑ์
ปิโตรเคมีต่างๆ
อีกด้วยเพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยงและเพื่อเพิ่มเสถียรภาพด้านรายได้ของบริษัทฯ
โดยลงทุนในบริษัทย่อยและบริษัทต่างๆ ซึ่งได้แก่ บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ
บจ. ไทยออยล์มารีน บจ. ไทยพาราไซลีน
บมจ. ไทยลู้บเบส และ บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย

การกลั่นน้ำมัน

บริษัทฯ เป็นผู้กลั่นน้ำมันหลักของบมจ. ปตท. โดยในปี 2548 บมจ. ปตท. ซื้อผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ
เป็นจำนวนร้อยละ 42 ของปริมาณการจำหน่ายของบริษัทฯ เพื่อจำหน่ายในประเทศ
ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนใหญ่ของปริมาณความต้องการผลิตภัณฑ์ของ บมจ. ปตท. นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังได้รับการสนับสนุนทางด้านเทคโนโลยีการผลิตจากบริษัทให้คำปรึกษาทางเทคนิคชั้นนำของโลก คือ
SGSI ผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูปประเภทเบา (Light) กลาง
(Middle) และหนัก (Heavy)

ตารางข้างล่างนี้ แสดงรายละเอียดของชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่บริษัทฯ
จำหน่ายและเทียบเป็นอัตราร้อยละของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมดของบริษัทฯ

  --------------------------------- ------------------- --------------------------- ---------------- ------ ------------------------ -- ---------------- ------ ------------------------ ------
                                    2546                                                             2547                                                2548                            

  ผลิตภัณฑ์                            ปริมาณการจำหน่าย⁽¹⁾   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย⁽¹⁾   ปริมาณการจำหน่าย          ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย      ปริมาณการจำหน่าย          ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว. ……………………………....  649                 5                           747                     6                           839                     6                        

  น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว...……………………….   2,923               22                          3,069                   23                          3,201⁽⁴⁾                22                       

  มิกซ์ไซลีนส์ ……………………………………….         459                 4                           512                     4                           121                     1                        

  Isomerate/ Reformate              63                  1                           0                       0                           1,387                   10                       
  ……………………………..                                                                                                                                                                          

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน/ น้ำมันก๊าด……………… 2,039               15                          1,187                   14                          2,230                   15                       

  ดีเซลหมุนช้า (Diesel)/ ดีเซลหมุนเร็ว    5,553               42                          5,525                   42                          5,303                   37                       
  (Gas Oil)                                                                                                                                                                              

  น้ำมันเตา ………………………………………....       1,308               10                          1,423⁽²⁾                11                          1,242                   9                        

  ลอง เรสิดิว (Long                   186                 1                           0                       0                           0                       0                        
  Residue)…………………….…                                                                                                                                                                     

  กำมะถัน ………………………………………            26                  0                           29                      0                           28                      0                        

  ยางมะตอย ⁽³⁾ ..…………………………………..... 19                  0                           0                       0                           0                       0                        

  รวม………………………………………………..           13,225              100                         13,182                  100                         14,351                  100                      
  --------------------------------- ------------------- --------------------------- ---------------- ------ ------------------------ -- ---------------- ------ ------------------------ ------

หมายเหตุ:

(1) รวมปริมาณการจำหน่ายตามสัญญาบริการรับจ้างกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมกับ บมจ. ปตท.

(2) ในปี 2547 รวมน้ำมันดีเซลสุญญากาศ (Heavy Vacuum Gasoil) จำนวน 10 ล้านลิตร

(3) หยุดการผลิตยางมะตอยตั้งแต่เดือนมิถุนายน 2546

(4) รวมการจำหน่าย Gasohol 95 ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548

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

                                                                   

                                                                   

                                                                   

                                                                   

                                                                   

                                                                   

                                                                   

                                                                   

                                                                   

                                                                   

                                                                   

                                                                   

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

(5) 
(6) 
(7) 

การผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

บจ. ไทยพาราไซลีน เป็นบริษัทที่บริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ทั้งหมด
โดยการเข้าซื้อหุ้นจากผู้ถือหุ้นรายอื่นทั้งหมดของ
บจ. ไทยพาราไซลีน เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2547 บจ.
ไทยพาราไซลีนดำเนินการโรงงานผลิตพาราไซลีนขนาด 289,000 ตันต่อปี
โดยใช้มิกซ์ไซลีนส์เป็นวัตถุดิบ และใช้เทคโนโลยีการผลิตจาก Universal Oil Products Asia
Pacific Pte. Ltd. ตั้งแต่ปี 2544 โรงงานของ บจ.
ไทยพาราไซลีนตั้งอยู่ใกล้กับโรงกลั่นของบริษัทฯ และมีท่อเชื่อมระหว่างโรงงานของ บจ.
ไทยพาราไซลีน และโรงกลั่นของบริษัทฯ เพื่อการส่งมอบมิกซ์ไซลีนส์และรับมอบผลิตผลพลอยได้
เนื่องจากกำไรจากพาราไซลีนและมิกซ์ไซลีนส์น้อยลงตั้งแต่ปี 2540
เนื่องจากการที่ราคาพาราไซลีนลดต่ำลง ซึ่งเป็นผลจากวิกฤตการณ์ทางการเงินในภูมิภาคเอเชีย
ทำให้ บจ. ไทยพาราไซลีน ประสบปัญหาทางการเงิน
แม้ว่าตลาดของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีเริ่มดีขึ้นอย่างมากตั้งแต่ช่วงแรกของปี 2546
โดยราคาของพาราไซลีนได้เพิ่มขึ้น แต่ราคาของมิกซ์ไซลีนส์ซึ่งผลิตมาจาก Platformate
ซึ่งเป็นองค์ประกอบหลักของน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้นอย่างมากเช่นกันโดยมีสาเหตุมาจากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและน้ำมันเบนซิน
ในเดือนมกราคม 2548 บจ.ไทยพาราไซลีน ได้ดำเนินการเปลี่ยนสารเร่งปฏิกิริยา (Catalyst)
ที่ใช้ในการผลิตที่มีประสิทธิภาพสูงขึ้น โดยสามารถผลิตสารพาราไซลีน (PX)
จากการใช้สารมิกซ์ไซลีนได้ในอัตราที่เพิ่มขึ้นจากเดิมร้อยละ 82 เป็นร้อยละ 92 ของกำลังการผลิต
ซึ่งส่งผลให้กำลังการผลิตของ บจ.ไทยพาราไซลีนเพิ่มขึ้นจาก 289,000 ตันต่อปี เป็น 348,000
ตันต่อปี ในการนี้ เนื่องจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) ได้อนุมัติให้ บจ.
ไทยพาราไซลีน สามารถดำเนินการเพิ่มกำลังการผลิตและการซื้อหน่วยผลิตสารมิกซ์ไซลีน (MX
Unit) เป็นของตนเองได้ในเดือนมีนาคม 2548 บจ.
ไทยพาราไซลีนจึงได้ซื้อหน่วยผลิตสารมิกซ์ไซลีนดังกล่าวจากบริษัทฯ ในวันที่ 1 เมษายน 2548
และส่งผลให้วัตถุดิบตั้งต้นในการผลิตสารพาราไซลีนเปลี่ยนจากสารมิกซ์ไซลีนส์เป็นสารแพลตฟอร์เมท
(Platformate) ดังนั้น บจ.ไทยพาราไซลีน
จึงมีกระบวนการผลิตสารพาราไซลีนที่ค่อนข้างครบวงจรซึ่งจะช่วยสนับสนุนโครงการขยายงานในอนาคตต่อไป
สำหรับปี 2547 และ 2548
บจ. ไทยพาราไซลีนมีรายได้จากการขายรวมจำนวน 8,390 ล้านบาท และ 32,127
ล้านบาทตามลำดับ

นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังถือหุ้นทั้งหมด ใน บมจ. ไทยลู้บเบส
จากการเข้าซื้อหุ้นจากผู้ถือหุ้นรายอื่นทั้งหมดของ
บมจ. ไทยลู้บเบส บมจ. ไทยลู้บเบสดำเนินการโรงงานผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานขนาด 270,000
ตันต่อปีโดยใช้ Arabian Light Long Residue เป็นวัตถุดิบที่ใช้ในการผลิต
และใช้เทคโนโลยีจาก Bechtel Corporation ตั้งแต่ปี 2536
ในกระบวนการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะทำให้เกิดยางมะตอยจำนวน 400,000
ตันต่อปีและผลิตผลพลอยได้อื่นๆ ในจำนวน 270,000
ตันต่อปี โรงงานของ บมจ. ไทยลู้บเบสอยู่ใกล้กับโรงกลั่นของบริษัทฯ บมจ.
ไทยลู้บเบสประสบสภาวะขาดทุนในอดีตโดยมีสาเหตุมาจากการที่กำไรตกต่ำและการมีภาระทางการเงินมาก
ดังนั้น บมจ. ไทยลู้บเบส จึงได้ยื่นขอฟื้นฟูกิจการต่อศาลล้มละลาย และศาลล้มละลายมีคำสั่งให้
บมจ. ไทยลู้บเบสเข้าสู่กระบวนการฟื้นฟูกิจการเมื่อวันที่ 23 เมษายน 2546
บมจ. ไทยลู้บเบสได้หยุดดำเนินกิจการตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2544 จนถึง สิงหาคม 2546
เนื่องจากประสบปัญหาสภาพคล่อง ตั้งแต่เดือนกันยายนถึงเดือนตุลาคม 2546 บมจ. ไทยลู้บเบส
ได้รับจ้างผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานให้แก่ บมจ. ปตท. โดยคิดค่าธรรมเนียม ในวันที่ 30 ธันวาคม
2546 บมจ. ไทยลู้บเบสได้เข้าทำสัญญากับ Green Power Petroleum (“GPP”)
ซึ่งสัญญาดังกล่าวมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 1 มกราคม 2547 โดย GPP
จะจัดหาวัตถุดิบและซื้อผลิตภัณฑ์บางส่วนจาก บมจ. ไทยลู้บเบส โดยสัญญาฉบับนี้ต่ออายุได้เป็นรายปี
เป็นระยะเวลารวม 3 ปี ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับข้อตกลงระหว่างคู่สัญญา บมจ.
ไทยลู้บเบสได้ปรับโครงสร้างหนี้ของตนเสร็จสิ้นเมื่อเดือนธันวาคม 2546
ซึ่งทำให้สามารถลดหนี้เงินกู้ผิดนัดระยะสั้นของสถาบันการเงินจำนวน 407 ล้านบาท
และลดหนี้เงินกู้ผิดนัดระยะยาวจำนวน 6,403 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2545
เหลือเท่ากับศูนย์
ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2546 นอกจากนี้ บมจ. ไทยลู้บเบสมีกำไรจากการปรับโครงสร้างหนี้จำนวน
7,957 ล้านบาทเมื่อสิ้นปี 2546 บมจ.
ไทยลู้บเบสยังได้บันทึกขาดทุนจากการด้อยค่าของสินทรัพย์โรงงานและอุปกรณ์จำนวน 3,378
ล้านบาทด้วย เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2547 บมจ.
ไทยลู้บเบสได้ยื่นขอให้ศาลล้มละลายกลางมีคำสั่งยกเลิกการฟื้นฟูกิจการ และเมื่อวันที่
22 พฤศจิกายน 2547 ศาลล้มละลายกลางได้มีคำสั่งให้ บมจ. ไทยลู้บเบส ออกจากแผนฟื้นฟูกิจการ
ในปี 2547 และ 2548
บมจ. ไทยลู้บเบสมีรายได้จากการขายจำนวน 8,427 ล้านบาทและ 14,206 ล้านบาทตามลำดับ

การผลิตไฟฟ้า

บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 55
เป็นบริษัทผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม
แบบโคเจนเนอเรชั่นโดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (Combined-Cycle Co-generation
Power Plant) ด้วยกำลังการผลิต
ไฟฟ้า 118 เมกะวัตต์ และไอน้ำ 168 ตันต่อชั่วโมง โดย บจ.
ไทยออยล์เพาเวอร์จำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. จำนวน 41 เมกะวัตต์
และจำหน่ายไฟฟ้าส่วนที่เหลือและไอน้ำให้แก่บริษัทฯ บจ.ไทยพาราไซลีน และบมจ. ไทยลู้บเบส
โดยมีมูลค่าขายสุทธิ
คิดเป็นร้อยละ 75 จากการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้แก่ บมจ. ไทยลู้บเบส บจ.ไทยพาราไซลีน
และบริษัทฯ ภายใต้สัญญา
ซื้อขายไฟฟ้าและไอน้ำระยะยาว และอีกร้อยละ 25 จากการจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ.
ภายใต้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้ามี
ระยะเวลา 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 และ
ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ตามสูตรคำนวณที่ระบุไว้ในสัญญา ในปี 2547 และปี 2548
บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ มียอดขายสุทธิจำนวน 2,942 ล้านบาท และ 3,107 ล้านบาทตามลำดับ
อนึ่ง ในด้านการบริหารงานบริษัทฯ เป็นผู้ดูแลบริหารงานให้ บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์
เนื่องจากบจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ ไม่มีพนักงานเป็นของตนเอง

ในส่วนของบจ. 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 ในปี 2547 และปี 2548 บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ
มียอดขายสุทธิจำนวน 4,349 ล้านบาท และ 8,042 ล้านบาทตามลำดับ

การขนส่งผลิตภัณฑ์น้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

บจ. ไทยออยล์มารีน ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100
เป็นบริษัทที่ดำเนินธุรกิจขนส่งผลิตภัณฑ์น้ำมันและ
ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีด้วยเรือขนส่งทางทะเลทั้งภายในและต่างประเทศ 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. ไทยออยล์มารีนรวมถึง บมจ. ปตท. และผู้ค้าต่างประเทศอื่นๆ
(International Traders) ในปี 2547 และ 2548 บจ. ไทยออยล์มารีน
มีรายได้จากการขนส่งจำนวน 906 ล้านบาท และ 691 ล้านบาท ตามลำดับ

บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 8.9
เป็นบริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อด้วยระบบท่อลำเลียง
ที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิด (Multiple-Product Pipeline) ขนาดความยาว 256
กิโลเมตร โดยสามารถขนส่งน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน และน้ำมันดีเซล
จากอำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี ซึ่งใกล้กับโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ และโรงกลั่นน้ำมันของเอสโซ่
ผ่านอำเภอลำลูกกา จังหวัดปทุมธานีสู่กรุงเทพมหานคร และจังหวัดสระบุรี ใน
เดือนมกราคม 2547 บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทยได้เพิ่มทุนอีก 1,300 ล้านบาท
เพื่อสนับสนุนโครงการต่อท่อส่งน้ำมันอากาศยานลำลูกกา-สนามบินสุวรรณภูมิ (Airport
Dedicated Line)
ที่จะมีขึ้นเพื่อการก่อสร้างท่อลำเลียงน้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบินจากคลังน้ำมันที่อำเภอลำลูกกา
จังหวัดปทุมธานี ไปยังท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ โดยในการเพิ่มทุนนี้ บริษัทฯ ได้ชำระเงินจำนวน
113 ล้านบาท โครงการดังกล่าวดำเนินการแล้วเสร็จและพร้อมใช้งานได้ในเดือนมกราคม 2549
นอกจากนี้ บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย ได้ลงทุนในโครงการต่อท่อเชื่อมมาบตาพุด-ศรีราชา (MTP
Feederline)
ซึ่งกำลังอยู่ระหว่างการทำการเชื่อมต่อท่อลำเลียงจากท่อหลักจากอำเภอศรีราชาไปยังเขตมาบตาพุด
เพื่อใช้ในการรับผลิตภัณฑ์น้ำมันจาก อาร์อาร์ซี และเอสพีอาร์ซี
โดยใช้กระแสเงินสดจากกิจกรรมดำเนินงานจำนวน 720
ล้านบาทเป็นเงินทุนในการดำเนินการดังกล่าว
ซึ่งดำเนินการแล้วเสร็จและเริ่มใช้งานในเดือนกรกฎาคม 2548

บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย ได้ดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนของบริษัท เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2549
จากเดิม 4,177.5 ล้านบาท เป็น 8,267.7 ล้านบาท
เพื่อนำมาชำระคืนหนี้ค่าบริการขนส่งล่วงหน้าคงค้างแก่บริษัทฯ และผู้ถือหุ้นรายอื่น
มีผลทำให้ปัจจุบันบริษัทฯ ถือหุ้นใน บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย อยู่ร้อยละ 9.4 ในปี 2547 และ
2548 บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย มีรายได้จากการขนส่ง จำนวน 1,285 ล้านบาท และ 1,332
ล้านบาท ตามลำดับ

1.  โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ

โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ บริษัทในเครือ และบริษัทที่บริษัทฯ
เข้าลงทุนส่วนใหญ่ตั้งอยู่ใกล้ท่าเรือน้ำลึก
แหลมฉบัง อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี
ซึ่งตั้งอยู่ห่างจากกรุงเทพมหานครไปทางตะวันออกเฉียงใต้เป็นระยะทางประมาณ 124 กิโลเมตร

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

                                                                                                

               []                                                                               

  Ao Udom                           อ่าวอุดม                PTT               บมจ. ปตท.           

  ESSO                              เอสโซ่                 SBM               ทุ่นผูกเรือน้ำลึก         

  IPT                               บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ       JETTY             ท่าเรือ               

  KHAO PHO BAI                      เขาภูไบ                SPP               บจ.                 
                                                                            ไทยออยล์เพาเวอร์      

  LAEM CHABANG                      นิคมอุตสาหกรรมแหลมฉบัง   TLB               บมจ. ไทยลู้บเบส       
  INDUSTRIAL                                                                                    
  REAL ESTATE                                                                                   

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

[]

ปัจจุบัน โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ ที่อำเภอศรีราชามีหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ (Crude Distiller)
จำนวน 3 หน่วยซึ่งมีกำลังการกลั่นน้ำมันรวมกันถึง 205,000 บาร์เรลต่อวัน
และมีความสามารถในการกลั่นวัตถุดิบขั้นกลาง (Intermediate Feedstocks) จำนวน 15,000
บาร์เรลต่อวัน มีหน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา (Continuous Catalyst
Regeneration Platformer) จำนวน 2 หน่วยด้วยกำลังการผลิตรวมกัน 50,000
บาร์เรลต่อวัน หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม (Isomerization
Unit) ที่มีกำลังการผลิตจำนวน 21,500 บาร์เรลต่อวัน
หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม (Hydrocracking Unit) จำนวน
2 หน่วยด้วยกำลังการผลิตจำนวน 47,600 บาร์เรลต่อวัน หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา
(Fluidized Catalytic Cracking Unit) ด้วยกำลังการผลิตจำนวน 10,300 บาร์เรลต่อวัน
หน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน (Thermal Cracking Unit) ด้วยกำลังการผลิตจำนวน
19,300 บาร์เรลต่อวัน หน่วยมิกซ์ไซลีนส์ ด้วยกำลังการผลิตจำนวน 34,300 บาร์เรลต่อวัน
หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซิน (Hydrotreating Unit) จำนวน 3 หน่วย
ด้วยกำลังการผลิตรวมกัน 74,900 บาร์เรลต่อวัน หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันดีเซล
(Hydrodesulfurization Unit) จำนวน 2 หน่วยด้วยกำลังการผลิตรวมกันจำนวน 74,000
บาร์เรลต่อวันหน่วยกลั่นสุญญากาศ (High Vacuum Distillation Unit) จำนวน 3
หน่วยด้วยกำลังการผลิตรวมกันจำนวน 95,000 บาร์เรลต่อวันและหน่วยเสริมการผลิตอื่นๆ
ที่ช่วยให้บริษัทฯ สามารถผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปได้ตามความต้องการของลูกค้า
หน่วยเปลี่ยนแปลงสภาพโมเลกุล (Conversion Unit) ต่างๆ ของโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
ช่วยเพิ่มความสามารถในการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบินและน้ำมันดีเซล (Middle Distillate
Product) ซึ่งเป็นที่ต้องการของตลาดในประเทศอย่างมาก
และยังช่วยเพิ่มความคล่องตัวในการใช้วัตถุดิบในการผลิตของบริษัทฯ อีกด้วย นอกจากนี้
โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
ยังสามารถกลั่นน้ำมันดิบได้หลากหลายประเภทรวมทั้งน้ำมันดิบจากภูมิภาคตะวันออกกลาง
เอเชียตะวันออก (Far East) แอฟริกาตะวันตก และน้ำมันจากแหล่งในประเทศ
ซึ่งการเลือกวัตถุดิบที่จะใช้ขึ้นอยู่กับราคา คุณภาพและปริมาณผลิตภัณฑ์ที่ได้จากวัตถุดิบนั้นๆ

หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วมหน่วยที่ 1 (Hydrocracking
Unit-1) ทำการผลิตผลิตภัณฑ์ที่ใช้วัตถุดิบที่ผลิตจากลอง เรสิดิว (Long Residue)
หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา (Continuous Catalyst Regeneration
Platformer) จำนวน 2
หน่วยช่วยเพิ่มค่าออกเทนในแนฟทาชนิดหนักเพื่อการผลิตน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วและมิกซ์ไซลีนส์
ในขณะที่กระบวนการ Penex/Molex
ของหน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม (Isomerization Unit)
เปลี่ยนแนฟทาชนิดเบา (Light Naphtha) ให้เป็น Isomerate ที่มีค่าออกเทนสูง
เพื่อนำไปใช้ใน
การผลิตน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม
(Hydrocracking Unit) ที่2 (HCU-2)
ช่วยเพิ่มปริมาณของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปโดยเฉพาะน้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบินและน้ำมันดีเซล
(Middle Distillates) ตลอดจนทำให้สามารถใช้น้ำมันดิบชนิดหนัก (Heavy Crude Oil)
ซึ่งมีราคาถูกได้มากขึ้น เช่น น้ำมันดิบจากภูมิภาคตะวันออกกลาง
และหน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันดีเซล (Hydrodesulphurization Unit (HDS-2/3))
จำนวน 2 หน่วย ใช้ในการลดปริมาณกำมะถันในน้ำมันดีเซลจากร้อยละ 2,500
ส่วนในล้านส่วนเป็นร้อยละ 500 ส่วนในล้านส่วนและเป็นร้อยละ 350
ส่วนในล้านส่วนในปัจจุบันตามข้อกำหนดของรัฐบาล

2.  ขั้นตอนการผลิต

กระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมสำเร็จรูปจากน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ

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

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

ADIP หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในก๊าซ

CCR หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา

CDU หน่วยกลั่นน้ำมันดิบ

FCCU หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา

HCU หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม

HDS หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันดีเซล

HDT หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซิน

HMU หน่วยผลิตไฮโดรเจน

HVU หน่วยกลั่นสุญญากาศ

ISOM หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม

KMT หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันก๊าด

SRU หน่วยแยกกำมะถัน

TCU หน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน

โดยสามารถสรุปกระบวนการและขั้นตอนต่างๆ ได้ดังนี้

กระบวนการกลั่นแยกส่วน (Fractionation)

ด้วยกระบวนการให้ความร้อนแก่น้ำมันดิบจนถึงอุณหภูมิหนึ่ง
และส่งผ่านหอกลั่นแยกผลิตภัณฑ์ตามจุดเดือด (Fractionation Tower)
น้ำมันดิบจะถูกแยกเป็นชนิดต่างๆ ณ จุดเดือดแต่ละจุด กระบวนการนี้เกิดขึ้นในหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ
(Crude Distillation Unit – CDU) โดยการสูบฉีดน้ำมันจากถังพักเข้าสู่หน่วยกลั่น
และผ่านกระบวนการให้ความร้อน
จนถึงระดับอุณหภูมิประมาณ 350
องศาเซลเซียสด้วยกระบวนการถ่ายเทความร้อนโดยใช้อุปกรณ์แลกเปลี่ยนความร้อน
(Heat Exchangers) และ เตาเผา (Fired Heaters)
ขณะผ่านเข้าสู่หอกลั่นแยกผลิตภัณฑ์ตามจุดเดือดนั้น น้ำมันดิบบางส่วน
จะระเหยกลายเป็นไอลอยขึ้นไปยังส่วนบนของหอ และกลั่นตัวเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันใส (White Oil)
ชนิดต่างๆ ซึ่งรวมถึง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว แนฟทา (Naphtha) น้ำมันก๊าด และน้ำมันดีเซล
สำหรับส่วนที่ไม่ระเหยจะกลายเป็นน้ำมันเตาเหลวสีดำ (Black Liquid Fuel Oil)
ซึ่งจะถูกขนย้ายออกจากส่วนล่างของหอกลั่นแยกผลิตภัณฑ์ตามจุดเดือด หากต้องการปรับปรุง
คุณภาพและมูลค่าของน้ำมันใส จะนำน้ำมันใสเข้ากระบวนการอื่นๆ ต่อไป

กระบวนการปรับปรุงคุณภาพ (Treating)

ความสำคัญของกระบวนการปรับปรุงคุณภาพของน้ำมันใส (White Oil)
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)

ผลิตภัณฑ์แนฟทาที่ได้จากหน่วยกลั่นน้ำมันดิบจะมีค่าออกเทนต่ำและมีคุณภาพไม่เหมาะสมในการนำไปใช้ผสม
น้ำมันเบนซิน จึงจำเป็นต้องผ่านกระบวนการกลั่นแยกระดับ
โดยแนฟทาจะถูกแยกออกเป็นแนฟทาชนิดเบา (Light Naphtha) และ แนฟทาชนิดหนัก (Heavy
Naphtha) ซึ่งจะนำไปผ่านหน่วยปรับปรุงคุณภาพในกระบวนการต่างกัน แนฟทาชนิดเบา
จะได้รับการปรับปรุงคุณภาพที่หน่วยเพิ่มค่าออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม
(Isomerization Unit) เพื่อเพิ่มค่าออกเทนจากประมาณ 65-70 เป็นประมาณ 88-89
โดยผลิตภัณฑ์ที่ได้จะไม่มีสารอะโรมาติก (Aromatic) ปนอยู่เลยจึง
เหมาะสมที่จะใช้ผสมเป็นน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วซึ่งมีสารอะโรมาติก (Aromatic) ต่ำ
สำหรับแนฟทาชนิดหนักนั้น
จะถูกแยกไปปรับปรุงคุณภาพที่หน่วยเพิ่มค่าออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา (CCR)
เพื่อเพิ่มค่าออกเทนจากระดับปกติ 40-50 เป็น 102-103

กระบวนการเปลี่ยนแปลงลอง เรสิดิว (Conversion of Long Residue)

น้ำมันเหลวสีดำ (Black Liquid Fuel Oil)
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
จึงต้องมีการเผาถ่านโค้กเพื่อนำ
สารเร่งปฏิกิริยามาใช้งานใหม่ในหน่วย Regenerator ของหน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา
(FCCU) ทางเลือกอีกทางหนึ่งนั้น
น้ำมันเตาชนิดเบาอาจจะถูกส่งผ่านไปยังหน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม
(HCU) เพื่อผ่านสารเร่งปฏิกิริยาภายใต้อุณหภูมิสูงและความดันสูง
และสภาวะที่มีก๊าซไฮโดรเจนเพื่อปรับปรุงคุณภาพเป็นผลิตภัณฑ์
น้ำมันใส (White Oil) ที่มีราคาสูง

ส่วนที่เป็นน้ำมันเตาชนิดหนักที่เป็นผลผลิตจากหน่วยกลั่นสุญญากาศ (HVU)
จะถูกส่งผ่านกระบวนการต่อไปในหน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน (TCU)
เพื่อผ่านกระบวนการภายใต้สภาวะแวดล้อมที่มีอุณหภูมิและความดันสูง
เพื่อเปลี่ยนโครงสร้างเป็นน้ำมันเตาที่มีความหนืดต่ำลงและทำให้ได้ผลิตภัณฑ์น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลด้วยอีกส่วนหนึ่ง
กระบวนการนี้เป็นไปเพื่อปรับปรุงคุณภาพของน้ำมันเตาชนิดหนักเพื่อให้ได้ผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าตลาดที่สูงขึ้น

จุดประสงค์หลักในการลงทุนในกระบวนการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างน้ำมันเตา คือ
เพื่อลดปริมาณน้ำมันเตาที่มี
คุณภาพต่ำ และเพื่อเพิ่มปริมาณผลิตภัณฑ์น้ำมันใส (White Oil) เช่น น้ำมันเบนซิน และน้ำมันดีเซล
ที่มีมูลค่าทางการตลาด
สูงขึ้น นอกจากจะทำให้โรงกลั่นน้ำมันมีความยืดหยุ่นในการเลือกชนิดน้ำมันดิบแล้ว
กระบวนการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างนี้
ยังช่วยให้กำไรจากการกลั่นขั้นต้นสูงขึ้นกว่าโรงกลั่นน้ำมันแบบพื้นฐาน (Hydro-Skimming)

กระบวนการผสมผลิตภัณฑ์ (Product Blending)

โรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์ (Complex Refinery) มีผลิตภัณฑ์ขั้นกลาง
หรือองค์ประกอบสำหรับผสมน้ำมันหลายชนิด
จึงทำให้สามารถเลือกผสมเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีราคาสูงชนิดต่างๆ ได้
ซึ่งผลิตภัณฑ์แต่ละชนิดจะต้องผ่านข้อกำหนดมาตรฐานผลิตภัณฑ์
และมีความแม่นยำในรายละเอียดกระบวนการผสม มีการเติมสารเติมแต่ง (Additive) และสี
(Dye) ในกระบวนการนี้เพื่อให้เป็นไปตามความต้องการของตลาดและข้อกำหนดของรัฐบาล
ในปัจจุบัน บริษัทฯ ใช้ระบบการ
ผสมแบบ In-line Blending สำหรับการผสมน้ำมันเบนซิน
ส่วนน้ำมันดีเซลยังคงใช้ระบบการผสมแบบ Batch Blending ระบบการผสมแบบ In-line
Blending นั้นสามารถทำการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันขณะผสมได้ตลอดเวลาโดยเครื่องมือวิเคราะห์
ส่วนการแก้ไขคุณภาพและการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดและสัดส่วนการผสมจะควบคุมโดยระบบคอมพิวเตอร์
เพื่อให้เป็นไปตามข้อกำหนดมาตรฐานของผลิตภัณฑ์
ซึ่งนอกจากจะทำให้ได้ส่วนผสมที่มีความเหมาะสมแล้ว ยังทำให้การผสมเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
บริษัทฯ อยู่ในระหว่างติดตั้งระบบการผสมแบบ In-line Blending เพื่อมาใช้กับน้ำมันดีเซล
และคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จในไตรมาสแรกของปี 2549

3.  ที่มาของรายได้

การจำหน่ายผลิตภัณฑ์

บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศให้แก่บริษัทน้ำมันขนาดใหญ่ 3 ราย ได้แก่
บมจ. ปตท. เชลล์ และคาล์เท็กซ์ และยังจำหน่ายให้กับบริษัทผู้ค้าส่ง และบริษัทอื่นๆ ในปี 2547
บริษัทฯ ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศคิดเป็นประมาณร้อยละ 88
ของปริมาณขายของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมทั้งหมดของบริษัทฯ ซึ่งเป็นการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ให้แก่ บมจ.
ปตท. ในอัตราร้อยละ 45 ให้แก่เชลล์ในอัตราร้อยละ 10 ให้แก่คาลเท็กซ์ในอัตราร้อยละ 3
ให้แก่บริษัทย่อย (บจ. ไทยพาราไซลีน บมจ. ไทยลู้บเบส และ บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ)
ในอัตราร้อยละ 3 ให้แก่ผู้ซื้อรายอื่นในอัตราร้อยละ 27 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ 12
เป็นการส่งออกไปยังประเทศต่างๆ ในภูมิภาคเอเชีย ในปี 2548 บริษัทฯ
จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศ ประมาณร้อยละ 86
ของปริมาณขายของผลิตภัณฑ์ทั้งหมดของบริษัทฯ ซึ่งเป็นการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ให้แก่ บมจ. ปตท.
ในอัตราร้อยละ 42 ให้แก่เชลล์ในอัตราร้อยละ 10 ให้แก่คาลเท็กซ์ในอัตราร้อยละ 4
ให้แก่ผู้ซื้อรายอื่นในอัตราร้อยละ 19 ให้แก่บริษัทย่อยในอัตราร้อยละ 11 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ
14 เป็นการส่งออกไปยังประเทศต่างๆ ในภูมิภาคเอเชีย

ในปี 2548 บมจ. ปตท. จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปประมาณ 254,000 บาร์เรลต่อวัน
คิดเป็นร้อยละ 35 ของส่วนแบ่งทางการตลาดในประเทศ บมจ. ปตท.
ทำการซื้อผลิตภัณฑ์ดังกล่าวในปริมาณส่วนใหญ่จากบริษัทฯ
ในราคาตลาดเพื่อเป็นการสร้างความมั่นคงในการจัดหาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป ดังนั้น
เมื่อความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มสูงขึ้น จึงคาดว่าความต้องการของ บมจ. ปตท.
จะสูงขึ้นด้วย

บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้กับ บมจ. ปตท. ตามสัญญา POCSA โดย บมจ.
ปตท. และบริษัทฯ ตกลงที่จะซื้อขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป ณ
ราคาตลาดตามขั้นตอนการกำหนดปริมาณของผลิตภัณฑ์
ข้อกำหนดและเงื่อนไขตามที่ระบุไว้ในสัญญา POCSA ทั้งนี้ ตามขั้นตอนการกำหนดปริมาณของผลิตภัณฑ์
บมจ. ปตท.
ต้องเสนอชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์ที่ บมจ. ปตท. ต้องการ ซึ่งต้องเป็นปริมาณอย่างน้อยร้อยละ
49.99 ของกำลังการ
กลั่นของบริษัทฯ จำนวน 220,000 บาร์เรลต่อวัน (ซึ่งจะเพิ่มขึ้นเป็น 270,000
บาร์เรลต่อวันหลังจากโครงการเพิ่มกำลังการผลิตของ CDU-3 เสร็จสิ้น) และบริษัทฯ
จะแจ้งให้ทราบถึงชนิดและปริมาณผลิตภัณฑ์ที่บริษัทฯ สามารถส่งมอบให้ บมจ. ปตท.
ได้ภายในเวลาที่ตกลงกัน โดย บมจ.ปตท. จะรับซื้อผลิตภัณฑ์ตามปริมาณที่บริษัทฯ ตกลงส่งมอบ
นอกจากนี้ บมจ. ปตท. มีสิทธิพิเศษตามสัญญาที่จะซื้อผลิตภัณฑ์ ณ
ราคาตลาดในขณะนั้นก่อนลูกค้ารายอื่นในปริมาณสูงสุดร้อยละ 100 ของ
กำลังการผลิตของบริษัทฯ ภายใต้เงื่อนไขที่ระบุไว้ในสัญญา POCSA

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

สัญญา POCSA สามารถถูกยกเลิกได้ด้วยสาเหตุต่างๆ
ซึ่งรวมถึงการยกเลิกโดยการที่คู่สัญญาฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งได้แจ้งความจำนงดังกล่าวให้แก่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งเป็นลายลักษณ์อักษรเป็นการล่วงหน้าไม่น้อยว่า
12 เดือน แต่ทั้งนี้ คู่สัญญา
ไม่สามารถแจ้งความจำนงก่อนครบรอบปีที่ 13 นับจากวันที่สัญญา POCSA มีผลใช้บังคับ

นอกจากข้อตกลงดังกล่าว บมจ. ปตท. และบริษัทฯ
ยังได้เข้าทำสัญญาบริการรับจ้างกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมดิบอีกด้วย โดย บมจ. ปตท.
อาจจะจัดส่งน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ ที่ใช้ในการกลั่นน้ำมันให้แก่บริษัทฯ ในกรณีที่บริษัทฯ
ได้มีการแจ้งความต้องการให้แก่ บมจ. ปตท. สัญญานี้ทำขึ้นเพื่อให้มั่นใจว่าบริษัทฯ
จะมีน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ โดยเฉพาะอย่างยิ่งในสถานการณ์ที่น้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ มีราคาสูง
และเพื่อให้แน่ใจว่า บมจ. ปตท. มีผลิตภัณฑ์จำหน่ายผ่านเครือข่าย
ผลิตภัณฑ์ให้ลูกค้าปลีก สัญญานี้ได้ทำขึ้นเมื่อปี 2542
ภายหลังจากวิกฤตการณ์ทางการเงินในภูมิภาคเอเซียในปี 2540 ในระหว่างปี 2542 ถึง 2545
บมจ. ปตท. จัดส่งน้ำมันดิบให้แก่บริษัทฯ และบริษัทฯ ทำการกลั่นน้ำมันให้ทาง บมจ.
ปตท.โดยคิดค่าธรรมเนียมในการบริการรับจ้างกลั่นน้ำมันจาก บมจ. ปตท.
โดยจะรับรู้ค่าธรรมเนียมเป็นรายเดือน ทั้งนี้
ค่าธรรมเนียมการกลั่นน้ำมันจะคำนวณจากมูลค่าของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปทั้งหมดที่ บมจ.
ปตท. รับซื้อจริงหักด้วยมูลค่ารวมของต้นทุนน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
ที่เกี่ยวข้องที่ป้อนเข้าสู่กระบวนการกลั่นในเดือนเดียวกัน รวมทั้งค่าใช้จ่ายอื่นๆ
และต้นทุนทางการเงินของคู่สัญญา บริษัทฯ ได้หยุดการให้บริการรับจ้างกลั่นน้ำมันให้แก่ บมจ. ปตท.
ตามข้อตกลงดังกล่าวเมื่อสิ้นปี 2545 และได้ชำระค่าใช้จ่ายต่างๆ ที่ยังคงค้างทั้งหมดในเดือนมีนาคม
2546

นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้กับ เชลล์ คาลเท็กซ์ และผู้ซื้ออื่นๆ
เช่น
บมจ. บางจาก บริษัท ภาคใต้เชื้อเพลิง จำกัด (มหาชน) บริษัท คอสโม ออยล์ จำกัด
เพื่อส่งค้าปลีกต่อและขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้แก่ บจ. ไทยพาราไซลีน บริษัทฯ
ได้จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้กับเชลล์และคาลเท็กซ์ตามสัญญาซื้อขายซึ่งมีการกำหนดให้ใช้ราคาซื้อขายอิงกับราคาตลาด

ผลิตภัณฑ์ส่วนเกินอื่นๆ เช่น น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว ได้ถูกจัดจำหน่ายสู่ตลาดต่างประเทศผ่าน
บมจ. ปตท. และ
คู่ค้าน้ำมันรายอื่น
ซึ่งในระยะเวลาที่ผ่านมาสัดส่วนในการส่งออกหลังจากการปรับเพิ่มปริมาณการผลิตแล้วนั้น
ยังคงมีปริมาณที่ลดลงเนื่องจากสามารถจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปประเภทต่างๆ
ในประเทศสูงขึ้น

ตารางต่อไปนี้แสดงถึงปริมาณของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่บริษัทฯ จำหน่ายในปี 2546 2547
และ 2548 และเทียบเป็นอัตราร้อยละของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมดของบริษัทฯ

หน่วย: ล้านลิตรยกเว้นอัตราร้อยละ

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

                        2546                                      2547                                      2548             

                        ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย

  ในประเทศ – บมจ. ปตท.  5,784            44                       5,956            45                       6,010            42

  เชลล์                  1,882            14                       1,342            10                       1,431            10

  คาลเท็กซ์               477              4                        340              3                        535              4

  บจ. ไทยพาราไซลีน       427              3                        381              3                        1,533            11

  บมจ. บางจาก           621              5                        765              6                        584              4

  อื่นๆ                   2,575            19                       2,804            21                       2,218            15

  รวม                   11,766           89                       11,588           88                       12,311           86

  ส่งออก – บมจ. ปตท.⁽¹⁾  289              2                        137              1                        968              7

  อื่นๆ                   1,170            9                        1,457            11                       1,072            7

  รวม                   1,459            11                       1,594            12                       2,040            14

  ปริมาณการจำหน่ายรวม     13,225           100                      13,182           100                      14,351           100
  --------------------- ---------------- ------------------------ ---------------- ------------------------ ---------------- ------------------------

หมายเหตุ

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

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

                                                                    

                                                                    

                                                                    

                                                                    

                                                                    

                                                                    

                                                                    

                                                                    

                                                                    

                                                                    

                                                                    

                                                                    

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

(2) 

(3) 

(4) การแข่งขัน

ปัจจุบัน ประเทศไทยมีบริษัทที่ประกอบธุรกิจกลั่นน้ำมันรายใหญ่จำนวน 6 ราย คือ บริษัทฯ บมจ.
บางจาก เอสโซ่ อาร์อาร์ซี เอสพีอาร์ซี และทีพีไอ โดยมีกำลังการกลั่นน้ำมันรวมทั้งสิ้นประมาณ
1,025,000 บาร์เรลต่อวัน บมจ. บางจาก
เอสโซ่ และทีพีไอ เป็นผู้ประกอบการแบบครบวงจร
แต่ผู้ประกอบการที่เหลือประกอบธุรกิจการกลั่นน้ำมันแต่เพียงอย่างเดียวโดยอาศัยสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์
(Offtake Agreement) และ/หรือการส่งมอบในตลาดเสรีเพื่อจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการ
กลั่นน้ำมันต่างๆ โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
แข่งขันกับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศเป็นหลักและกับโรงกลั่นน้ำมันอื่นๆ ในภูมิภาครองลงไป

บริษัทคู่แข่งหลักของบริษัทฯ
ส่วนใหญ่เป็นบริษัทน้ำมันแบบครบวงจรระดับชาติและระดับนานาชาติที่มีธุรกิจด้านปิโตรเลียมหลายประเภท
รวมถึงการสำรวจขุดเจาะหาแหล่งน้ำมันดิบการผลิต การขนส่ง การกลั่นน้ำมัน และการตลาด
เนื่องจากความหลากหลายทางด้านภูมิศาสตร์ การทำธุรกิจแบบครบวงจร
การมีเงินลงทุนและแหล่งทรัพยากรเป็นจำนวนมากทำให้บริษัทเหล่านี้สามารถยืนหยัดในตลาดที่มีสภาวะผันผวนและแข่งขันด้านราคาได้อย่างมีประสิทธิภาพ
และยังสามารถ
จัดหาน้ำมันดิบได้ง่ายเมื่อยามขาดแคลน

อุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันมีการแข่งขันสูง ปัจจัยหลักในการแข่งขันที่มีผลต่อการกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
คือ ราคา และสัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้จากการกลั่นน้ำมัน ต้นทุนในการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ การขนส่ง
และการจัดหาวัตถุดิบ บริษัทฯ ทำการแข่งขันกับบริษัทอื่นๆ
ในด้านการจัดหาวัตถุดิบและช่องทางการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการกลั่นน้ำมัน ในขณะที่บริษัท
คู่แข่งหลายแห่งสามารถผลิตวัตถุดิบเองและมีช่องทางในการจำหน่ายผ่านสถานีบริการจำนวนมาก
บริษัทฯ ไม่มีการผลิตวัตถุดิบและไม่มีช่องทางการจำหน่ายผ่านสถานีบริการแต่อย่างใด บริษัทฯ
มีสถานีบริการเพียง 3 แห่งเพื่อเหตุผลทางการประชาสัมพันธ์เท่านั้น
จากเสถียรภาพในการจัดหาวัตถุดิบ การมีตลาดรองรับ
และช่องทางการจำหน่ายของบริษัทคู่แข่งต่างๆ อาจมีผลทำให้บริษัทฯ
เสียเปรียบในการแข่งขันได้หากเกิดการขาดแคลนของวัตถุดิบ ราคาวัตถุดิบที่สูงขึ้น
ราคาของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปต่ำลง หรือสภาวะการจำหน่ายที่ไม่เอื้ออำนวย นอกจากนี้
บริษัทคู่แข่งที่มีโรงกลั่นน้ำมันและช่องทางจำหน่ายปลีกเป็นของตนเองจะมีความสามารถในการยืนหยัดในช่วงที่กำไรจากการกลั่นน้ำมันลดลง
หรือสภาวะการ
ขาดแคลนของวัตถุดิบได้เนื่องจากบริษัทเหล่านี้สามารถชดเชยการขาดทุนจากการกลั่นได้จากผลกำไรจากการขายผลิตภัณฑ์ของผู้จำหน่ายผ่านสถานีบริการ

อุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันอยู่ภายใต้การควบคุมของกฎระเบียบด้านสิ่งแวดล้อมมากมาย
รวมทั้งมาตรฐานใหม่เกี่ยวกับปริมาณกำมะถันในน้ำมันเบนซินและดีเซล
กฎระเบียบเหล่านี้จะมีผลกระทบอย่างมากต่ออุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมัน
และจำเป็นต้องมีการลงทุนเพื่อปรับปรุงโรงกลั่นน้ำมันให้เป็นไปตามมาตรฐานใหม่ที่กำหนดขึ้น ดังนั้น
หากมีบริษัทที่มี
โรงกลั่นน้ำมันที่ทันสมัยกว่าโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
อาจไม่มีความจำเป็นต้องลงทุนเป็นจำนวนมากในการดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามกฎระเบียบ
และมีความสามารถทางด้านการเงินที่จะลงทุนในการปรับปรุงเพิ่มเติมได้ดีกว่า

1.  การกำหนดราคาของผลิตภัณฑ์

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

2.  การส่งมอบผลิตภัณฑ์

บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้แก่ลูกค้าที่หน้าโรงกลั่นโดยคิดราคาบนเงื่อนไข
Free on Board (FOB) การที่สถานที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
ทำให้ผู้ซื้อผลิตภัณฑ์สามารถเข้าถึงเครือข่ายการส่งมอบผลิตภัณฑ์ได้โดยสะดวก
ทำให้การลำเลียงผลิตภัณฑ์ของผู้ซื้อมีประสิทธิภาพสูงในด้านการบริหารค่าใช้จ่ายโดยผ่านระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิด
(Multi-Product Pipeline) ภายใต้การดำเนินการโดย บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย
รวมถึงการขนส่งทางบก และการลำเลียงทางเรือบรรทุก โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
เชื่อมต่อกับระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิด
และคลังน้ำมันในบริเวณตอนเหนือของกรุงเทพมหานคร ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปประมาณ
ร้อยละ 40 ของยอดขายของบริษัทฯ
ได้ถูกจัดส่งจากผู้ซื้อไปยังลูกค้าอื่นของผู้ซื้อโดยผ่านทางระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิดของ
บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทยและทางท่อส่งน้ำมันที่เชื่อมระหว่าง บมจ. ปตท. และบริษัทฯ
ในขณะที่อีกร้อยละ 45 ถึงร้อยละ 50 ผ่านระบบการลำเลียงทางเรือบรรทุกที่ลูกค้าเช่า
และอีกร้อยละ 10 ถึงร้อยละ 15 โดยการขนส่งทางบก
ผู้ซื้อสามารถรับซื้อผลิตภัณฑ์ผ่านระบบการขนส่งผลิตภัณฑ์ที่หลากหลายจากบริษัทฯ
เพื่อให้ใกล้กับสถานที่ประกอบการของตน
และจัดส่งผลิตภัณฑ์ด้วยต้นทุนที่ต่ำไปยังตลาดที่สำคัญของผลิตภัณฑ์ซึ่งรวมถึง กรุงเทพมหานคร
และศูนย์กลางในภูมิภาคต่างๆ ของประเทศ

ข้อมูลเกี่ยวกับวัตถุดิบ

การจัดหาน้ำมันดิบ

วัตถุดิบหลักที่ใช้ในการกลั่นน้ำมันคือน้ำมันดิบ บริษัทฯซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งน้ำมันดิบต่างประเทศและ
ภายในประเทศโดยใช้วิธีการซื้อด้วยการทำสัญญาซื้อขายแบบมีกำหนดเวลาและการซื้อน้ำมันดิบในราคาตลาดจร
ซึ่งจะทำให้บริษัทฯมีความคล่องตัวในการจัดหาน้ำมันดิบ บริษัทฯ
ซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งน้ำมันดิบต่างประเทศผ่านการขนส่งทางทะเลมายังโรงกลั่นน้ำมันโดยตรง
และการซื้อน้ำมันดิบจากแหล่งในประเทศผ่านการขนส่งทางรถไฟและทางเรือ การที่บริษัทฯ
มีทุ่นผูกเรือน้ำลึกทำให้บริษัทฯ สามารถรับน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
จากเรือขนส่งน้ำมันดิบขนาดใหญ่โดยตรงซึ่งทำให้การขนถ่ายน้ำมันดิบมีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น

ในปี 2548 บริษัทฯ นำเข้าน้ำมันดิบประมาณร้อยละ 74 ของมูลค่าน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
โดยบริษัทฯ ซื้อน้ำมันดิบส่วนใหญ่จากประเทศในภูมิภาคตะวันออกกลาง เช่น
สาธารณรัฐอาหรับเอมิเรตส์ โอมาน กาตาร์ และเยเมน
และบางส่วนจากประเทศในภูมิภาคเอเชียตะวันออก (Far East) เช่นประเทศบรูไน มาเลเซีย
อินโดนีเซีย และเวียดนาม นอกจากนี้ โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
มีกระบวนการกลั่นน้ำมันดิบที่สามารถกลั่นได้หลากหลาย
ซึ่งรวมถึงน้ำมันดิบจากประเทศในภูมิภาคตะวันออกกลาง เอเชียตะวันออก (Far East) แอฟริกา
และจากแหล่งภายในประเทศ แต่ทั้งนี้
การเลือกใช้น้ำมันดิบจะขึ้นอยู่กับราคาและผลตอบแทนที่คาดว่าจะได้รับ ส่วนน้ำมันดิบ
ที่เหลืออีกประมาณร้อยละ 26 มาจากแหล่งในประเทศ ในปี 2547 บริษัทฯ
ได้ซื้อน้ำมันดิบและวัตถุดิบคิดเป็นมูลค่าประมาณร้อยละ 76 จากแหล่งน้ำมันในภูมิภาคตะวันออกกลาง
ประมาณร้อยละ 6 จากแหล่งน้ำมันในภูมิภาคเอเชียตะวันออก (Far East) และประมาณร้อยละ
18 จากแหล่งน้ำมันภายในประเทศ ในปี 2548 บริษัทฯ
ได้ซื้อน้ำมันดิบและวัตถุดิบคิดเป็นมูลค่าประมาณร้อยละ 66 จากแหล่งน้ำมันในภูมิภาคตะวันออกกลาง
ร้อยละ 5 จากแหล่งน้ำมันในภูมิภาคเอเชียตะวันออก (Far East) ประมาณร้อยละ 3
จากแหล่งน้ำมันใน
แอฟริกา และประมาณร้อยละ 26 จากแหล่งน้ำมันภายในประเทศ บริษัทฯ
มีความประสงค์จะเพิ่มการซื้อน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ จากแหล่งภายในประเทศให้มากที่สุด
เนื่องจากมีคุณสมบัติที่เหมาะสมสำหรับกระบวนการกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
และเป็นราคาที่สามารถแข่งขันได้เนื่องจากมีต้นทุนการขนส่งที่ถูก

เนื่องจากการซื้อขายน้ำมันดิบขึ้นอยู่กับสภาวการณ์ในตลาดน้ำมันดิบและปริมาณน้ำมันดิบที่มี บริษัทฯ
จึงดำเนินการจัดซื้อน้ำมันดิบประมาณร้อยละ 50 จาก บมจ. ปตท. ตามสัญญา POCSA
และอีกประมาณร้อยละ 50 จากผู้จำหน่าย
รายอื่นภายใต้สัญญาซื้อขายแบบมีกำหนดเวลาและการซื้อน้ำมันดิบในราคาตลาดจร
สำหรับการจัดซื้อน้ำมันดิบจากแหล่ง
ต่างประเทศ บริษัทฯ ใช้เครดิตชำระเงินทางการค้าภายใน 30 วัน
นับจากวันที่ที่ระบุไว้ในใบตราส่ง (Bill of Lading Date) ซึ่งเป็นหลักการที่ใช้ทั่วไป
และซื้อน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ จากแหล่งในประเทศ จาก บมจ. ปตท.
โดยใช้เครดิตชำระเงินทางการค้าภายใน 25 ถึง 45 วันนับจากวันที่ระบุในใบตราส่ง

ตามสัญญา POCSA บมจ. ปตท. และบริษัทฯ จะซื้อขายน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ ณ
ราคาตลาดเพื่อผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในจำนวนไม่น้อยกว่าร้อยละ 49.99
ของกำลังการกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ ตามข้อกำหนดและเงื่อนไขในสัญญา POCSA นอกจากนี้ บมจ.
ปตท. มีสิทธิพิเศษตามสัญญาที่จะจัดหาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ ณ ราคาตลาดก่อนหน้า
ผู้จัดหารายอื่น เพื่อผลิตผลิตภัณฑ์ในปริมาณสูงถึงร้อยละ 100 ของกำลังการผลิตของบริษัทฯ
ในราคาตลาดในขณะนั้นภายใต้เงื่อนไขบางประการที่ระบุไว้ในสัญญา POCSA บริษัทฯ
ได้รับเครดิตชำระเงินทางการค้าภายใน 30 วันจาก บมจ. ปตท.
ยกเว้นแต่จะมีข้อเสนออื่นจากบริษัทฯ โดยได้รับการเห็นชอบจาก บมจ. ปตท. ตามสัญญา POCSA
นอกจากสัญญาดังกล่าว บมจ. ปตท. และบริษัทฯ
ยังได้เข้าทำสัญญาบริการรับจ้างกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมดิบอีกด้วย โดย บมจ. ปตท.จะจัดส่งน้ำมันดิบ
และวัตถุดิบอื่นๆ ที่ใช้ในการกลั่นน้ำมันให้แก่บริษัทฯ ในกรณีที่บริษัทฯ ได้มีการแจ้งความต้องการให้แก่
บมจ. ปตท.

ตารางแสดงถึงมูลค่าน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ ที่ซื้อจากแหล่งต่างๆ

+------------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
|                        | 2546  | ร    | 2547  | ร    | 2548  | ร    |
|                        |       | ้อยละ |       | ้อยละ |       | ้อยละ |
+------------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| ตะวันออกกลาง ⁽¹⁾        | 6     | 66   | 10    | 76   | 13    | 66   |
|                        | 8,897 |      | 0,922 |      | 2,308 |      |
+------------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| เอเชียตะวันออก (Far      | 1     | 14   | 7,684 | 6    | 1     | 5    |
| East) ⁽²⁾              | 4,889 |      |       |      | 1,001 |      |
+------------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| ประเทศไทย ⁽³⁾          | 1     | 19   | 2     | 18   | 5     | 26   |
|                        | 9,163 |      | 3,762 |      | 1,971 |      |
+------------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| แอฟริกา ⁽⁴⁾             | 1,386 | 1    | -     | -    |   --  |      |
|                        |       |      |       |      | ----- |  --- |
|                        |       |      |       |      |       |   3  |
|                        |       |      |       |      | 5,335 |      |
|                        |       |      |       |      |       |      |
|                        |       |      |       |      |   --  |  --- |
|                        |       |      |       |      | ----- |      |
+------------------------+-------+------+-------+------+-------+------+
| รวม                    | 10    | 100  | 13    | 100  |       |      |
|                        | 4,335 |      | 2,368 |      | ----- |  --- |
|                        |       |      |       |      | ----  | -- - |
|                        |       |      |       |      | ----- | ---- |
|                        |       |      |       |      |   200 |   1  |
|                        |       |      |       |      | ,616  | 00   |
|                        |       |      |       |      |   100 |  100 |
|                        |       |      |       |      |       |      |
|                        |       |      |       |      |       |      |
|                        |       |      |       |      | ----- |  --- |
|                        |       |      |       |      | ----  | -- - |
|                        |       |      |       |      | ----- | ---- |
+------------------------+-------+------+-------+------+-------+------+

หน่วย : ล้านบาท ยกเว้นอัตราร้อยละ

หมายเหตุ: (1) ได้แก่ โอมาน สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ กาตาร์ เยเมน และอิหร่าน

(2) ได้แก่ บรูไน มาเลเซีย อินโดนีเซีย และเวียดนาม

(3) ได้แก่ อ่าวไทย กำแพงเพชร ระยอง และชลบุรี

(3) ได้แก่ ไนจีเรีย และอัลจีเรีย

วัตถุดิบอื่นๆ

บริษัทฯ ซื้อลอง เรสิดิว (Long Residue) จาก บมจ. บางจาก
ซึ่งดำเนินการโรงกลั่นน้ำมันแบบพื้นฐาน (Hydro-Skimming)
เพื่อเป็นวัตถุดิบสำหรับหน่วยเปลี่ยนแปลงสภาพโมเลกุล (Conversion Unit) บมจ.
บางจากไม่มีหน่วย
แตกโมเลกุล (Cracking Unit) จึงมีข้อจำกัด และจำเป็นต้องผสม ลอง เรสิดิว (Long
Residue) เพื่อขายเป็นน้ำมันเตา การที่ บมจ. บางจากขายลอง เรสิดิว (Long
Residue)ให้กับบริษัทฯ เป็นวัตถุดิบเพื่อนำไปผลิตน้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูป 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

สาธารณูปโภค

น้ำ

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

ไฟฟ้าและไอน้ำ

บริษัทฯ จัดซื้อไฟฟ้าประมาณร้อยละ 70 ของความต้องการไฟฟ้าทั้งหมดและไอน้ำประมาณร้อยละ 30
ของ
ความต้องการจาก 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 เพื่อให้มีความมั่นใจว่า
สารเร่งปฏิกิริยาชนิดใหม่สามารถใช้งานได้อย่างมีประสิทธิภาพ และคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์
(Technically and Commercially Proven)

3.  การสนับสนุนด้านเทคโนโลยี

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

บริษัทฯ ได้รับความรู้ ประสบการณ์
และการพัฒนาการล่าสุดที่เกี่ยวกับการกลั่นน้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมจากSGSI 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 2548 แผนกเทคโนโลยี (Technology Department) ของบริษัทฯ
มีพนักงานจำนวนทั้งสิ้น 32 คน โดยเป็นวิศวกรเคมีจำนวนทั้งสิ้น 26 คน
หน้าที่รับผิดชอบหลักของแผนกนี้มี 4 อย่าง คือ

-   ให้การสนับสนุนทางเทคโนโลยีเพื่อพัฒนากระบวนการกลั่น

-   วางแผนการผลิตทั้งระยะสั้นและระยะยาว

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

-   ตรวจติดตามทางเทคนิคการใช้พลังงานและการสูญเสียและทางสิ่งแวดล้อม
    รวมทั้งการทำการอ้างอิง (Benchmarking)

ฝ่ายเทคโนโลยีทำงานร่วมกับฝ่ายธุรกิจ
และฝ่ายอื่นๆในการตัดสินใจเกี่ยวกับการจัดการอย่างมีประสิทธิภาพเกี่ยวกับกำลังการผลิต
การเลือกวัตถุดิบ การปฏิบัติการกลั่นและกำหนดการบำรุงรักษา

1.  การจัดการความเสี่ยงและความปลอดภัย

ระบบการตรวจสอบ การบำรุงรักษา ระบบการทำงาน
และระบบการอบรมพนักงานและความปลอดภัยของพนักงาน เป็นไปตามมาตรฐานสากล
รวมถึงคู่มือประกันคุณภาพ ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม บริษัทฯ
ดำเนินการโดยอาศัยหลักการประเมินความเสี่ยง (Risk-Based Approach)
สำหรับงานตรวจสอบต่างๆ รวมทั้งงานด้านเทคนิคและงานที่ไม่เกี่ยวข้องกับด้านเทคนิค บริษัทฯ
ใช้ระบบการจัดการการบำรุงรักษาด้วยคอมพิวเตอร์ ระบบ PACER ในการวางแผนงาน
และการบันทึกข้อมูลการตรวจสอบและการบำรุงรักษา นอกจากนี้บริษัทฯ ยังใช้ระบบ SAP
ในระบบการบริหารจัดการทรัพยากรบุคคล ระบบการบัญชีและการควบคุมการเงิน
รวมทั้งระบบการจัดซื้อและระบบวัสดุคงเหลือ

บริษัทฯ ให้ความสำคัญต่อเรื่องความปลอดภัยเป็นอย่างยิ่ง
โดยกำหนดความรับผิดชอบตามสายการบังคับบัญชาและจัดให้มีการอบรมเรื่องความปลอดภัยให้กับพนักงานและผู้รับเหมา
มีกิจกรรมการตรวจสอบพื้นที่ และการให้ฝ่ายบริหาร
สายงานมีส่วนรวมในการดูแล บริษัทฯ เชื่อมั่นว่าบริษัทฯ มีประวัติดีในด้านสถิติความปลอดภัยที่ผ่านมา
โดยที่อัตราความถี่ของการสูญเสียเวลาของพนักงานและผู้รับเหมา
เนื่องจากอุบัติเหตุลดลงอย่างต่อเนื่องในช่วงที่ผ่านมา นอกจากนี้ บริษัทฯ
ได้มีระบบรายงานและบันทึกอุบัติเหตุที่เกิดขึ้น
และดำเนินการตรวจสอบติดตามความปลอดภัยด้านเทคนิคอยู่อย่างต่อเนื่องเสมอมา

บริษัทฯ ได้นำโปรแกรม Thaioil Information Portal System มาใช้
โดยเป็นระบบเก็บเอกสารที่มีรูปแบบชัดเจน และได้นำระบบโปรแกรม Plant Information
มาใช้ในปี 2546
เพื่อจัดเก็บข้อมูลและเป็นแหล่งข้อมูลเพื่อการปรับปรุงระบบการควบคุมดูแลการทำงานของโรงงานและเทคโนโลยีการผลิต
ข้อมูลนับพันตัวจากตัวแปรในกระบวนการผลิต อาทิเช่น ติดตามเวลาการทำงานของปั๊มสูบน้ำมัน
(Track Pump Running Hours) และอุณหภูมิของผิวท่อให้ความร้อน (Heater Tube Skin
Temperatures) จะถูกจัดเก็บไว้ และนำมาวิเคราะห์เพื่อหาแนวโน้มต่างๆ
รวมทั้งนำมาใช้ในการแก้ไขปัญหาการผลิต

นอกจากนี้ บริษัทฯ ได้ใช้ระบบ Proximity Card Access
ตรวจสอบและให้บุคคลที่ได้รับอนุญาตสามารถเข้าออก
โรงกลั่นได้ และระบบโทรทัศน์วงจรปิด (Closed Circuit Television Monitor)
เพื่อตรวจสอบความเคลื่อนไหวต่างๆ สำหรับโรงกลั่นน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
แบ่งพื้นที่ออกเป็น 3 โซนตามระดับการรักษาความปลอดภัยและความอันตราย
เพื่อให้ระบบการเข้าออกของพนักงานและเส้นทางเดินรถยนต์มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น

โครงสร้างการปฏิบัติงานของบริษัทฯ ได้ถูกออกแบบจากรูปแบบที่ใช้ในโรงกลั่นน้ำมันหลายแห่งของ
SGSI โดยมีการจัดกลุ่มปฏิบัติการย่อย ซึ่งแต่ละหน่วยย่อยจะประกอบด้วยพนักงานจากฝ่ายการผลิต
ฝ่ายเทคโนโลยีและฝ่ายวิศวกรรม เพื่อดำเนินการดูแลพื้นที่การผลิตที่แบ่งเป็น 4 พื้นที่
โดยพนักงานในแต่ละหน่วยย่อยมีการกำหนดมาตรฐาน
และเป้าหมายในการทำงานเดียวกันและมีการประสานงานกัน
เพื่อให้มีการผลิตที่มีประสิทธิภาพและปลอดภัยในพื้นที่ของตน

ในช่วง 10 ปีที่ผ่านมา บริษัทฯ
ได้ประสบอุบัติเหตุครั้งใหญ่เพียงหนึ่งครั้งจากอุบัติเหตุเพลิงไหม้ถังเก็บน้ำมัน 5 ถัง
เมื่อเดือนธันวาคม 2542
อุบัติเหตุครั้งนั้นก่อให้เกิดความเสียหายต่อถังเก็บน้ำมันใกล้เคียงและระบบท่อส่งน้ำมัน
แม้ว่าอุปกรณ์การกลั่นน้ำมันสามารถใช้งานได้ แต่บริษัทฯ จำเป็นต้องหยุดการผลิตเป็นเวลา 45
วันเนื่องจากจำเป็นต้องปรับปรุงระบบท่อส่งน้ำมันและถังเก็บน้ำมันให้เสร็จสิ้นเสียก่อน บริษัทฯ
สามารถแก้ไขปรับปรุงและดำเนินการผลิตได้อีกครั้ง
ภายใน 45 วัน และความเสียหายทั้งหมดสามารถเรียกคืนได้จากกรมธรรม์ประกันภัย
จากเหตุการณ์ดังกล่าว บริษัทฯ ได้ดำเนินการประเมินระบบควบคุมการผลิต
รวมทั้งการประเมินระบบป้องกันอัคคีภัย ระบบการตอบสนองต่อเหตุฉุกเฉิน
และดำเนินโครงการปรับปรุงหลายโครงการเช่น
การสร้างสถานีดับเพลิงหลักและสำรองพร้อมเพิ่มปริมาณโฟมดับเพลิงเป็น 160,000 ลิตร
(มีสถานีแห่งหนึ่งอยู่ห่างจากพื้นที่ที่มีไฮโดรคาร์บอน)
และการติดตั้งท่อต่อเชื่อมกับระบบฉีดน้ำดับเพลิงของ บมจ. ปตท. โดยมีวาล์วเปิดปิดแยกเฉพาะ
โดยระบบฉีดน้ำดับเพลิงของ บมจ. ปตท. ก็มีการเชื่อมต่อกับระบบฉีดน้ำดับเพลิงของเอสโซ่
นอกจากนี้ บริษัทฯ ได้ตระหนักถึงการพัฒนาความสามารถของพนักงานและขั้นตอนการปฏิบัติงาน
และบริษัทฯ ได้ปรับปรุงระบบการควบคุมและระบบเตือนภัยให้เหมาะสมและเพียงพอ
โดยมีระบบเตือนภัยสำรองในกรณีที่ระบบการควบคุมและระบบเตือนภัยหลักไม่ทำงาน

บริษัทฯ ได้รับการรับรองระบบการบริหารงานคุณภาพ (ISO 9001:2000)
และระบบการจัดการสิ่งแวดล้อม
(ISO 14001) ตั้งแต่ปี 2539 และปี 2542 ตามลำดับ
สำหรับขอบข่ายการผลิตและการจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียม
และระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย (มอก. 18001) ในปี 2544
สำหรับขอบข่ายการผสมและจำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียม โดยสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ
รวมทั้งได้รับการรับรองห้องปฏิบัติการทดสอบและห้องปฏิบัติการสอบเทียบ (ISO/IEC 17025) ในปี
2539 จากสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม
สำหรับขอบข่ายของการทดสอบผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

บริษัทฯ ได้รวมการตรวจประเมินระบบ ISO 9001:2000, ISO 14001 และมอก. 18001
แบบบูรณาการเมื่อกลาง
ปี 2547 เป็นต้นมา

2.  ประกันภัย

บริษัทฯ มีกรมธรรม์ประกันภัยที่ครอบคลุมดังนี้

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

-   ความรับผิดต่อบุคคลภายนอก (Third Party) และความรับผิดจากผลิตภัณฑ์ (Product
    Liability)

-   สรรพภัย (All Risks) สำหรับทรัพย์สินอื่นๆ

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

1.  ข้อบังคับด้านสิ่งแวดล้อม

การดำเนินการของบริษัทฯ เป็นไปตามกฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อม
รวมทั้งพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ 2535 เมื่อปี 2535
ประเทศไทยได้มีกฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมเพื่อส่งเสริมการพัฒนาอย่างมั่นคงและเพื่อปกป้องสิ่งแวดล้อมธรรมชาติที่เข้มงวดมากขึ้น
รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยปี 2540
ยังได้บัญญัติหน้าที่ของรัฐบาลและสิทธิของประชาชนในการบริหารจัดการและพัฒนาแหล่งธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
กฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมโดยเฉพาะอย่างยิ่งที่เกี่ยวข้องกับปริมาณไอเสียและน้ำทิ้งที่ออกจากโรงกลั่นน้ำมัน
มีผลต่อธุรกิจของบริษัทฯ ในทุกด้าน ซึ่งรวมถึงการขยายหรือเพิ่มเติมหน่วยกลั่นต่างๆ
และรวมถึงระบบการบำรุงรักษาและการก่อสร้างเป็นบางส่วน จากข้อกำหนดในกฎหมายสิ่งแวดล้อม
บริษัทฯ
จำเป็นต้องศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมก่อนดำเนินการสร้างหรือติดตั้งเพื่อศึกษาผลกระทบของกิจกรรมที่มีต่อสิ่งแวดล้อมภายนอกและสร้างความมั่นใจว่าโรงงานที่ก่อสร้างใหม่จะดำเนินงานได้โดยมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชนท้องถิ่นน้อยที่สุด
บริษัทฯ
ยังจำเป็นต้องควบคุมการปล่อยไอเสียที่ออกจากโรงกลั่นน้ำมันให้อยู่ในระดับที่กำหนดไว้ในกฎหมายสิ่งแวดล้อม
โดยหน่วยงานหลักเกี่ยวกับสิ่งแวดล้อมที่ควบคุมการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ ได้แก่
กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรม
สำนักนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และกรมควบคุมมลพิษ
กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม

นโยบายสิ่งแวดล้อมหลักของบริษัทฯ คือการดำเนินการให้เป็นไปตามข้อบังคับที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
การลด
ผลกระทบต่างๆจากกิจกรรมต่างๆ 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
บริษัทฯ ได้ติดตั้งระบบการตรวจติดตาม และบันทึกข้อมูลปริมาณสิ่งเจือปนไอเสียอย่างต่อเนื่อง
เพื่อให้มีความมั่นใจว่าไอเสียที่ปล่อยออกจากโรงกลั่นสอดคล้องตามกฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อม
ระบบบำบัดน้ำทิ้งโดยใช้เทคโนโลยี Denitrification Nitrification Biotreater
ซึ่งเป็นเทคโนโลยีทางชีวภาพที่มีขีดความสามารถในการบำบัดคุณภาพน้ำทิ้งได้เป็นอย่างดีเพื่อให้มั่นใจว่าคุณภาพน้ำทิ้งสอดคล้องตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมก่อนปล่อยออกไปนอกโรงกลั่น
บริษัทฯ ยังคงมีระบบตรวจติดตามคุณภาพอากาศ คุณภาพน้ำ
และสิ่งแวดล้อมทางดินและทางทะเลอยู่เป็นประจำตามที่กำหนดไว้ในกฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อม
บริษัทฯ
ให้ความร่วมมือประสานงานและสนับสนุนโครงการศึกษาของรัฐบาลในการติดตามสิ่งแวดล้อมบริเวณใกล้เคียงโรงกลั่นน้ำมันเพื่อสนับสนุนมาตรการปกป้องสิ่งแวดล้อมของบริษัทฯ
บริษัทฯ เป็นหนึ่งในผู้ก่อตั้งสมาคมอนุรักษ์สภาพแวดล้อมของกลุ่มอุตสาหกรรมน้ำมัน (Oil Industry
Environmental Safety Group Association)
ซึ่งประกอบด้วยสมาชิกอาสาสมัครจากบริษัทน้ำมันต่างๆ
ในประเทศเพื่อให้ความช่วยเหลือร่วมกันในการแก้ไขและกำจัดคราบน้ำมันเมื่อเกิดเหตุการณ์น้ำมันรั่วไหล

แม้ว่าบริษัทฯ ดำเนินการในทุกด้านให้เป็นไปตามกฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อม
แต่ความรับผิดชอบต่อรัฐบาลหรือบุคคลที่สามในเรื่องการปล่อยทิ้งน้ำมันหรือมลภาวะอื่นๆ ในอากาศ
ดินและน้ำมีผลทำให้ บริษัทฯ
มีภาระและอาจทำให้เกิดค่าใช้จ่ายในการแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นจากเรื่องดังกล่าวเช่นกัน นอกจากนี้
กฎหมายสิ่งแวดล้อมที่อาจเปลี่ยนแปลงในอนาคตจะมีผลทำให้เกิดการจำกัดกิจกรรมการผลิตต่างๆ
ซึ่งทำให้ต้องใช้รายจ่ายส่วนทุนเพิ่มขึ้นหรือมีผลกระทบต่อการดำเนินงานและฐานะทางการเงิน

2.  ภาวะอุตสาหกรรม

เว้นแต่จะได้ระบุไว้โดยชัดแจ้ง ข้อมูลข้างล่างนี้
ซึ่งรวมถึงแนวโน้มและการประมาณการเป็นข้อมูลที่ได้มาจากเอกสารสิ่งพิมพ์ที่ได้เปิดเผยต่อสาธารณชน
หรือได้มาจากหน่วยงานของรัฐ บริษัทฯ รวมทั้งบริษัทในเครือของบุคคลดังกล่าว
มิได้ตรวจสอบข้อมูลเหล่านี้และไม่รับรองถึงความถูกต้องของข้อมูลเหล่านี้แต่อย่างใด

3.2.1 อุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมัน

หลักพื้นฐานของการกลั่นน้ำมัน

ภาพรวมของกระบวนการกลั่นน้ำมัน

กระบวนการกลั่นน้ำมัน คือกระบวนการการแยกโมเลกุลสารไฮโดรคาร์บอนที่อยู่ในน้ำมันดิบ
และแปรสภาพสสารดังกล่าวให้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่มีมูลค่าสูงกว่า
โรงกลั่นน้ำมันได้รับการออกแบบให้สามารถกลั่น
น้ำมันดิบหลายประเภท รวมถึงวัตถุดิบอื่นๆ ให้เป็นผลิตภัณฑ์ชนิดต่างๆ
ตามความต้องการของตลาดโดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้กำไรในการกลั่นน้ำมัน (Refinery Margin)
สูงสุด โดยทั่วไปแล้ว หน่วยผลิตแต่ละหน่วยภายในโรงกลั่นน้ำมันจะ
ทำหน้าที่ได้อย่างน้อยอย่างหนึ่งอย่างใดดังต่อไปนี้

-   กลั่นแยกสารไฮโดรคาร์บอนหลายๆ ประเภทที่อยู่ในน้ำมันดิบตามจุดเดือดที่ต่างกัน

-   แปลงสภาพไฮโดรคาร์บอนให้เป็นผลิตภัณฑ์ที่มีคุณค่ามากขึ้น

-   ปรับปรุงผลิตภัณฑ์โดยการแยกสารปนเปื้อนออก

-   ผสมผลิตภัณฑ์ชั้นกลาง (Intermediate Streams) เป็นน้ำมันสำเร็จรูป

น้ำมันดิบเป็นวัตถุดิบหลักที่ใช้ในการกลั่นน้ำมัน คุณภาพของน้ำมันดิบและชนิดหน่วยกลั่นต่างๆ
ในโรงกลั่น
น้ำมันจะกำหนดวิธีการกลั่นน้ำมัน
และระดับความสามารถในการเปลี่ยนน้ำมันดิบเป็นน้ำมันสำเร็จรูปชนิดต่างๆ ที่เหมาะสม โดยทั่วไป
การแบ่งประเภทของน้ำมันดิบจะแบ่งตามความหนาแน่น (Density) จากต่ำไปสูง (light to
heavy) และปริมาณกำมะถันจากต่ำไปสูง (Sweet to sour)
น้ำมันดิบประเภทที่มีความหนาแน่นและกำมะถันต่ำ (light sweet crude oil)
จะมีราคาสูงกว่าน้ำมันดิบประเภทที่มีความหนาแน่นและกำมะถันสูง (heavy sour crude oil)
ทั้งนี้ เพราะต้องผ่านกระบวนการกลั่นและกระบวนการกำจัดสารปนเปื้อนที่มีขั้นตอนน้อยกว่า
และจะให้ผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปที่มีราคาสูงในปริมาณมากกว่า เช่น น้ำมันเบนซิน
น้ำมันก๊าดและน้ำมันดีเซล โดยปกติ
น้ำมันดิบประเภทที่มีความหนาแน่นสูงและกำมะถันสูงจะขายในราคาถูกกว่าน้ำมันดิบประเภทที่มีความหนาแน่นต่ำหรือมีกำมะถันต่ำเพราะจะให้ผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าต่ำและต้องใช้กระบวนการผลิตเพิ่มเติมเพื่อให้ได้น้ำมันชนิดเบาซึ่งมีมูลค่าสูง
ผลที่ตามมาคือ โรงกลั่นน้ำมันพยายามที่จะมีการกลั่นน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
เพื่อให้เกิดผลประโยชน์สูงสุด โดยคำนึงถึงหน่วยเปลี่ยนแปลงสภาพโมเลกุล (Conversion Unit)
และหน่วยกำจัดสารปนเปื้อน (Treating Unit) ของแต่ละโรงกลั่น
ราคาของสินค้าในปัจจุบันและที่คาดการณ์ในอนาคต ชนิดของผลิตภัณฑ์ที่ต้องการ
และราคาน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ

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

ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่สำคัญ

ผลิตภัณฑ์ดังต่อไปนี้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปหลักที่ได้จากโรงกลั่นน้ำมัน

-   ก๊าซปิโตรเลียมเหลว

-   น้ำมันเบนซิน

-   สารทำละลาย (Solvent)

-   ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

-   น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน/น้ำมันก๊าด

-   น้ำมันดีเซล

-   น้ำมันเตา

-   ยางมะตอย

-   ถ่านโค้ก

เศรษฐศาสตร์การกลั่นน้ำมัน (Economics of Refining)

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

โรงกลั่นน้ำมันที่มีหน่วยเพิ่มคุณค่าผลิตภัณฑ์ (Upgrading Unit) จะสามารถเพิ่มปริมาณน้ำมันเบนซิน
น้ำมันก๊าดและน้ำมันดีเซล ซึ่งน้ำมันเหล่านี้จะมีมูลค่ามากกว่าน้ำมันเตา ดังนั้น
โรงกลั่นน้ำมันที่มีหน่วยเพิ่มคุณค่าผลิตภัณฑ์ (Upgrading Unit) มากก็จะมีกำไรสูงขึ้นด้วย
ตารางข้างล่างนี้จะแสดงหน่วยการกลั่นน้ำมันต่างๆ และหน้าที่ของหน่วยต่างๆ

  ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  หน่วย                                           วัตถุดิบที่ใช้                         ผลิตภัณฑ์หลักที่ได้                     วัตถุประสงค์
  ---------------------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------------------------------------
  หน่วยกลั่นน้ำมันดิบ (Crude Distillation Unit)        น้ำมันดิบ                           ก๊าซปิโตรเลียมเหลว แนฟทาเบา แนฟทา   แยกน้ำมันดิบออกเป็นส่วนตามระดับของจุดเดือดที่ต้องการได้แก่ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว
                                                                                  หนัก น้ำมันก๊าด                      แนฟทาเบา แนฟทาหนัก น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา
                                                                                  น้ำมันดีเซลและ                      
                                                                                  น้ำมันเตา                          

  หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม   แนฟทาเบา                         ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และ Isomerate    กระบวนการแปรรูปแนฟทาเบา (ค่าออกเทนต่ำ) เป็น Isomerate
  (Isomerization Unit)                                                                                             (ค่าออกเทนสูงและไม่มีสารอะโรมาติก) โดยใช้สารเร่งปฏิกิริยา
                                                                                                                   และก๊าซไฮโดรเจน

  หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา (Continuous       แนฟทาหนัก                         ก๊าซที่มีไฮโดรเจนสูง (Hydrogen Rich   กระบวนการแปรรูปน้ำมันที่มีค่าออกเทนต่ำ
  Catalyst Regeneration Platformer Unit)                                          Gas) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และ         ให้เป็นน้ำมันที่มีค่าออกเทนสูงขึ้นโดยใช้สารเร่งปฏิกิริยา
                                                                                  Reformate                        

  หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา (Fluidized        ลองเรสิดิว (Long Residue) Heavy    ก๊าซปิโตรเลียมเหลว                  กระบวนการแปรรูปลองเรสิดิว (Long Residue) และ Heavy Vacuum Gas
  Catalytic Cracking Unit)                       Vacuum Gas Oil                   น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา    Oil เป็นน้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาโดยมีการใช้สารเร่งปฏิกิริยา

  หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม   Heavy Vacuum Gas Oil             ก๊าซปิโตรเลียมเหลว แนฟทาเบา         กระบวนการแปรรูปน้ำมันประเภท Heavy Vacuum Gas Oil เป็นน้ำมันเบนซิน
  (Hydrocracking Unit)                                                            แนฟทาหนัก น้ำมันก๊าด และน้ำมันดีเซล     น้ำมันก๊าด และน้ำมันดีเซล โดยใช้ก๊าซไฮโดรเจนและสารเร่งปฏิกิริยา
                                                                                                                   กระบวนการผลิตนี้ต่างจากหน่วยแตกตัวโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา
                                                                                                                   เพราะมีการใช้ก๊าซไฮโดรเจนเป็นตัวแยกกำมะถันและทำการแตกตัวน้ำมันชนิดหนัก
                                                                                                                   (Heavy Oil) ให้เป็นน้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด และน้ำมันดีเซล

  หน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน (Thermal Cracking      ช็อต เรสิดิว (Short Residue)        น้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล       กระบวนการแปรรูปช็อต เรสิดิว (Short Residue) (น้ำมันชนิดหนัก)
  Unit)                                                                           และน้ำมันเตา                       เป็นผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าเพิ่มขึ้น โดยใช้ความร้อนสูง แต่ไม่ได้ใช้สารเร่งปฏิกิริยา

  หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซิน และน้ำมันดีเซล       น้ำมันเบนซินหรือน้ำมันดีเซลที่มีกำมะถันสูง   น้ำมันเบนซินหรือน้ำมันดีเซลที่มีกำมะถันต่ำ   กระบวนการลดปริมาณกำมะถันและสารปนเปื้อน อื่นๆ
  (Hydrotreating Unit, Hydrodesulfurization                                                                        ออกจากน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยใช้ก๊าซไฮโดรเจนและสารเร่งปฏิกิริยา
  Unit)                                                                                                            
  ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

อุตสาหกรรมนี้ใช้ค่าอ้างอิง (benchmark) หลายอย่างในการวัดผลตอบแทน
ความซับซ้อนและประสิทธิภาพของ
โรงกลั่น ประกอบด้วย

-   กำไรจากการกลั่นขั้นต้น

-   อัตราการใช้กำลังการผลิต (Plant Utilization Rate)

-   Upgrading-to-Refining Ratio

-   Hydrotreating-to-Refining Ratio

-   Non-Energy Cash Cost

-   ค่าใช้จ่ายในการบำรุงรักษา และ

-   ความพร้อมในการผลิต (Operational Availability)

ความเคลื่อนไหวของอุตสาหกรรม

อุตสาหกรรมกลั่นน้ำมัน

ภาพรวมของภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก

ผลประกอบการทางการเงินของบริษัทผู้ประกอบการกลั่นน้ำมันจะพิจารณาจากกำไรจากการกลั่นน้ำมันที่ได้รับ
กำไรดังกล่าวจะได้รับผลกระทบอย่างมากจากอุปสงค์และอุปทานในภูมิภาคและทั่วโลก
เนื่องจากราคาของผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกจะถูกนำไปอ้างอิงกับราคาของผลิตภัณฑ์ที่ประเทศสิงคโปร์
การคำนวณกำไรจากการกลั่นน้ำมันอาจแตกต่างกันไปได้ตามประเภทของน้ำมันดิบที่ใช้
ผลิตภัณฑ์ที่จะได้ (product slate) และต้นทุนคงที่และผันแปร
(fixed and variable costs) ของโรงกลั่น โดยทั่วไปแล้วโรงกลั่นจะกลั่นน้ำมันดิบหลายๆ
ประเภทซึ่งมีราคาอัตรา
ผลตอบแทนและส่วนผสมของผลิตภัณฑ์ที่แตกต่างกัน
ในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกจะอ้างอิงกำไรจากการกลั่นในประเทศสิงคโปร์เป็นหลัก
เพราะสิงคโปร์เป็นตลาดการค้าน้ำมันที่เป็นที่ยอมรับทั่วไป
กำไรจากการกลั่นน้ำมันของสิงคโปร์มิได้ระบุกำไรของโรงกลั่นน้ำมันที่ใดที่หนึ่งโดยเฉพาะ
แต่แสดงถึงแนวโน้มที่โรงกลั่นน้ำมันในเอเชียใช้ในการประเมินกำไรในการกลั่นน้ำมันของตน

อุปสงค์ของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปได้สูงขึ้นตามความเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ
ตาราง
ข้างล่างแสดงถึงอัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศที่แท้จริง ตั้งแต่ปี 2542
ของประเทศบางประเทศใน
ภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก

อัตราร้อยละของการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมที่แท้จริงปีต่อปี

  --------- --------- --------- --------- --------- --------- --------- ---------
  ประเทศ    2542      2543      2544      2545      2546      2547      2548

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

  จีน        7.1       8.0       7.5       8.0       9.1       9.5       9.3

  อินเดีย     7.1       3.9       5.1       4.6       8.5       6.4       7.1

  เกาหลี     9.4       8.5       3.8       6.9       3.1       4.6       5.0

  มาเลเซีย   6.1       8.9       0.3       4.1       5.3       6.5       5.5

  สิงคโปร์    6.8       9.7       (1.9)     2.1       1.1       8.8       5.0

  ไทย       4.4       4.8       2.1       5.4       6.7       6.2       3.5
  --------- --------- --------- --------- --------- --------- --------- ---------

ที่มา : Economist Intelligence Unit 2547 (2542 - 2546) และ FACTS, Inc.
(2547, 2548)

ตั้งแต่ปี 2542 ถึงปี 2548
อุปสงค์ของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกได้เพิ่มสูงขึ้น
แต่อัตราการใช้กำลังการผลิต (utilization rate) ลดต่ำลงเล็กน้อย
เนื่องจากมีกิจกรรมการหยุดซ่อมบำรุงประจำปีสูงกว่าปีก่อน

ภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก ⁽¹⁾

  -----------------------------------------------------------------------
  ปี                       อุปสงค์                   อัตราการใช้กำลังการผลิต ⁽³⁾
                          (พันบาร์เรลต่อวัน) ⁽²⁾      (ร้อยละ)
  ----------------------- ----------------------- -----------------------
  2548                    23,311                  89

  2547                    22,583                  90

  2546                    21,478                  87

  2545                    20,676                  83

  2544                    20,429                  84

  2543                    20,369                  86

  2542                    19,814                  87
  -----------------------------------------------------------------------

  ----------- ---------------- --------------------- ---------------- ---------------------
  ประเทศ      อุปสงค์ปี 2547 ⁽²⁾  อัตราการใช้กำลังการผลิต   อุปสงค์ปี 2548 ⁽²⁾  อัตราการใช้กำลังการผลิต
              (พันบาร์เรลต่อวัน)   ⁽³⁾                   (พันบาร์เรลต่อวัน)   ⁽³⁾
                               (ร้อยละ)                                (ร้อยละ)

  จีน          5,442            90                    5,990            91

  อินเดีย       1,959            105                   2,107            92

  เกาหลี       1,514            86                    1,505            89

  มาเลเซีย     476              91                    524.4            94

  สิงคโปร์      642              85                    646              90

  ไทย ⁽⁴⁾     723              87                    752              88
  ----------- ---------------- --------------------- ---------------- ---------------------

ที่มา : FACTS, Inc. 2548

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

(4) อุปสงค์ของประเทศ แสดงถึง การบริโภคเฉพาะผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป (ไม่รวมแนฟทา
    และน้ำมันดิบที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงโดยตรง)

สมดุลระหว่างอุปสงค์และอุปทานในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกได้เปลี่ยนไปในปี 2547 โดยมีสาเหตุมาจาก

-   การเพิ่มของอุปสงค์ในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก โดยเฉพาะ จีน
    เนื่องมาจากการขยายตัวทางอุตสาหกรรม
    การเจริญเติบโตของมูลค่าผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ

-   การบังคับใช้กฎระเบียบทางด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มงวดขึ้น
    ทำให้มีการพิจารณาถึงการปรับปรุงความเหมาะสมของโรงกลั่นน้ำมันที่ไม่มีประสิทธิภาพและ

-   

-   กฎเกณฑ์

ในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก
ได้มีการเสนอให้มีกฎเกณฑ์ในการปฏิบัติที่เกี่ยวกับสิ่งแวดล้อมที่เข้มงวดมากขึ้น
กฎเกณฑ์ดังกล่าวได้กำหนดให้มีการลดปริมาณกำมะถันในผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมลงอย่างมาก
กฎเกณฑ์เหล่านี้เป็นตัวเร่งที่ทำให้มีการเปลี่ยนแปลงภาวะการแข่งขันของอุตสาหกรรมกลั่นน้ำมันในเอเชีย
ตารางข้างล่างนี้ระบุถึงข้อจำกัดของปริมาณกำมะถันทั้งในปัจจุบันและที่มีการเสนอใช้ในผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในประเทศสิงคโปร์
จีน ไทย และเกาหลี

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

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

  จีน           800                             500       2549 ⁽³⁾     500                            350       2553 ⁽³⁾
  (ทั่วประเทศ)                                                                                                   

  (ปักกิ่ง)       50 ⁽⁴⁾                          -         -            350 ⁽⁴⁾                        -         -

  ไทย          500                             50        2553         350                            50        2553

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

ที่มา : International Fuel Quality Center, กรกฎาคม 2547 และกรมธุรกิจพลังงาน

หมายเหตุ

(1) ในปัจจุบัน สิงคโปร์ไม่มีข้อจำกัดเรื่องปริมาณของกำมะถันในน้ำมันเบนซิน

(2) เริ่มมีผลเดือนธันวาคม 2548

(3) ตามที่เสนอในปัจจุบัน

(4) เริ่มมีผลเดือนกรกฎาคม 2548

(5) 

(6) 

(7) 

การมีผลบังคับใช้ของกฎเกณฑ์ในเรื่องสิ่งแวดล้อมที่เข้มงวดขึ้นและการลดมาตรการกีดกันทางการค้ามีผลทำให้มีการปิดโรงกลั่นน้ำมันที่ไม่มีประสิทธิภาพ
นอกจากนี้
เงินทุนที่จะนำไปใช้ในการขยายกำลังการกลั่นจะลดลงเพราะเงินทุนส่วนหนึ่งจะถูกจัดสรรไปใช้เป็นต้นทุนในการปฏิบัติตามกฎเกณฑ์ที่เข้มงวดขึ้น
การขยายตัวของกำลังการกลั่นในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกได้ชะลอตัวลงตั้งแต่ปี 2542

อัตราการขยายตัวของกำลังการกลั่นในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก

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

  อัตราการขยายตัวต่อปี   4.3    5.0    1.8    9.2    0.2    1.3    0.2    -0.5   0.7    1.4
  (ร้อยละ)                                                                           
  ------------------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------

ที่มา : BP Statistical Review of World Energy June 2004 (2539-2546) และ
FACTS Inc 2547 (2547)

ด้วยการขยายตัวของอุปสงค์ในภูมิภาค และกำลังการกลั่นใหม่ๆ ที่จะไม่เพิ่มขึ้นมากนัก
ทำให้กำไรจากการกลั่นน้ำมันของโรงกลั่นชนิดคอมเพล็กซ์ที่สิงคโปร์ (คำนวณตามสูตรของ FACTS
ซึ่งใช้สมมุติฐานปริมาณการผลิตน้ำมันเตาของโรงกลั่นชนิดคอมเพล็กซ์เพียงร้อยละ 3.97) ในปี
2548 เพิ่มสูงขึ้น ดังที่ระบุในตารางข้างล่าง

  ---------------------------------------- ----------------------- ------ -- ------ ------ ------ -------- ------ -------- -------- ------ -------- -------- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ----
                                           2537                    2538      2539   2540   2541   2542     2543   2544     2545     2546   2547     2548                                                       

                                                                                                                                                                                                               

                                           (เป็นเหรียญสหรัฐ/บาร์เรล)                                                                                                                                               

  กำไรจากการกลั่นของโรงกลั่นแบบคอมเพล็กซ์        3.27                    2.87      3.67   3.52   2.36   1.31     3.31   1.75     1.39     3.22   6.4      7.11                                                       
  (Complex Refinery) - สิงคโปร์ ⁽¹⁾ ⁽³⁾                                                                                                                                                                          

  กำไรจากการกลั่น-ของโรงกลั่นแบบพื้นฐาน-สิงคโปร์   0.42                    0.36      0.91   0.20   0.12   (0.46)   0.29   (0.55)   (0.54)   0.1    (0.87)   (0.65)                                                     
  ⁽²⁾ ⁽³⁾                                                                                                                                                                                                      
  ---------------------------------------- ----------------------- ------ -- ------ ------ ------ -------- ------ -------- -------- ------ -------- -------- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ---- ----

ที่มา : FACTS Inc, 2547 (สำหรับปี 2537-2546) และ บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน)
(ปี 2547-2548) โดยคำนวณบนพื้นฐานเดียวกับ FACTS แต่ปรับค่าขนส่งและค่า Premium
ของน้ำมันดิบ เพื่อให้สะท้อนภาวะปัจจุบัน

หมายเหตุ

(1) กำไรจากการกลั่น คำนวณจากกำไรขั้นต้น (gross basis) โดยไม่มีการรวมค่าใช้จ่ายอื่นๆ
    ด้วย บนสมมติฐานว่าใช้น้ำมันดิบดูไบ และวิธีการกลั่นแบบ Cracking Modeให้
    ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ร้อยละ 12.1) น้ำมันเบนซิน (ร้อยละ 37.5) น้ำมันก๊าด
    (ร้อยละ15.8) ดีเซล (ร้อยละ 26.7) และน้ำมันเตา (ร้อยละ 3.97)

(2) กำไรจากการกลั่น คำนวณจากกำไรขั้นต้น (gross basis) โดยไม่มีการรวมค่าใช้จ่ายอื่นๆ
    ด้วย บนสมมติฐานใช้น้ำมันดิบดูไบและวิธีการ
    กลั่นแบบพื้นฐาน (Hydro-skimming) ให้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ร้อยละ 5.1) แนฟทา
    (ร้อยละ 6.9) น้ำมันเบนซิน (ร้อยละ 6.4) น้ำมันก๊าด (ร้อยละ 15.8) น้ำมันดีเซล
    (ร้อยละ 19.8) และน้ำมันเตา (ร้อยละ 43.1)

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

ภาพรวมตลาดภายในประเทศ

การจำหน่าย

ในปัจจุบัน มีผู้ประกอบธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันขนาดใหญ่ในประเทศ 6 ราย
ซึ่งมีกำลังการผลิตโดยรวมประมาณ 1,025,000 บาร์เรลต่อวัน
ผู้ประกอบธุรกิจเหล่านี้รวมถึงบริษัทฯ บมจ. บางจาก เอสโซ่ อาร์อาร์ซี เอสพีอาร์ซี และทีพีไอ
โดยบมจ. บางจาก เอสโซ่ และ ทีพีไอ เป็นผู้ประกอบการแบบครบวงจร
ในขณะที่ผู้ประกอบการรายอื่นดำเนินธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันอย่างเดียวที่ต้องพึ่งพาสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์
(Offtake Agreement) และ/หรือการส่งมอบในตลาดเสรี เพื่อการ
จัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปของตน
ตารางข้างล่างแสดงถึงกำลังการกลั่นและข้อมูลผลิตภัณฑ์บางประการของผู้ประกอบธุรกิจโรงกลั่น 6
แห่งในประเทศไทย

  ---------------------------------------------------------------------------------------
  โรงกลั่น     กำลังการกลั่น       ผลิตภัณฑ์ Light ผลิตภัณฑ์       ผลิตภัณฑ์ Heavy ลักษณะของโรงกลั่นน้ำมัน
             (พันบาร์เรลต่อวัน)   ⁽¹⁾ ร้อยละ    Middle ⁽²⁾   ⁽³⁾ ร้อยละ    
                                           ร้อยละ                     
  ---------- ---------------- ------------ ------------ ------------ --------------------
  บางจาก     120              18           47           34           พื้นฐาน
                                                                     (Hydro-skimming)

  เอสโซ่      170              45           41           14           คอมเพล็กซ์ (Complex)

  อาร์อาร์ซี    150              34           47           19           คอมเพล็กซ์ (Complex)

  เอสพีอาร์ซี   150              34           47           19           คอมเพล็กซ์ (Complex)

  ไทยออยล์    220              33           57           10           คอมเพล็กซ์ (Complex)

  ทีพีไอ ⁽⁴⁾   215              14           75           11           คอมเพล็กซ์ (Complex)

  รวม        1,025                                                   
  ---------------------------------------------------------------------------------------

ที่มา : PTIT Focus Special Annual Issue 2004

หมายเหตุ

(1) รวมถึง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว เบนซิน ไอโซเมอเรต รีฟอร์มเมต แนฟทา สารทำละลาย
โพรไพลีน มิกซ์ไซลีนส์

(2) รวมถึงน้ำมันก๊าด น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน และน้ำมันดีเซล

(3) รวมถึงน้ำมันเตา และยางมะตอย

(4) ไม่รวมผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ยกเว้นสารทำละลาย

ตารางข้างล่างนี้แสดงจำนวนการผลิต นำเข้า ส่งออก และการบริโภคน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศ
สำหรับแต่ละปีตลอดเวลาสามปี

หน่วย: ล้านลิตร

  -------------------------------------------------------------------------------
                                  รอบปีสิ้นสุดวันที่ 31                  
                                  ธันวาคม                          
  ----------------- ------------- --------------- --------------- ---------------
                                  2546            2547            2548

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว   การผลิต        6,180           6,602           71.93

                    การนำเข้า      0               6               0

                    การส่งออก      1,426           1,649           1,756

                    การบริโภค      4,724           4,822           5,413

  เบนซิน             การผลิต        8,639           8,958           9,231

                    การนำเข้า      139             197             0

                    การส่งออก      1,108           1,360           2,021

                    การบริโภค      7,635           7,661           7,245

  น้ำมันเชื้อเพลิง       การผลิต        4,238           4,617           4,734

  เครื่องบิน           การนำเข้า      42              50              0

                    การส่งออก      558             367             599

                    การบริโภค      3,762           4,242           4,293

  น้ำมันก๊าด           การผลิต        697             1,120           1,017

                    การนำเข้า      0               -               0

                    การส่งออก      109             59              4

                    การบริโภค      36              23              21

  น้ำมันดีเซล          การผลิต        18,734          20,266          19,660

                    การนำเข้า      605             773             719

                    การส่งออก⁽¹⁾   2,148           2,380           1,809

                    การบริโภค      17,551          19,640          19,645

  น้ำมันเตา           การผลิต        6,050           6,719           6,156

                    การนำเข้า      211             753             1,443

                    การส่งออก      780             1,078           903

                    การบริโภค      4,991           6,064           6,205

  การผลิตรวม                       44,538          48,282          47,991

  การบริโภครวม                     38,699          42,452          42,825
  -------------------------------------------------------------------------------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

(1) รวมถึงน้ำมันดีเซลที่ขายในเขตต่อเนื่องในทะเลปริมาณ 874 ล้านลิตร 1,230 ล้านลิตร และ
482 ล้านลิตรในปี 2546 ปี 2547 และปี 2548 ตามลำดับ

อุปสงค์

ในปี 2548 ตามข้อมูลของกระทรวงพลังงาน อุปสงค์ภายในประเทศมีจำนวน 42,825 ล้านลิตร
ปริมาณอุปสงค์ภายในประเทศโดยรวมของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นร้อยละ 17.0
ระหว่างปี 2545 ถึง 2548
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 อะโรมาติก
และเบนซีนที่ดีกว่า ดังนั้น
จึงเป็นการคุ้มค่าสำหรับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศที่จะขายผลิตภัณฑ์ในตลาดในประเทศมากกว่าเพื่อการส่งออก
โดยค่าเฉลี่ยส่วนต่างระหว่างราคา MOPS และราคา ณ
โรงกลั่นที่ประกาศโดยกระทรวงพลังงานในปี 2548 สำหรับเบนซินออกเทน 95
และน้ำมันดีเซลเท่ากับ 2.51 และ 3.35 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ

กำลังการผลิตของโรงกลั่นน้ำมันขนาดใหญ่ในประเทศ

กำลังการผลิตน้ำมันในประเทศเพิ่มขึ้นจาก 470,000 บาร์เรลต่อวันในปี 2537 เป็น 1,025,000
บาร์เรลต่อวันในปี 2546 โดยกำลังการผลิตน้ำมันได้เพิ่มขึ้นอย่างมากในเดือนธันวาคม 2538
และเดือนพฤษภาคม 2539 เมื่ออาร์อาร์ซี และ
เอสพีอาร์ซี ได้สร้างโรงกลั่นแล้วเสร็จ และในปี 2543
เมื่อทีพีไอได้เริ่มเดินหน่วยกลั่นน้ำมันดิบหน่วยใหม่และเพิ่มกำลังการกลั่นอีก 150,000 บาร์เรลต่อวัน

อุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันได้เผชิญกับภาวะกำลังการกลั่นน้ำมันล้นตลาดระหว่างปี 2541 ถึง 2543
เนื่องมาจาก
อุปสงค์ที่ลดลงเนื่องจากวิกฤตการณ์ทางการเงินในภูมิภาคอาเซียน

ในปี 2548 กำลังการผลิตของโรงกลั่นในประเทศไม่เปลี่ยนแปลง โดยยังคงอยู่ที่ระดับ 1,025,000
บาร์เรลต่อวัน ปริมาณน้ำมันดิบและวัตถุดิบที่ป้อนเข้าสู่กระบวนการผลิตสำหรับปี 2548
ลดลงเล็กน้อยอยู่ที่ 907,800 บาร์เรลต่อวัน โดยผลิตเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป จำนวน
827,015 บาร์เรลต่อวัน และส่วนที่เหลือเป็นวัตถุดิบสำหรับการผลิตผลิตภัณฑ์
ปิโตรเคมี

ปัจจัยที่ช่วยกระตุ้นการบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปภายในประเทศ

ความแข็งแกร่งของเศรษฐกิจ

ในปี 2541 และ 2542 ภายหลังจากวิกฤตการณ์ทางการเงินในภูมิภาคอาเซียน
ความต้องการผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศลดลงเพราะเศรษฐกิจไทยมีการชะลอตัวลง
จากปี 2544 ถึง 2548
การบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศได้เพิ่มขึ้นในอัตราการเติบโตเฉลี่ยต่อปี
(compound annual Growth rate) ในอัตราร้อยละ 6 จากประมาณ 34,853 ล้านลิตรในปี
2544 เป็นประมาณ 42,825 ล้านลิตรในปี 2548
การเพิ่มขึ้นในปริมาณที่สูงมากนี้โดยเฉพาะในช่วงปี 2545 ถึง 2547
เกี่ยวเนื่องอย่างใกล้ชิดกับการขยายตัวของอัตราผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ ในช่วงเวลาเดียวกัน
เศรษฐกิจของประเทศหากวัดในรูปของผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศที่แท้จริง
ได้ขยายตัวในอัตราสะสมต่อปีในอัตรา
ร้อยละ 5.7 จากจำนวน 3.1 ล้านล้านบาทในปี 2544 เป็นจำนวน 3.8 ล้านล้านบาทในปี 2548
ตารางข้างล่างแสดงให้เห็นถึงปริมาณอุปสงค์ทั้งหมดของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปและผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศตามเวลาที่มีการระบุไว้

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

  ผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศที่แท้จริง   3,115    3,073    2,750    2,872    3,008    3,074    3,238    3,460    3,669    3,841
  (พันล้านบาท)                                                                                                    

  อัตราการเติบโต (ร้อยละ)         5.9      (1.4)    (10.5)   4.4      4.8      2.2      5.3      6.9      6.1      4.7

  ปริมาณบริโภครวม                41,030   40,866   36,970   36,915   35,553   34,853   36,600   38,699   42,452   42,825
  (ล้านลิตร)                                                                                                      

  อัตราการเติบโต (ร้อยละ)         8.9      (0.4)    (9.5)    (0.1)    (3.7)    (2.0)    5.0      5.7      9.7      0.9
  ---------------------------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- --------

ที่มา : ตัวเลข ผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศที่แท้จริง ใช้ราคาในปี 2531 เป็นฐาน
โดยมาจากสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ
และปริมาณการบริโภคน้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูป (ไม่รวมยางมะตอย) มาจากกรมธุรกิจพลังงาน
กระทรวงพลังงาน

ในปี 2548 ความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูป (ไม่รวมยางมะตอย) ของประเทศอยู่ในระดับ
42,825 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 0.9 โดยความต้องการน้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 5.3
ในขณะที่ความต้องการน้ำมันดีเซล น้ำมันอากาศยานเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.2
ส่วนความต้องการน้ำมันเตาเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3
เนื่องจากถูกใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ท่อก๊าซท่อที่ 3 ของ บมจ. ปตท.
ยังอยู่ในระหว่างการก่อสร้าง

ภาคการคมนาคมและการขนส่ง

การบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศจะเน้นไปที่น้ำมันดีเซลเป็นหลัก ในปี 2548
การบริโภค
น้ำมันดีเซลคิดเป็นร้อยละ 46 ของปริมาณการบริโภคโดยรวมของทั้งประเทศ
ความต้องการของน้ำมันดีเซลจึงสูงกว่าความต้องการของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่นๆ
มากเมื่อเศรษฐกิจเริ่มมีการฟื้นตัวหลังจากวิกฤตการณ์ทางการเงินในปี 2540 และ
กำลังซื้อรถยนต์ได้เพิ่มขึ้น ในช่วงปี 2544 ถึง 2547
ยอดขายของรถบรรทุกและรถยนต์เพื่อการพาณิชย์ซึ่งใช้น้ำมันดีเซลเป็นหลักได้เพิ่มขึ้นในอัตราการเติบโตเฉลี่ยต่อปีในอัตราร้อยละ
35.4 และ 37.3 ตามลำดับ ยอดขายรถใหม่และความตื่นตัว
ในอุตสาหกรรมขนส่งเป็นตัวหลักในการผลักดันยอดขายของน้ำมันดีเซล

ในปี 2547 การบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในภาคขนส่งคิดเป็นจำนวนประมาณร้อยละ 67
ของปริมาณการบริโภคทั้งหมดภายในประเทศ
ตารางข้างล่างแสดงให้เห็นถึงการบริโภคของแต่ละภาคอุตสาหกรรมเป็นร้อยละของปริมาณการบริโภคทั้งหมดภายในประเทศ

  ---------------------------------------------------------------------------------
                         รอบปีสิ้นสุดวันที่                                       
                         31 ธันวาคม ปี                                       
  ---------------------- ------------- -------- -------- -------- -------- --------
                         2542          2543     2544     2545     2546     2547

                         (ร้อยละ)                                           

  เกษตรกรรม              9             9        10       10       10       10

  เหมือง                  0             0        0        0        0        0

  การผลิต                 12            13       13       13       13       12

  ไฟฟ้า                   11            7        2        2        2        4

  ก่อสร้าง                 1             0        0        0        0        0

  ที่อยู่อาศัยและอาคารพาณิชย์   6             7        8        8        8        7

  ขนส่ง                   61            63       67       67       67       67

  รวม                    100           100      100      100      100      100
  ---------------------------------------------------------------------------------

ที่มา : กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์ พลังงาน กระทรวงพลังงาน

ผลต่างระหว่างอุปสงค์และอุปทาน (Net Position)

ในอดีต
ประเทศไทยเคยเป็นประเทศที่อยู่ในสถานะที่มีการบริโภคของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปมากกว่า
การผลิต การบริโภคส่วนเกินได้ลดลงตั้งแต่ปี 2539
ภายหลังจากที่มีการเริ่มดำเนินการโรงกลั่นน้ำมันที่จัดตั้งโดยเชลล์และคาลเท็กซ์
และการขยายกำลังการกลั่นน้ำมันของโรงกลั่นน้ำมันรายอื่น
ทั้งนี้ประเทศไทยกลายเป็นประเทศที่มีการผลิตส่วนเกินตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา
เนื่องด้วยปริมาณความต้องการของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่ลดลง
โดยมีสาเหตุมาจากวิกฤตการณ์ทางการเงินในภูมิภาคอาเซียน ตามตารางที่ระบุข้างล่างนี้

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

                             2538            2539      2540     2541     2542     2543     2544     2545     2546     2547     2548

                             (จำนวนล้านลิตร)                                                                                     

  การบริโภค                   37,674          41,030    40,866   36,970   36,915   35,553   34,853   36,600   38,699   42,452   42,825

  อัตราเติบโตต่อปี (ร้อยละ)       12.3            8.9       (0.4)    (9.5)    (0.1)    (3.7)    (2.0)    5.0      5.7      9.7      0.9

  การผลิต                     28,250          37,385    43,323   40,554   41,427   41,056   41,958   42,698   44,538   48,282   47,991

  อัตราเติบโตต่อปี (ร้อยละ)       16.5            32.3      15.9     (6.4)    2.2      (0.9)    2.2      1.8      4.3      8.4      (0.6)

  ผลต่างระหว่างอุปสงค์และอุปทาน   (9,425)         (3,644)   2,457    3,584    4,512    5,503    7,104    6,099    5,839    5,830    5,166
  -------------------------- --------------- --------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- -------- --------

ที่มา : กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

การจัดหาน้ำมันดิบ การขนส่ง และการจัดจำหน่าย

ในปี 2548 มีการนำเข้าน้ำมันดิบร้อยละ 92 ของความต้องการน้ำมันดิบในประเทศ
การผลิตน้ำมันดิบในประเทศเพิ่มขึ้นร้อยละ 16 จาก 85,681 บาร์เรลต่อวันในปี 2547 เป็น
99,789 บาร์เรลต่อวันในปี 2548 ปริมาณน้ำมันดิบนำเข้าสูงถึง 832,000 บาร์เรลต่อวัน
ลดลงร้อยละ 5 จาก 872,303 บาร์เรลต่อวันในปี 2547
การขนส่งน้ำมันดิบในประเทศใช้วิธีการขนส่งโดยเรือบรรทุกน้ำมัน รถบรรทุก หรือรถไฟ
โดยขึ้นอยู่กับที่ตั้งของลานขุดเจาะน้ำมัน และโรงกลั่นน้ำมัน

น้ำมันดิบที่นำเข้าจะถูกขนส่งโดยเรือบรรทุกน้ำมันมายังทุ่นผูกเรือน้ำลึกตามบริเวณชายฝั่งทะเลของประเทศ
ขณะที่น้ำมันดิบในประเทศส่วนใหญ่จะถูกขนส่งโดยทางรถไฟหรือทางเรือ ในปัจจุบัน
โรงกลั่นน้ำมันขนาดใหญ่ทั้งหกแห่งเป็น
ผู้กลั่นน้ำมันดิบทั้งที่นำเข้าและที่ผลิตได้ในประเทศ
โรงกลั่นส่วนใหญ่จะตั้งอยู่ในบริเวณริมชายฝั่งทะเลในประเทศไทย

สาธารณูปโภคสำหรับการขนส่ง

การขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปเกือบทั้งหมดจะกระทำโดยเรือบรรทุกน้ำมัน ท่อส่งน้ำมัน
รถบรรทุก และรถไฟ
เครือข่ายของท่อขนส่งน้ำมันในประเทศของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปยังไม่ครอบคลุมโดยทั่วถึง
ดังนั้น การขนส่งโดยรถไฟและการขนส่งทางน้ำจึงยังมีความจำเป็น ในปัจจุบันนี้
มีลูกค้าบางรายเท่านั้นที่มีระบบเชื่อมต่อท่อส่งน้ำมันโดยตรงกับโรงกลั่น ด้วยเหตุดังกล่าว
ต้นทุนการจัดจำหน่ายส่วนใหญ่จะถูกกำหนดด้วยระยะทางระหว่างโรงกลั่นน้ำมัน
และตลาดผู้บริโภคเป็นหลัก โรงกลั่นน้ำมันตั้งอยู่ใกล้กับภาคกลางของประเทศ
ซึ่งเป็นภูมิภาคที่มีความต้องการผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปสูงกว่าภูมิภาคอื่น เมื่อเร็วๆ นี้
รัฐบาลได้ส่งเสริมให้มีการใช้ระบบท่อขนส่งน้ำมันเพิ่มขึ้น เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการขนส่ง
เพื่อลดมลภาวะเพื่อความปลอดภัยและปัญหาการจราจรติดขัด

ข้อริเริ่มใหม่จากรัฐบาล

เนื่องจากราคาน้ำมันที่ปรับสูงขึ้นมากตั้งแต่ปี 2547 ต่อเนื่องถึงปี 2548
รัฐบาลจึงได้ให้ความสำคัญกับการส่งเสริมและสนับสนุนการผลิตและการใช้พลังงานทดแทน
ซึ่งนโยบายนี้อาจมีผลกระทบต่อยอดขายน้ำมันของบริษัทฯ ได้
แต่อย่างไรก็ตามด้วยข้อจำกัดของพลังงานชีวภาพ
ที่มีต้นทุนในระดับสูงและวัตถุดิบการเกษตรที่ยังมีไม่เพียงพอ
การเพิ่มขึ้นของพลังงานชีวภาพที่จะเข้ามาแทนที่น้ำมันหรือพลังงานจากฟอสซิลจะยังไม่ส่งผลมากนัก
ยกเว้น ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงจากฟอสซิล
ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อปริมาณการใช้น้ำมันในภาคขนส่งได้ในระดับ 1-5%
จากนโยบายการสนับสนุนการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) ในรถยนต์ของรัฐบาล
ซึ่งรัฐบาลให้การสนับสนุนผ่าน บมจ. ปตท.โดยให้เงินสนับสนุนค่าใช้จ่ายการติดตั้งถังก๊าซ NGV
ในรถยนต์ และผลจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้นมาก ทำให้มีผู้ใช้รถยนต์จำนวนหนึ่งเปลี่ยนไปใช้ก๊าซ
NGV เพิ่มขึ้น โดยแผนและเป้าหมายการสนับสนุนของภาครัฐมีดังนี้

-   การพัฒนาและส่งเสริมไบโอดีเซล (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

-   การพัฒนาและส่งเสริมก๊าซโซฮอล์ (Gasohol)
    รัฐบาลได้กำหนดเป้าหมายให้มีการใช้เอทานอลเพื่อทดแทน MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95
    ทั้งหมดภายในปี 2549 และทดแทน MTBE ในน้ำมันเบนซินออกเทน 91 ภายในปี 2554
    ซึ่งจะมีผลให้ความต้องการใช้เอทานอลเพื่อทดแทนน้ำมันเบนซินอยู่ที่ประมาณ 1 และ 3
    ล้านลิตร ตั้งแต่ปี 2550 และ 2555 ตามลำดับ

    โครงการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) กระทรวงพลังงานได้ตั้งเป้าหมายเบื้องต้น
    จำนวนรถที่ติดตั้งเครื่องยนต์เอ็นจีวีไว้ที่ 18,000 คัน
    และมีการขยายสถานีบริการจำหน่ายก๊าซเอ็นจีวี รวมทั้งสิ้น 80 สถานี

สำหรับนโยบายที่รัฐบาลได้ประกาศเจตนารมณ์ที่จะสร้างศูนย์กลางของการค้าน้ำมันในภูมิภาคนี้ขึ้นในประเทศ
โดยเฉพาะที่อำเภอศรีราชา
วัตถุประสงค์ของโครงการนี้คือเพื่อลดต้นทุนและเพิ่มหลักประกันให้แก่การจัดหาน้ำมันในภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงเหนือนั้น
ขณะนี้อยู่ระหว่างการศึกษาเพื่อจัดทำข้อกำหนด กฎ ระเบียบ
รวมถึงแนวทางการจัดตั้งหน่วยงานสนับสนุนเป็นการเฉพาะโดยกระทรวงพลังงาน
แต่อย่างไรก็ตามหลังการศึกษาแล้ว
ความเป็นไปได้ของการปฏิบัติหรือนำไปบังคับใช้ยังต้องขึ้นกับการอนุมัติของรัฐบาล

3.2.2 อุตสาหกรรมการผลิตไฟฟ้า

โครงสร้าง

การผลิต การส่ง และการจำหน่ายไฟฟ้า

โครงสร้างอุตสาหกรรมการผลิตไฟฟ้าของประเทศสามารถแบ่งได้เป็น 3 กลุ่มหลัก ได้แก่
การผลิตไฟฟ้า การส่งไฟฟ้า และการจำหน่ายไฟฟ้า

ในปัจจุบัน โรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ของประเทศจะเป็นของ กฟผ. อย่างไรก็ดี
ตามแผนการแปรรูปกิจการการผลิตไฟฟ้าของรัฐบาล
ทำให้ปัจจุบันภาคเอกชนได้เข้าดำเนินกิจการการผลิตไฟฟ้าโดยผ่านบริษัทที่เข้าร่วมโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก
(Small Power Producer Program หรือ SPP) หรือโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
(Independent Power Producer Program หรือ IPP) ของ กฟผ. นอกจากนี้
ยังมีการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าของภาคเอกชนที่เกิดจากการซื้อโรงไฟฟ้าเดิมที่ กฟผ.
เป็นเจ้าของ อาทิเช่น บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) และบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง
จำกัด (มหาชน) ทั้งนี้ ในปัจจุบัน
บริษัทที่เข้าร่วมโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กจะต้องขายไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้แก่ กฟผ.
และสามารถขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมได้
สำหรับบริษัทที่เข้าร่วมโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ จะต้องขายไฟฟ้าทั้งหมดที่ผลิตได้ให้แก่
กฟผ. เท่านั้น

นอกจากไฟฟ้าที่ผลิตโดยโรงไฟฟ้าภายในประเทศแล้ว กฟผ.
ยังได้เข้าทำสัญญาซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่
ประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว และมาเลเซีย

กฟผ. เป็นเจ้าของสายส่งไฟฟ้าเกือบทั้งหมดในประเทศ โดยมีส่วนหนึ่งเป็นของ กฟน. และ กฟภ.
สำหรับการดำเนินการบำรุงรักษา เจ้าของสายส่งไฟฟ้าจะเป็นผู้รับผิดชอบเอง
ส่วนการสั่งการในการผลิต การส่งและการจ่ายไฟฟ้านั้น
ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติและศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าเขตซึ่งมีทั้งหมด 5 เขต กฟผ.
เป็นผู้รับผิดชอบ

ระบบส่งไฟฟ้าภายในประเทศของ กฟผ. ซึ่งประกอบด้วยสายส่งไฟฟ้าแรงสูง
และสถานีไฟฟ้าแรงสูงจะจ่ายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และของเอกชนไปยัง กฟน. และ
กฟภ. ซึ่งเป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าหลักของประเทศ เพื่อจำหน่ายให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าอีกทอดหนึ่ง โดย กฟน.
เป็นผู้มีสิทธิในการจำหน่ายไฟฟ้าแต่เพียงผู้เดียวในเขตกรุงเทพมหานคร นนทบุรี และสมุทรปราการ
ส่วน กฟภ. เป็นผู้มีสิทธิในการจำหน่ายไฟฟ้าแต่เพียงผู้เดียวในจังหวัดอื่นๆ นอกเหนือจากจังหวัดที่
กฟน. เป็นผู้จำหน่ายข้างต้น การจำหน่ายไฟฟ้าที่นอกเหนือไปจากในส่วนของ กฟผ.
จะเป็นการจำหน่ายโดยตรงโดยผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรม

โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่

ในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของรัฐบาล โดยสนับสนุนให้เอกชนเข้ามาลงทุนในธุรกิจไฟฟ้า
เพื่อลดภาระการลงทุนของภาครัฐ
รัฐบาลได้จัดให้มีการประมูลแข่งขันในโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ในปี 2535
โดยเปิดโอกาสให้ภาคเอกชนทำการก่อสร้างและดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่และจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งหมดให้แก่
กฟผ. ภายใต้สัญญาซื้อไฟฟ้าระยะยาว เป็นเวลา 20 - 25 ปี

ในขณะนี้ มีผู้ประกอบกิจการที่เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่จำนวน 7 ราย โดยมีกำลังผลิตรวม
6,678
เมกะวัตต์ ในจำนวนดังกล่าว มีผู้ผลิต 4 รายที่ได้เริ่มเดินเครื่องเชิงพาณิชย์แล้ว
โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวม 2,463 เมกะวัตต์ โดยมีผู้ประกอบกิจการ 1
รายมีกำหนดการเดินเครื่องสำหรับโรงไฟฟ้าโรงที่ 1 และ 2 ในเดือนตุลาคม 2549
และเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ตามลำดับ ส่วนผู้ประกอบกิจการอีก 2 ราย
ซึ่งได้เลื่อนกำหนดการเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ออกไปและมีการเปลี่ยนแปลงสถานที่ตั้งและชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตเนื่องจากได้รับการคัดค้านในประเด็นผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากสาธารณชนนั้น
ได้เปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยมีกำหนดการเดินเครื่องในปี 2550
และ 2551
ตารางข้างล่างแสดงข้อมูลรายชื่อและวันเริ่มต้นเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่สิ้นสุด
ณ เดือนกันยายน 2548

+-------------------------+-------+-----------+-------+---------------+
| บริษัท                    | กำ    | ชนิดข      | อายุขอ | วันเร          |
|                         | ลังผลิต | องเชื้อเพลิง | งสัญญา | ิ่มต้นเดินเครื่องเช |
|                         | ตา    |           | (ปี)   | ิงพาณิชย์ที่แท้จริง/ |
|                         | มสัญญา |           |       |               |
|                         | (เมก  |           |       | ตามที่กำหนด     |
|                         | ะวัตต์) |           |       |               |
+=========================+=======+===========+=======+===============+
| บริษัท ไตร เอนเนอจี้ จำกัด   | 700   | ก         | 20    | 1 กรกฎาคม     |
|                         |       | ๊าซธรรมชาติ |       | 2543          |
+-------------------------+-------+-----------+-------+---------------+
| บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ        | 700   | ก         | 25    | 15 สิงหาคม     |
| (ประเทศไทย) จำกัด        |       | ๊าซธรรมชาติ |       | 2543          |
+-------------------------+-------+-----------+-------+---------------+
| บริษัท โกลว์ ไอพีพี จำกัด ⁽¹⁾ | 713   | ก         | 25    | 31 มกราคม     |
|                         |       | ๊าซธรรมชาติ |       | 2546          |
+-------------------------+-------+-----------+-------+---------------+
| บริษัท อีสเทิร์น เพาเวอร์     | 350   | ก         | 20    | 25 มีนาคม 2546 |
| แอนด์ อิเล็คทริค จำกัด       |       | ๊าซธรรมชาติ |       |               |
+-------------------------+-------+-----------+-------+---------------+
| บริษัท บีแอลซีพี เพาเวอร์     | 1,347 | ถ่านหิน     | 25    | โรงที่ 1 1      |
| จำกัด                    |       |           |       | ตุลาคม 2549    |
|                         |       |           |       |               |
|                         |       |           |       | โรงที่ 2 1      |
|                         |       |           |       | กุมภาพันธ์ 2550  |
+-------------------------+-------+-----------+-------+---------------+
| บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์        | 1,468 | ก         | 25    | โรงที่ 1 1      |
| เจเนอเรชั่น จำกัด⁽³⁾       |       | ๊าซธรรมชาติ |       | มีนาคม 2550    |
|                         |       |           |       |               |
|                         |       |           |       | โรงที่ 2 1      |
|                         |       |           |       | ตุลาคม 2550    |
|                         |       |           |       |               |
|                         |       |           |       | หรือ 1 มีนาคม   |
|                         |       |           |       | 2551⁽²⁾       |
+-------------------------+-------+-----------+-------+---------------+
| บริษัท ราชบุรี เพาเวอร์ จำกัด | 1,400 | ก         | 25    | โรงที่ 1 1      |
| ⁽⁴⁾                     |       | ๊าซธรรมชาติ |       | มีนาคม 2551    |
|                         |       |           |       |               |
|                         |       |           |       | โรงที่ 2 1      |
|                         |       |           |       | มิถุนายน 2551   |
+-------------------------+-------+-----------+-------+---------------+
| รวม                     | 6,678 |           |       |               |
+-------------------------+-------+-----------+-------+---------------+

ที่มา: สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน

หมายเหตุ

(1) เดิมชื่อบริษัท บ่อวิน เพาเวอร์ จำกัด

(2) ช่วงเวลาใดขึ้นอยู่กับความต้องการของ กฟผ.

(3) บริษัท กัลผ์เพาเวอร์เจนเนอเรชั่น จำกัด ขยายขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าโครงการแก่งคอย 2
    จาก 734 เมกะวัตต์ เป็น 1,468 เมกะวัตต์
    และยกเลิกการเรียกร้องค่าเสียหายจากการกระทำของหน่วยงานของรัฐ (GFM)
    และการเรียกร้องเงินที่ลงทุนไปแล้วภายใต้โครงการโรงไฟฟ้าบ่อนอก

(4) เดิมชื่อบริษัท ยูเนียน เพาเวอร์ ดีวีลอปเมนท์ จำกัด

โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก

รัฐบาลได้ริเริ่มโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กขึ้นในปี 2535
เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าแบบโคเจนเนอเรชั่น
และสนับสนุนการใช้วัตถุดิบที่เป็นผลพลอยได้จากแหล่งพลังงานในประเทศและพลังงานทดแทน เช่น
ลม แสงอาทิตย์
ความร้อนใต้พิภพ ขยะ และสิ่งเหลือใช้จากการเกษตร
เพื่อส่งเสริมให้ภาคเอกชนมีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าด้วยการอนุญาตให้เอกชนมีส่วนร่วมในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้กับแหล่งที่ต้องการใช้ไฟฟ้าได้เองเป็นครั้งแรก
และเพื่อส่งเสริมให้มีการแข่งขันในภาคการผลิตไฟฟ้าด้วยการอนุญาตให้ผู้ผลิตไฟฟ้าภาคเอกชนสามารถจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ภาคอุตสาหกรรมและผู้ใช้ไฟฟ้าในบริเวณใกล้เคียงได้โดยตรงและจำหน่ายไฟฟ้าส่วนที่เหลือให้
กฟผ. นอกจากนี้
โครงการดังกล่าวยังช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายในการลงทุนในภาคการผลิตไฟฟ้าของรัฐบาลอีกด้วย
อย่างไรก็ดี เนื่องจากได้เกิดวิกฤติการณ์ทางเศรษฐกิจในช่วงปี 2540 เป็นต้นมา
ทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กจำนวนไม่น้อยต้องเลื่อนโครงการของตนออกไปหรือยกเลิกโครงการไปในที่สุด
ตารางข้างล่างแสดงข้อมูลความสามารถการผลิตไฟฟ้าและปริมาณไฟฟ้าที่มีการจำหน่ายให้กับ กฟผ.
ของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กสิ้นสุด ณ เดือนกันยายน 2548

+-------------------------+------+------+-------+-------+------+------+
|                         | ปริมา |      |       | ปริมาณ |      |      |
|                         | ณไฟฟ |      |       | ไฟฟ้าท |      |      |
|                         | ้าตาม |      |       | ี่จ่ายเข |      |      |
|                         | สัญญา |      |       | ้าระบบ |      |      |
+=========================+======+======+=======+=======+======+======+
|                         | Fir  | Non  | รวม   | Fi    | Non  | รวม  |
|                         | m⁽¹⁾ | -Fir |       | rm⁽¹⁾ | -Fir |      |
|                         |      | m⁽²⁾ |       |       | m⁽²⁾ |      |
+-------------------------+------+------+-------+-------+------+------+
|   จำนวนโครงการ          | 41   | 49   | 90    | 35    | 36   | 71   |
+-------------------------+------+------+-------+-------+------+------+
|                         | 3,63 | 92   | 4,5   | 3,2   | 76   | 4,00 |
|  ความสามารถในการผลิตไฟฟ้า | 5.81 | 7.90 | 63.71 | 44.41 | 0.40 | 4.81 |
|   (เมกะวัตต์)             |      |      |       |       |      |      |
+-------------------------+------+------+-------+-------+------+------+
|   ปริมาณไฟฟ้าที่จำหน่ายให้    | 2,12 | 37   | 2,4   | 1,9   | 24   | 2,24 |
|   กฟผ. (เมกะวัตต์)        | 7.70 | 2.00 | 99.70 | 96.00 | 7.30 | 2.30 |
+-------------------------+------+------+-------+-------+------+------+

ที่มา : สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน

หมายเหตุ

(1) เป็นสัญญาระยะยาวตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป โดย กฟผ.
    จะชำระค่ากำลังการผลิตและค่าพลังงานไฟฟ้า

(2) เป็นสัญญาระยะสั้นรายปี โดย กฟผ. จะชำระค่าพลังงานไฟฟ้าตามจำนวนที่ซื้อ

กำลังการผลิต

จากรายงานของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
กำลังการผลิตติดตั้งโรงไฟฟ้าของไทยในครึ่งแรกของปี 2548 มีจำนวน 26,429 เมกะวัตต์
โดยเป็นกำลังการผลิตติดตั้งของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)
ในปัจจุบัน) จำนวน 15,795 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 60 ของกำลังการติดตั้งทั้งหมด
กำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าอิสระรายใหญ่ (Independent Power Producer; IPP)
จำนวน 8,000 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 30
กำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producer; SPP) จำนวน
1,994 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 8 และนำเข้าจากต่างประเทศ (ลาวและมาเลเซีย)
จำนวน 640 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 2

ด้านการผลิตพลังงานไฟฟ้า ในช่วงครึ่งแรกของปี 2548 อยู่ในระดับ 67,754 กิกะวัตต์ชั่วโมง
เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 7.6 โดยประกอบด้วยการผลิตของ กฟผ. ร้อยละ 50
ที่เหลือเป็นการรับซื้อจากเอกชน การนำเข้า และอื่นๆ อีกร้อยละ 50
เมื่อแยกการผลิตไฟฟ้าตามประเภทเชื้อเพลิงที่ใช้พบว่า เป็นการผลิตไฟฟ้าโดยก๊าซธรรมชาติร้อยละ
70 ถ่านหิน/ลิกไนต์ร้อยละ 15 พลังน้ำร้อยละ 5 น้ำมันเตาร้อยละ 6 และนำเข้าร้อยละ 4
ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในปี 2548 เกิดขึ้นในเดือนเมษายน 2548 โดยอยู่ที่ 19,326 เมกะวัตต์
ในขณะที่อัตรากำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุด (reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 22.6

ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยปี พ.ศ. 2547-2548 (PDP 2004)
ได้คาดการณ์ไว้ว่า ความต้องการไฟฟ้าในกรณีที่เศรษฐกิจขยายตัวปานกลาง ในช่วงปี 2547-2551
จะมีอัตราการเพิ่มร้อยละ 7.5 ในช่วงปี 2552-2556 มีอัตราเพิ่มร้อยละ 6.8 และในช่วงปี
2557-2558 มีอัตราเพิ่มร้อยละ 6.4 โดยเมื่อสิ้นปี 2558 ความต้องการไฟฟ้าจะเป็น 40,978
เมกะวัตต์ นอกจากนี้ยังคาดการณ์ว่า จะมีโรงไฟฟ้าใหม่เกิดขึ้นในช่วงปี 2547-2558
ซึ่งมีกำลังการติดตั้งโรงไฟฟ้าใหม่รวม 12,600 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก
แนวโน้มกำลังการผลิตและความต้องการใช้ไฟฟ้าได้แสดงในรูปที่ 2-1
และตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฯ ได้คาดการณ์ว่า
กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุดจะอยู่ในระดับร้อยละ 13-15 ตั้งแต่ปี 2549 เป็นต้นไป

อย่างไรก็ตาม เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงในช่วงปี 2547-2548 ที่ผ่านมา
ได้ขยายตัวในอัตราที่ต่ำกว่าการคาดการณ์ โดยในปี 2547
ความต้องการใช้ไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นในอัตราร้อยละ 7 และในปี 2548 ได้เพิ่มขึ้นในอัตราร้อยละ 6
ซึ่งชะลอตัวลงเมื่อเปรียบเทียบกับอัตราการขยายตัวของปี 2547
ซึ่งเป็นผลจากราคาพลังงานที่แพงขึ้น ทำให้ประชาชนประหยัดและลดการบริโภคในด้านต่างๆ ลง
ดังนั้น
สำนักงานนโยบายและแผนจึงจำเป็นต้องปรับปรุงการพยากรณ์การใช้ไฟฟ้าใหม่ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนไป
หลังจากนั้น
จึงจะนำผลการพยากรณ์การใช้ไฟฟ้ามาปรับแผนการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยใหม่
ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในครึ่งแรกของปี 2549

ประมาณการกำลังผลิตติดตั้ง

ที่มา : แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฉบับปี 2547 ของ กฟผ.

การแข่งขัน

ผลจากนโยบายของรัฐบาลและการพยากรณ์ดังกล่าวข้างต้นทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กและผู้ผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้านคาดว่าจะมีบทบาทสำคัญมากขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเพื่อตอบสนองความต้องการไฟฟ้าภายในประเทศ
อย่างไรก็ดี การแข่งขันระหว่างผู้ผลิตเหล่านี้ยังคงมีไม่มากนัก
ส่วนหนึ่งเนื่องจากภาคการผลิตไฟฟ้าเป็นอุตสาหกรรมที่ต้องใช้เงินทุนและความเชี่ยวชาญสูง
ผู้ผลิตไฟฟ้าภาคเอกชนมีการแข่งขันในช่วงแรกเพื่อให้ได้รับการอนุญาตให้ดำเนินการ
และทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. แต่เมื่อได้รับการอนุมัติและเข้าทำสัญญาดังกล่าวแล้ว
ผู้ผลิตไฟฟ้าดังกล่าวเพียงแต่จ่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเท่านั้น
นอกจากนี้
ถึงแม้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กจะสามารถจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมได้โดยตรง
แต่ผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมดังกล่าวมักจะตั้งอยู่ในบริเวณนิคมอุตสาหกรรมที่มีผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กเพียงรายเดียวให้เลือกซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากการซื้อจาก
กฟภ. อย่างไรก็ดี
ความมีเสถียรภาพที่ผ่านมาในอดีตประกอบกับต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ต่ำกว่าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กในบางกรณี
ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมมีแนวโน้มที่จะหันไปซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กที่ตั้งอยู่ในบริเวณเดียวกับที่ตั้งโรงงานของตนแทนการซื้อจาก
กฟภ.

แม้ว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศในช่วงปี 2547-2548 ที่ผ่านมา
จะเพิ่มขึ้นในอัตราที่ต่ำกว่าการคาดการณ์ตามแผน PDP 2004 แต่อย่างไรก็ตาม
ในระยะยาวยังมีความจำเป็นที่ต้องมีการลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เพื่อสนับสนุนความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น
โดยขณะนี้รัฐบาลอยู่ระหว่างการศึกษาเพื่อออกประกาศเชิญชวนยื่นประมูลโรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่หรือผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ
(Independent Power Producers) โดยคาดการณ์กำหนดการที่เกี่ยวข้อง ดังนี้

ช่วงเวลา

-   การออกประกาศเชิญชวนเพื่อยื่นข้อเสนอสร้างโรงไฟฟ้า IPP ประมาณมกราคม 2550

-   การให้ยื่นข้อเสนอสร้างโรงไฟฟ้า ประมาณมิถุนายน 2550

-   ระยะเวลาในการพิจาณาข้อเสนอ ประมาณมิถุนายน-ธันวาคม 2550

-   ประกาศผลผู้ได้รับการคัดเลือก ประมาณมกราคม 2551

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

                                                            

                                                            

                                                            

                                                            

                                                            

                                                            

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

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

                                                                    

                                                                    

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

(3) 
(4) 
(5) 
(6) 
(7) 
(8) 
(9) 
(10) 
(11) 
(12) 
(13) 
(14) 
(15) 
(16) 
(17) 
(18) 
(19) 
(20) 
(21) 
(22) 
(23) 
(24) 
(25) 
(26) 
(27) 
(28) 
(29) 
(30) 
(31) 
(32) 
(33) 
(34) 
(35) 
(36) 
(37) 
(38) 
(39) 
(40) 
(41) 
(42) 
(43) 
(44) 
(45) 
(46) 
(47) 
(48) 
(49) 
(50) 
(51) 
(52) 
(53) 
(54) 
(55) 
(56) 
(57) 
(58) 
(59) 

3.2.3 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจพาราไซลีน

พาราไซลีนเป็นสารประกอบอะโรมาติก (aromatic compound) และเป็น ไอโซเมอร์
(Isomer) ชนิดหนึ่งของ
สารไซลีนส์ พาราไซลีนเป็นของเหลวที่มีกลิ่นหอม ไม่มีสี ติดไฟได้ และระเหยได้ง่าย (volatile)
สารชนิดนี้จะถูกใช้เป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิตสาร Purified Terephthalic Acid หรือ
PTA ซึ่งเป็นวัตถุดิบหลักในการผลิตพลาสติก และไฟเบอร์ เช่น PET โพลีเยสเตอร์ แดครอน
และฟิล์ม เช่น Mylar

ส่วนประกอบของหน่วยผลิตพาราไซลีนจะแตกต่างกันมากโดยขึ้นอยู่กับวัตถุดิบ เทคโนโลยีการผลิต
และกระบวนการผลิต โดยทั่วไปแล้ว หน่วยการผลิตพาราไซลีนจะเป็นส่วนหนึ่งของโรงกลั่นน้ำมัน
หรือโรงงานอะโรมาติก

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

การเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันดิบและแนฟทา ประกอบกับอุปสงค์ที่ลดลงของสินค้าบางชนิด
ทำให้กำไรของการผลิตพาราไซลีนลดลง โดยกำไรของการผลิตพาราไซลีนลดลงตั้งแต่ปี 2541 ถึงปี
2545 และเริ่มดีขึ้นในปี 2546
การเพิ่มขึ้นของความต้องการทำให้มีการใช้กำลังการผลิตส่วนที่ล้นเกินในช่วงปีที่ผ่านมา

ภูมิภาคเอเชียเป็นผู้ผลิตและตลาดที่สำคัญของพาราไซลีน
และประเทศไทยเป็นผู้ผลิตพาราไซลีนที่ใหญ่ที่สุดใน
เอเชียตะวันออกเฉียงใต้ ผู้ผลิตพาราไซลีนรายใหญ่ 3 รายของไทยได้แก่ บริษัท อะโรมาติก
(ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) เอสโซ่ และ บจ.ไทยพาราไซลีน
การบริโภคพาราไซลีนในประเทศส่วนใหญ่เป็นไปเพื่อการผลิต PTA โดยผู้ผลิต PTA ในประเทศ
ได้แก่ บริษัท ทุนเท็กซ์ปิโตรเคมีกัล (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) และบริษัท สยามมิตซุย พีทีเอ
จำกัด สำหรับ
บริษัท อินโดรามาปิโตรเคมี จำกัด จะเริ่มการผลิตในปี 2549

โดยทั่วไป
ผู้ผลิตในประเทศไทยพอใจที่จะผลิตพาราไซลีนเพื่อการบริโภคในประเทศเพราะจะได้ราคาที่สูงกว่า
การบริโภคภายในประเทศเพิ่มขึ้นอย่างสม่ำเสมอตั้งแต่ปี 2543 ถึงปี 2546 ทั้งนี้
เนื่องมาจากการเพิ่มการผลิตของ PTA
โดยจะมีการส่งออกผลผลิตส่วนที่เกินจากการจำหน่ายในประเทศไปในประเทศอื่นๆ
ในแถบเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ หรือเอเชียเหนือ เนื่องจากต้นทุนในการขนส่งที่ต่ำ

ในปี 2548 สารพาราไซลีนในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกยังคงไม่เพียงพอต่อความต้องการบริโภค
จากอุปสงค์รวมทั้งสิ้น 15,000,000 ตันต่อปี และอุปทานรวมทั้งสิ้น 14,300,000 ตันต่อปี
และคาดว่าจะมีการนำเข้าสารพาราไซลีนประมาณ 700,000 ตันต่อปี
จากสหรัฐอเมริกาเพื่อตอบสนองความต้องการในภูมิภาคจนกระทั่งปี 2549
หลังจากสัญญาการส่งออกสิ่งทอจากประเทศจีนไปยังสหรัฐอเมริกาสำเร็จลุล่วงเมื่อเดือนพฤศจิกายน
2548 การผลิตโพลีเอสเตอร์ในประเทศจีนจึงน่าจะเพิ่มขึ้นในปี 2549 จากกำลังการผลิต PTA
ที่เพิ่มขึ้น 6 ล้านตันต่อปี และกำลังการผลิตสารพาราไซลีนที่ลดลง 2 ล้านตันต่อปี ในปีช่วง 2549
จะทำให้ความต้องการบริโภคสารพาราไซลีนเพิ่มขึ้น

อุปสงค์และอุปทานของสารพาราไซลีนในประเทศ (พันตัน/ปี)

  ------------------------------------- -------- -------- -------- --------
                                        2547     2548     2549     2550

  บริษัท อะโรมาติก (ประเทศไทย) จำกัด        456      495      455      495
  (มหาชน)                                                          

  บริษัท เอ็กซอนโมบิล คอร์ปอเรชั่น             407      445      485      485

  บริษัท ไทยพาราไซลีน จำกัด                 289      340      340      407

  อุปทานรวม                              1,152    1,280    1,280    1,387

  บริษัท ทุนเท็กซ์ปิโตรเคมีกัล (ประเทศไทย) จำกัด 295      295      362      362
  (มหาชน)                                                          

  บริษัท สยามมิตซุย พีทีเอ จำกัด               630      714      965      965

  บริษัท อินโดรามาปิโตรเคมี จำกัด                               429      429

  อุปสงค์รวม                              925      1,009    1,756    1,756

  อุปทานส่วนเกิน / อุปสงค์ส่วนเกิน (-)         227      271      -476     -369
  ------------------------------------- -------- -------- -------- --------

ประเทศไทยกำลังจะเปลี่ยนสถานะจากประเทศที่ส่งออกสารพาราไซลีนสุทธิในปี 2548
เป็นนำเข้าสุทธิในปี 2549 เนื่องจากการก่อสร้างโรงงานแห่งที่สามของบริษัท สยามมิตซุยพีทีเอ
(SMPC) ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่างเครือ ซิเมนต์ไทย และ Mitsui Chemical
ดำเนินการแล้วเสร็จเรียบร้อยแล้วเมื่อเดือนตุลาคม 2548
และโรงงานแห่งใหม่ของอินโดรามาปิโตรเคมีจะแล้วเสร็จในต้นปี 2549
การขยายกำลังการผลิตสารพาราไซลีนของ บจ.ไทยพาราไซลีน อีก 60,000 ตันต่อปี
จะส่งผลกระทบเพียงเล็กน้อยต่ออุปสงค์และอุปทานในประเทศไทย

ค่าสมดุลของอุปสงค์/อุปทานของพาราไซลีนในประเทศไทย (พันตันต่อปี)

  -------------- ------------ ------------ ----------- ----------- ---------
  ปี              2543         2544         2545        2546        2547

  การผลิต         639          696          906         1057        1259

  การนำเข้า       85           70           40          81          -

  การส่งออก       212          228          277         297         375

  การบริโภค       512          538          669         841         884
  -------------- ------------ ------------ ----------- ----------- ---------

ที่มา: PTIT Focus Special Annual Issue 2546 (2543-2546)
และประมาณการณ์โดยบริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (2547)

3.2.4 ภาวะอุตสาหกรรมธุรกิจน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

อุตสาหกรรมน้ำมันหล่อลื่น (Lubricant) ทั่วโลก

อุตสาหกรรมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเป็นอุตสาหกรรมที่ผลิตวัตถุดิบที่สำคัญสำหรับผู้ผลิตน้ำมันหล่อลื่นเพื่อใช้ในการลดแรงเสียดทาน
การสึกหรอ ระบายความร้อน และชะล้างสารปนเปื้อนแขวนลอย
โดยสามารถแบ่งน้ำมันหล่อลื่นได้เป็น 2 ประเภท คือเพื่อใช้ในรถยนต์ และเพื่อใช้ในอุตสาหกรรม
น้ำมันหล่อลื่นสำหรับรถยนต์จะรวมถึงน้ำมันเครื่อง น้ำมันเกียร์และ Transmission Oil
และช่วยให้การทำงานของเครื่องยนต์กลไกในยานพาหนะประเภทต่างๆ เป็นไปโดยราบรื่นขึ้น
น้ำมันหล่อลื่นสำหรับอุตสาหกรรมจะรวมถึง Turbine Oils, Bearing Oils และ Hydraulic
Oils เพื่อการใช้งานในเชิงอุตสาหกรรม

ตลาดน้ำมันหล่อลื่นในระดับโลกได้มีการเปลี่ยนแปลงที่สำคัญในช่วงทศวรรษที่ผ่านมาเนื่องจากการรวมตัวของผู้ประกอบการอุตสาหกรรม
(Industry Consolidation) อุตสาหกรรมนี้จะมีลักษณะการขยายตัวของความต้องการค่อนข้าง
คงที่ แต่ขณะเดียวกันจะมีการเปลี่ยนรูปแบบการใช้งานของผลิตภัณฑ์ และมีการแข่งขันที่รุนแรงขึ้น
ปัจจัยต่างๆ เหล่านี้มีผลกระทบต่อกำไรของอุตสาหกรรม

เทคโนโลยีการผลิตของอุตสาหกรรมนี้ไม่ค่อยมีการเปลี่ยนแปลงมากนัก แต่เมื่อเร็วๆ
นี้ได้มีการปรับปรุงเทคโนโลยีที่มีอยู่เพื่อตอบสนองมาตรฐานด้านคุณภาพที่เข้มงวดขึ้นตามความต้องการของผู้ผลิตรถยนต์

อุตสาหกรรมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเป็นวัตถุดิบหลักในการผลิต Transmission Fluid Transformer Oil และ
Refrigerating Oil
การผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะมีหลายขั้นตอนเพื่อที่จะแยกสารประกอบที่ไม่เป็นที่ต้องการทางกายภาพและปรับแต่ง
องค์ประกอบอื่นๆ โดยการเปลี่ยนแปลงทางเคมี
เพื่อทำให้น้ำมันมีคุณสมบัติที่เหมาะสมสำหรับเป็นน้ำมันหล่อลื่นสำเร็จรูป
น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะถูกสกัดจากสารที่มีคุณสมบัติในการหล่อลื่น หลังจากมีการกลั่นน้ำมันดิบ
แต่ต้องได้รับการปรับปรุงคุณภาพโดยใช้สารปรุงแต่งเพื่อเพิ่มคุณภาพในการผลิตเป็นน้ำมันหล่อลื่นสำเร็จรูป

ในกระบวนการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะมีการสกัด และคัดผลิตภัณฑ์พลอยได้จากการกลั่น
(By-Products) ที่มีส่วนประกอบของสารอะโรมาติกสูงออกไป ในบางกรณี
ผลิตภัณฑ์พลอยได้เหล่านี้สามารถนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตผงถ่าน (Carbon Black) Rubber
Extender oil และการใช้งานที่ไม่เกี่ยวกับงานหล่อลื่นอื่นๆ หากมีคุณสมบัติตามความต้องการ
ยางมะตอย Extract และ Wax ก็เป็นผลิตภัณฑ์พลอยได้ที่ได้จากกระบวนการผลิตเช่นเดียวกัน

น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะมีความแตกต่างกันตามองค์ประกอบของโมเลกุล คุณสมบัติทางกายภาพและเคมี
โดยเป็นไปตามแหล่งที่มาของน้ำมันดิบ และขั้นตอนในกระบวนการผลิต
ความแตกต่างในองค์ประกอบของวัตถุดิบที่ใช้จะมีผลต่อการใช้งานขั้นสุดท้าย
และจะมีผลต่อความต้องการของน้ำมันสำเร็จรูปของผู้บริโภคในที่สุด

สถาบันปิโตรเลียมประเทศสหรัฐอเมริกาได้วางระบบการแบ่งกลุ่มน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเพื่อช่วยในการเปรียบเทียบระหว่างน้ำมันเครื่องที่ใช้น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่มาจากกระบวนการผลิตที่แตกต่างกัน
ระบบนี้ได้แบ่งน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานไว้ห้ากลุ่ม 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

กำลังการกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานทั่วโลก

ภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกมีโรงงานผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจำนวน 43 แห่ง และ ณ ปี 2548
มีกำลังการผลิตรวมเท่ากับ 263,950 บาร์เรลต่อวัน

  ------------------------------------------------------------------------
  ภูมิภาค                         จำนวนโรงงาน         กำลังการผลิตรวม
                                                    (บาร์เรลต่อวัน)
  ----------------------------- ------------------- ----------------------
  เอเชียแฟซิฟิก                    43                  263,950

  ยุโรป ⁽¹⁾                      55                  307,175

  สหรัฐอเมริกา                    34                  284,530

                                                    

  ตะวันออกกลางและอัฟริกา           21                  68,160

                                                    

                                                    

                                                    

  รวม                           153                 920,815
  ------------------------------------------------------------------------

  หมายเหตุ: (1) รวมประเทศในยุโรปตะวันตก ยุโรปกลาง ยุโรปตะวันออก และรัสเซีย

  (2) รวมประเทศในอเมริกาเหนือ อเมริกาใต้ และแคนาดา

  ที่มา: 2005 Guide to Global Base Oil Refining, Lubes and Greases; Fuchs
  Strategic Marketing; InfoTek-Consult; Company Reports

ความต้องการน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในภูมิภาคเอเชีย

ภูมิภาคเอเชียเป็นภูมิภาคที่นำเข้าน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่สำคัญในช่วงปี 2538 ถึงปี 2540 แต่ตั้งแต่ปี
2541 เป็นต้นมา ภูมิภาคเอเชียกลายเป็นภูมิภาคที่ส่งออกน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน
เนื่องจากการมีกำลังการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่เพิ่มขึ้น
และเกิดวิกฤตการณ์ทางเศรษฐกิจทำให้อุปสงค์ในภูมิภาคลดน้อยลงไป
ซึ่งทำให้ราคาของน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานใน
ภูมิภาคได้รับผลกระทบ ทั้งนี้ ประเทศสิงคโปร์ ญี่ปุ่น เกาหลีใต้
และออสเตรเลียเป็นผู้จำหน่ายน้ำมันหล่อลื่นสำเร็จรูป
รายใหญ่ในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก

ในช่วงปี 2541 ถึงปี 2546 กำลังการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในภูมิภาคเอเชียมีมากกว่าอุปสงค์
แม้ว่าอุปสงค์จะได้เพิ่มขึ้นในช่วงที่ผ่านมาก็ตาม อนึ่ง
แม้ว่าอุปสงค์ในภูมิภาคเอเชียสำหรับน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานคุณภาพที่สูงยังคงมีน้อย
แต่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นทดแทนอุปสงค์ของน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานกลุ่ม 1 (Group 1 Base Oil)
บางส่วนในอนาคต

อุปสงค์และอุปทานของน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานภายในประเทศ

ในด้านปริมาณการผลิตรวมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในประเทศในปี 2548
นี้ก็ยังคงมีปริมาณสูงกว่าความต้องการรวม โดยมีปริมาณการผลิตอยู่ที่ระดับ 41,000 ตันต่อเดือน
โดย บจม. ทีพีไอ เป็นผู้ผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานป้อนตลาดประมาณ 24,000 ตันต่อเดือน
ซึ่งเทียบเท่ากับปริมาณการผลิตจริงในปี 2547 ในขณะที่ บจม. ไทยลู้บเบส
ได้ผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานประมาณ 17,000 ตันต่อเดือน ซึ่งน้อยกว่าปริมาณการผลิตในปี 2547
ประมาณ 5% ทั้งนี้เนื่องจากทาง บจม. ไทยลู้บเบส และ บมจ. ไทยออยล์
ได้พัฒนาการวางแผนการผลิตร่วมกัน เพื่อนำไปสู่ผลกำไรสูงสุด โดย บจม.
ไทยลู้บเบสได้ดำเนินการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานชนิดที่มีคุณภาพต่ำในปริมาณที่น้อยลงเพื่อหันมาผลิตวัตถุดิบเพื่อใช้ในการผลิตน้ำมันดีเซล
หรือ Vacuum Gasoil (VGO) ทดแทนเพื่อขาย VGO
นี้ให้แก่โรงกลั่นไทยออยล์ในราคาตลาดที่สูงกว่า
ซึ่งเมื่อนำไปป้อนกระบวนการผลิตเพื่อปรับปรุงคุณภาพให้เป็นน้ำมันดีเซลสำเร็จรูปจะให้ผลตอบแทนโดยรวมมากกว่าการมุ่งเน้นการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเป็นหลักซึ่งจะได้น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานชนิดที่มีคุณภาพต่ำเป็นผลิตภัณฑ์พลอยได้ในที่สุด

ความต้องการน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในประเทศในปี 2548 ปรับตัวสูงขึ้นตามการขยายตัวของเศรษฐกิจ
มาอยู่ที่ระดับ 36,000 ตันต่อเดือน คิดเป็นอัตราขยายตัว 2%
ซึ่งสูงกว่าอัตราการขยายตัวในปีก่อนเพียงเล็กน้อย ทั้งนี้ เนื่องจาก
ผู้บริโภคเริ่มหันมานิยมใช้ผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานชนิดที่มีคุณภาพสูงซึ่งจะช่วยยืดอายุการใช้งานได้นานขึ้น
จึงทำให้อัตราการเจริญเติบโตไม่สูงมากนัก
โดยคาดว่าตลาดน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจะเติบโตต่อเนื่องในอัตรา 2-3% ในอีก 5 ปีข้างหน้า

อย่างไรก็ตาม ถึงแม้ว่ากำลังการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในประเทศยังคงสูงกว่าความต้องการ
แต่ในระดับภูมิภาคแล้วยังถือว่ากำลังการผลิตยังคงไม่เพียงพอต่อความต้องการที่มีแนวโน้มสูงขึ้นในอนาคต
ดังนั้น ระดับการแข่งขันของตลาดน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในประเทศจึงยังไม่รุนแรงมากนัก ประกอบกับ
ทั้ง บจม. ทีพีไอ และ บจม. ไทยลู้บเบส มีตลาดในประเทศของตน
ทั้งสองจึงมุ่งเน้นการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตมากกว่าการแข่งขันกันในด้านการตลาด

  []

ในปี 2548 ส่วนต่างราคาน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานชนิด 500 SN และราคาน้ำมันเตาชนิดกำมะถันสูง
(HSFO) ซึ่งใช้เป็นราคาอ้างอิงของลองเรสิดิวซึ่งเป็นวัตถุดิบของโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน
อยู่ที่ประมาณ 330 เหรียญต่อตัน ซึ่งปรับตัวสูงขึ้นจาก 280 เหรียญต่อตันในปี 2547 ทั้งนี้
เนื่องจากกำลังการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในภูมิภาคที่มีจำกัด นอกจากนี้
การที่ราคาน้ำมันทุกชนิดในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นโดยเฉพาะในครึ่งหลังของปีทำให้ค่าระวางเรือปรับตัวสูงขึ้นและการนำเข้าน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานจากแถบยุโรปและตะวันออกกลางกลับลดน้อยลง
จึงส่งผลให้ราคาน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเพิ่มสูงขึ้นและทำให้ส่วนต่างราคาดังกล่าวเพิ่มขึ้นเป็น 500
เหรียญต่อตันในระยะเวลาดังกล่าว ทั้งนี้
คาดว่าปัจจัยพื้นฐานเหล่านี้จะยังคงอยู่และสนับสนุนทำให้ราคาน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในภูมิภาคอยู่ในระดับสูงในปี
2549 ด้วย

ความต้องการยางมะตอยในประเทศปี 2548 อยู่ที่ประมาณ 58,000 ตันต่อเดือน
ซึ่งเติบโตจากปีก่อน 9% ตามความต้องการที่สูงขึ้นโดยเฉพาะโครงการก่อสร้างสนามบินสุวรรณภูมิ
ตลอดจนการปูถนนเชื่อมในภูมิภาคต่างๆ ส่วนปริมาณการผลิตยางมะตอยในประเทศในปี 2548 อยู่ที่
91,000 ตันต่อเดือนซึ่งสูงกว่าการผลิตปีก่อนประมาณ 7%
ดังนั้นตลาดยางมะตอยในประเทศยังคงอยู่ในภาวะกำลังการผลิตสูงกว่าความต้องการ
ผู้ผลิตรายใหญ่ได้แก่ บจม. ทีพีไอ และ บจม. ไทยลู้บเบส
เนื่องจากยางมะตอยเป็นผลิตภัณฑ์พลอยได้ของโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน นอกจากนี้
ยังมีโรงกลั่นน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศบางราย เช่น ARC และ ESSO
ก็มีการผลิตยางมะตอยซึ่งก็เพียงเพื่อสนองความต้องการภายในกลุ่มผู้ถือหุ้นของตน

ภาวะการแข่งขันทั้งตลาดในประเทศและในภูมิภาคค่อนข้างรุนแรง
เนื่องจากทั้งสองตลาดยังคงมีอุปทานส่วนเกิน
โรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานบางแห่งในภูมิภาคมียางมะตอยเป็นผลิตภัณฑ์พลอยได้
จากค่าการกลั่นที่สูงในปี 2548
ทำให้ต้นทุนการเพิ่มคุณค่ายางมะตอยไปเป็นน้ำมันเตาจึงสูงตามไปด้วย
และโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานบางแห่งจึงต้องเปลี่ยนไปผลิตยางมะตอยซึ่งเป็นทางเลือกที่ให้ผลประโยชน์มากกว่า
ทำให้เป็นการเพิ่มอุปทานในตลาด

คาดว่าภาวะการแข่งขันจะยังคงความรุนแรงอยู่จนกระทั่งปี 2549
ซึ่งโดยหลักเป็นผลมาจากการส่งออกของโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานของประเทศไต้หวันและเกาหลี

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

                                                                  

                                                                  

                                                                  

                                                                  

                                                                  

                                                                  

                                                                  

                                                                  

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

กฎเกณฑ์ในการกำกับดูแลที่ใช้ในปัจจุบัน

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

ในฐานะที่เป็นบริษัทกลั่นน้ำมันหลักของ บมจ. ปตท. บริษัทฯ จึงต้องให้ความร่วมมือกับ สนพ.
ในการดำเนินการตามนโยบายต่างๆ

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

รัฐบาลได้เข้าควบคุมราคาขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่มีการใช้อย่างมากตามครัวเรือนเพื่อใช้เป็นก๊าซหุงต้ม
โดยการขอให้ผู้ผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว ซึ่งรวมถึงโรงกลั่นน้ำมัน เช่น บริษัทฯ
และโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ บมจ. ปตท. โดยให้ขายก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ในราคาที่รัฐบาลกำหนด ซึ่งมีการอ้างอิงตามราคาของ Saudi Aramco Contract Price หรือ
CP ในปัจจุบัน ราคาที่รัฐบาลกำหนดเป็นราคามาตรฐานเท่ากับราคา CP ลบ 16 เหรียญสหรัฐต่อตัน
ซึ่งต้องไม่ต่ำกว่า 185 เหรียญสหรัฐต่อตันและไม่สูงกว่า 315 เหรียญสหรัฐต่อตัน
ราคาดังกล่าวซึ่งถูกกำหนดเป็นเหรียญสหรัฐต่อตันจะถูกแปลงเป็นราคา ณ
โรงกลั่นที่เป็นบาทต่อกิโลกรัมโดยใช้อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราสกุลดอลลาร์สหรัฐต่อบาท
ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นจะหมายถึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ณ โรงกลั่นรวมภาษีสรรพสามิต
ภาษีเทศบาล และภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยถ้าราคาที่รัฐบาลควบคุมนั้นสูงกว่าราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ณ
โรงกลั่นรวมกับภาษีที่เกี่ยวข้อง ราคาส่วนเกินจะถูกส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
แต่ถ้าราคาที่ควบคุมนั้นต่ำกว่าราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ณ โรงกลั่นบวกภาษีที่เกี่ยวข้อง
ผู้ผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะได้รับการชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเงินกองทุนเพียงพอในการชำระเงิน อย่างไรก็ดี
กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่มีกำหนดเวลาที่ชัดเจนในการจ่ายเงินชดเชยดังกล่าว ในบางครั้ง
การควบคุมราคาดังกล่าวอาจส่งผลให้รัฐต้องทำการชดเชยเป็นเงินจำนวนมากและทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นลูกหนี้ของผู้ผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว
อย่างไรก็ดี กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะไม่จ่ายดอกเบี้ยในเงินที่ค้างชำระดังกล่าว

ในช่วงครึ่งแรกของปี 2548
รัฐบาลยังคงใช้มาตรการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเพื่อแก้ไขปัญหาน้ำมันราคาแพง
โดยราคาขายปลีกของน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วได้ปล่อยลอยตัวตั้งแต่เดือนตุลาคม 2547
ต่อมาในเดือนมิถุนายน 2548
รัฐบาลได้ปล่อยลอยตัวราคาน้ำมันดีเซลเช่นเดียวกับน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว
ในระหว่างที่รัฐใช้มาตรการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล บริษัทฯ
ต้องรับภาระการจ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันล่าช้า
ซึ่งการจ่ายเงินกองทุนน้ำมันในแต่ละช่วงจะล่าช้ากว่าการประกาศอัตราเงินชดเชยประมาณ 2 เดือน

การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย

ตามประกาศของกระทรวงพาณิชย์ ซึ่งประกาศใช้เมื่อปี 2544
โดยอาศัยอำนาจของพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการโรงกลั่นน้ำมันต้องสำรองน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นเพื่อผลิตสำหรับจำหน่ายในประเทศในปริมาณเท่ากับร้อยละ
5 โดยคำนวณจากปริมาณการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประจำปีที่ได้แจ้งไว้กับกรมธุรกิจพลังงาน
ปัจจุบันอำนาจหน้าที่ในการออกประกาศดังกล่าวเป็นของกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน
และหากมีการออกประกาศแก้ไขเพิ่มเติมเรื่องการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายจะเป็นประกาศของกระทรวงพลังงาน

กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

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

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

คุณภาพของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูป

รัฐบาลโดยกรมธุรกิจพลังงานกระทรวงพลังงานได้กำหนดคุณภาพผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศเพื่อให้ผู้บริโภคได้ใช้น้ำมันที่มีคุณภาพดีและไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์
โดยข้อกำหนดต่างๆ ดังกล่าวออกตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
(ซึ่งเป็นหน่วยงานที่โอนอำนาจมาจากกรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์)
ในช่วงที่ผ่านมาได้มีการเปลี่ยนแปลงคุณภาพน้ำมัน เช่น
การลดปริมาณกำมะถันในน้ำมันเบนซินและดีเซล การประกาศคุณภาพน้ำมันแก๊สโซฮอล์

คุณภาพของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปขึ้นอยู่กับชนิดและวัตถุประสงค์ที่ใช้ ตัวอย่างเช่น
หากเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ผลิตเพื่อการส่งออกอาจจะได้รับการยกเว้นไม่ต้องเป็นไปตามข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงที่รัฐบาลกำหนด

กฎเกณฑ์เกี่ยวกับไฟฟ้า

ประวัติและกฎเกณฑ์ในปัจจุบัน

ในอดีตจนถึงปลายปี 2548
การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าจะเป็นหน้าที่ของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติผ่านทางสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
และโดยที่รัฐได้กำหนดแนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของไทย
ที่จะให้มีองค์กรอิสระหรือที่เป็นกลางในการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าซึ่งต้องมีการออกกฎหมายรองรับโดยตรง
แต่เนื่องจากการออกฎหมายต้องใช้ระยะเวลาช่วงหนึ่ง ในเดือนพฤศจิกายน 2548
รัฐบาลได้ใช้อำนาจพระราชบัญญัติระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน
แต่งตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าเพื่อทำหน้าที่ในช่วงเปลี่ยนผ่านก่อนที่กฎหมายจะบังคับใช้
กำกับดูแลการปฏิบัติงาน มาตรฐานทางวิชาการ อัตราค่าบริการของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า
วางมาตรการคุ้มครองผู้บริโภค ส่งเสริม การแข่งขันและป้องกันการใช้อำนาจผูกขาด
พยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า
จึงถือได้ว่าในปัจจุบันการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าของไทยเป็นหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
ซึ่งคณะกรรมการฯ ชุดนี้จะรับผิดชอบในเรื่องการเปิดประมูลโรงไฟฟ้า IPP รอบใหม่ด้วย

ตามประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58 พ.ศ. 2515
การก่อสร้างและดำเนินกิจการผลิตไฟฟ้าต้องได้รับอนุญาตและสัมปทานจากกระทรวงพลังงาน
ในการให้สัมปทานนั้นจะให้บริษัทผู้ผลิตไฟฟ้าเพื่อขายไฟฟ้าให้แก่ลูกค้าเฉพาะรายที่ระบุ

นอกจากนั้น ในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าเอกชนเข้ากับระบบไฟฟ้ารวม
รวมถึงการสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อใช้เองที่มีกำลังผลิตเกินกว่า 20 เมกะวัตต์
ซึ่งเดิมจะต้องขออนุญาตจาก กฟผ. นั้น ในปี 2548 ที่ผ่านมา รัฐได้เริ่มการแปรรูป กฟผ.
เพื่อเป็นบริษัทเอกชน
โดยได้ออกพระราชกฤษฎีกากำหนดเงื่อนเวลายกเลิกกฎหมายว่าด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
และพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิ และประโยชน์ของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)
ซึ่งมีผลให้กฎหมายว่าด้วย กฟผ. ไม่มีผลบังคับใช้แล้ว ตามพระราชกฤษฎีกาฯ
การขออนุญาตเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าจะต้องยื่นต่อคณะกรรมการกิจการผลิตไฟฟ้า
ซึ่งมีสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการ อย่างไรก็ตาม
ในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับระบบไฟฟ้าของ กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง หรือการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
กฟผ.ยังสามารถกำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับคุณภาพไฟฟ้าข้อกำหนดทางเทคนิควิศวกรรมและข้อกำหนดที่เกี่ยวกับความปลอดภัยในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้านั้นได้

การปรับโครงสร้างกฎเกณฑ์เกี่ยวกับกิจการไฟฟ้า

การกำหนดให้มีระบบ “ผู้ซื้อรายเดียว”
ซึ่งกำหนดขึ้นตามการปรับโครงสร้างกฎเกณฑ์ที่เกี่ยวกับกิจการไฟฟ้า เป็นมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 9
ธันวาคม 2546 โดยกำหนดให้ กฟผ.
เป็นผู้ซื้อไฟฟ้าขายส่งรายเดียวของประเทศในขณะที่ยังคงเป็นผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าด้วย
ภายใต้การปรับโครงสร้างดังกล่าว
ได้มีการกำหนดขอบข่ายการทำงานเพื่อแยกการกำหนดนโยบายและการกำกับดูแลอกจากกันอย่างชัดเจน
โดยอยู่ภายใต้กระทรวงพลังงาน และคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า (Board of
Commission) ตามลำดับ โดยคณะกรรมการดังกล่าวมีหน้าที่ดูแลกิจการไฟฟ้าของประเทศ
เพื่อให้การประกอบกิจการไฟฟ้ามีประสิทธิภาพ มีความมั่นคงในระบบไฟฟ้า
คุ้มครองผู้บริโภคดูแลความเป็นธรรมให้แก่ผู้ประกอบการ และเพื่อรองรับการขยายตัวของเศรษฐกิจ

อย่างไรก็ตาม แม้ว่าคณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแผนแปรรูป กฟผ.
และแนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ในรูปแบบของผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Enhanced Single
Buyer) โดยให้ กฟผ.
เป็นผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียวในประเทศและยังคงมีหน้าที่ผลิตและจ่ายไฟฟ้าไปแล้วนั้น แต่ในปี 2547
รัฐบาลไม่สามารถดำเนินการตามแผนการที่วางไว้ได้
เนื่องจากกระแสการต่อต้านการแปรรูปของพนักงาน กฟผ.
และการไม่เห็นด้วยกับแนวทางการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของนักวิชาการและ NGO
ส่งผลให้การดำเนินการที่เกี่ยวข้องดังกล่าวต้องชะลอออกไป และต่อมากลางปี 2548
รัฐบาลได้เริ่มดำเนินการแปรรูป กฟผ. อีกครั้ง แต่ได้ถูกต่อต้านอีกเช่นเดิม
โดยครั้งนี้กลุ่มผู้ต่อต้านโดยมูลนิธิเพื่อผู้บริโภคได้ยื่นเรื่องต่อศาลปกครอง
โดยร้องว่าการออกพระราชกฤษฎีกาที่เกี่ยวข้องกับการแปรรูป กฟผ.
ไม่มีความชอบธรรมด้วยกฎหมาย และขอให้ศาลปกครองชะลอการเข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์ฯ
ของ กฟผ. ไว้ก่อน จนกว่าจะได้ความชัดเจนของผลการตัดสิน
ซึ่งคาดว่าจะทราบผลการตัดสินประมาณช่วงเดือนกุมภาพันธ์-มีนาคม 2549