3. การประกอบธุรกิจของแต่ละสายผลิตภัณฑ์

1.  การประกอบธุรกิจของบริษัทฯ และบริษัทในเครือ

  ปี 2551
  เป็นปีที่ท้าทายสำหรับการดำเนินธุรกิจของเครือไทยออยล์เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจและการเงินของโลกมีความผันผวน

สูง ซึ่งส่งผลโดยตรงต่ออุตสาหกรรมน้ำมัน อย่างไรก็ตาม ท่ามกลางความผันผวนนั้น
ก็ยังเต็มไปด้วยโอกาสทางธุรกิจใหม่ๆ ซึ่งเครือไทยออยล์
ถือเป็นหนึ่งในองค์กรที่มีโครงสร้างทางธุรกิจที่แข็งแกร่งที่จะสามารถขยายธุรกิจรองรับโอกาสทางธุรกิจที่เกิดขึ้นได้
ทั้งนี้ ภายหลังจากที่บริษัทฯ ได้ดำเนินการโครงการต่างๆ แล้วเสร็จในช่วง 1-2 ปีที่ผ่านมา บริษัทฯ
ก็สามารถดำเนินการผลิตได้เต็มที่
พร้อมทั้งได้ต่อยอดธุรกิจโดยการซื้อกิจการผลิตและจัดจำหน่ายสารละลายได้สำเร็จในปีนี้

ความสำเร็จในการบริหารธุรกิจและการผลิต

  บริษัทฯ
  เป็นผู้ประกอบธุรกิจการกลั่นน้ำมันที่เชื่อมโยงกระบวนการผลิตไปสู่ธุรกิจผลิตปิโตรเคมีซึ่งได้รับการยอมรับใน

วงการพลังงานว่าเป็นโรงกลั่นที่มีความทันสมัยและมีประสิทธิภาพสูงสุดแห่งหนึ่งในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก
โดยบริษัทฯ ได้บริหาร และพัฒนาโครงสร้างธุรกิจ โครงสร้างเงินทุน รวมทั้ง
ระบบการบริหารจัดการให้อยู่ในระดับมาตรฐานสากลอย่างต่อเนื่อง โดยในปี 2551 นี้ บริษัทฯ
ได้พัฒนาระบบการวางแผนกลยุทธ์และพัฒนาธุรกิจที่เชื่อมโยงกับการบริหารความเสี่ยงองค์กร
(Enterprise Risk Management) รวมทั้งระบบการบริหารจัดการผลงาน (Performance
Management System)
เพื่อผลักดันการดำเนินการตามแผนกลยุทธ์และพัฒนาความพร้อมขององค์กรและบุคลากรได้พร้อมๆกัน
อีกทั้งบริษัทฯ มุ่งเน้นให้ความสำคัญในการวางแผน และประเมินสถานการณ์ทางธุรกิจและพลังงาน
โดยได้จัดตั้งหน่วยงานวิเคราะห์อุตสาหกรรมขึ้นเพื่อสนับสนุนการตัดสินใจทางธุรกิจที่สำคัญซึ่งต้องอาศัยความแม่นยำของข้อมูลอุตสาหกรรมและธุรกิจเพื่อรองรับตลาดที่ผันผวนในระหว่างปี

  นอกจากนี้ บริษัทฯ
  ได้เตรียมความพร้อมด้วยโครงการที่สามารถดึงความเป็นเลิศออกมาจากทุกสายงานของกลุ่ม
  หรือที่เรียกว่า

โครงการ Operational Excellence Program
เพื่อให้พนักงานมีส่วนร่วมในการตั้งเป้าหมายทางธุรกิจ และนำพาองค์กรไปให้ถึงเป้าหมาย
ด้วยความร่วมมือร่วมใจของทุกสายงาน มีการแบ่งปันข้อมูลซึ่งกันและกัน
ทำให้เกิดความคิดสร้างสรรค์ สามารถต่อยอดธุรกิจ หรือปรับปรุงกระบวนการผลิต
เพื่อลดต้นทุนการผลิต หรือเพิ่มคุณค่าให้กับผลิตภัณฑ์ อันจะเกิดประโยชน์สูงสุดแก่องค์กร
รวมทั้งยังมีการทบทวนการปฏิบัติการอย่างรอบคอบร่วมกัน
ในกรณีเกิดการเปลี่ยนแปลงทางสถานการณ์ธุรกิจ โครงการ Operational Excellence
ดังกล่าวจัดขึ้นทุกไตรมาส ส่งผลให้เครือไทยออยล์
มีความพร้อมและความคล่องตัวแม้ว่าจะอยู่ในสถานการณ์ที่ผันผวนเพียงใด

  จากการวางรากฐานและระบบการจัดการข้างต้น บริษัทฯ
  และบริษัทในเครือประสบความสำเร็จในการพัฒนาประสิทธิภาพ

จากการดำเนินงานด้านการกลั่นและปิโตรเคมีในปี 2551 เป็นอย่างดี โดยบริษัทฯ
ได้เริ่มผลิตและจำหน่ายน้ำมันดีเซลมาตรฐาน EURO IV เป็นรายแรกของประเทศตั้งแต่วันที่ 25
กุมภาพันธ์ 2551 เพื่อสนับสนุนธุรกิจการจำหน่ายน้ำมันสำเร็จรูปของลูกค้า
และเมื่อผนวกกับการปรับกลยุทธ์ทางการขายจึงทำให้ส่วนแบ่งตลาดผลิตภัณฑ์น้ำมันในประเทศของบริษัทฯ
เพิ่มขึ้นในปี 2551 ในด้านการบริหารการผลิต บริษัทฯ
ได้ดำเนินโครงการบริหารจัดการไฮโดรคาร์บอน (HMR) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพของหน่วยกลั่น
การวางแผนการผลิต และการกลั่นน้ำมันดิบชนิดใหม่ๆ ซึ่งช่วยเพิ่มกำไรขั้นต้นราว 0.37
เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล

ความสำเร็จในการดำเนินโครงการขยายงาน และโครงการเชิงกลยุทธ์

  บริษัทฯ สามารถดำเนินการก่อสร้างโครงการขยายกำลังการผลิตสารอะโรเมติกส์ของบจ.
  ไทยพาราไซลีนได้แล้วเสร็จในไตร

มาส 2 ส่งผลให้มีกำลังการผลิตสารอะโรเมติกส์เพิ่มขึ้นจาก 420,000 ตันต่อปี เป็น 900,000
ตันต่อปี ภายใต้ความสำเร็จนี้บริษัทฯ
ยังคงคำนึงถึงการพัฒนาบุคลากรและมุ่งเน้นในเรื่องความรับผิดชอบต่อสังคมรวมถึงผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย
ซึ่งจะช่วยเกื้อกูลให้ธุรกิจของเครือไทยออยล์มีการเจริญเติบโตอย่างยั่งยืนต่อไป

  ในด้านธุรกิจการขนส่งผลิตภัณฑ์ทางเรือของ บจ.ไทยออยล์มารีน บจ. ไทยออยล์มารีน
  สามารถขยายกองเรือระยะที่ 1 โดย

ภายหลังที่จัดหาเรือขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมขนาด 32,500 ตันบรรทุก จำนวน 1 ลำ ในต้นปี
2551 บจ.ไทยออยล์มารีนก็ได้จัดหาเรือขนส่งผลิตภัณฑ์เคมีขนาด 7,000 ตันบรรทุก เพิ่มเติมอีก 2
ลำ เพื่อให้สามารถรองรับความต้องการใช้เรือของกลุ่มได้อย่างมีประสิทธิภาพ

  นอกจากนี้ ในด้านขยายงานภายใต้กลยุทธ์การเข้าซื้อกิจการและการลงทุนในต่างประเทศ (M&A:
  Merger & Acquisition /

International Investment) บริษัทฯ
ก็สามารถเจรจาการซื้อขายธุรกิจสารละลายในประเทศไทยและเวียดนามจากกลุ่มเชลล์ได้อย่างประสบผลสำเร็จภายใต้
บจ. ท็อป โซลเว้นท์ โดยได้รับโอนธุรกิจจำหน่ายสารละลายในประเทศไทยและซื้อหุ้นร้อยละ
80.52 ใน บจ. ศักดิ์ไชยสิทธิ ซึ่งเป็นโรงงานผลิตสารโซลเว้นท์ ตั้งอยู่ที่ อ.มาบตาพุต จ.ระยอง
แล้วเสร็จเมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2551
และมีกำหนดที่จะโอนธุรกิจสารละลายในประเทศเวียดนามในต้นไตรมาส 2 ปี 2552 นี้

  การลงทุนในโครงการดังกล่าวจะทำให้บริษัทฯ สามารถสร้างฐานการมีเครือข่ายลูกค้า
  การจัดจำหน่าย และการตลาดในธุรกิจ

โซลเว้นท์ที่มีคุณภาพ และได้บุคลากรที่มีศักยภาพความชำนาญเข้ามาร่วมงาน
อีกทั้งเป็นการเพิ่มช่องทางจำหน่ายผลิตภัณฑ์ให้กับบริษัทฯ และบริษัทในเครือสายปิโตรเคมี

  บริษัทฯ วางแผนที่จะทบทวนความเป็นไปได้ของโครงการเชิงกลยุทธ์เพิ่มเติม
  ในช่วงครึ่งแรกของปี 2552 เพื่อรอดูความ

ชัดเจนของทิศทางและแนวโน้มการเติบโตทางเศรษฐกิจและอุตสาหกรรมพลังงานในภาพรวม
โดยโครงการเชิงกลยุทธ์เหล่านี้บริษัทฯ จะสามารถเริ่มรับรู้ผลตอบแทนการลงทุนได้ตั้งแต่ปี 2552
นี้เป็นต้นไป ทั้งนี้ การลงทุนในโครงการเชิงกลยุทธ์ดังกล่าว บริษัทฯ
มิได้คำนึงถึงเฉพาะผลตอบแทนทางด้านธุรกิจเพียงประการเดียว
หากยังพิจารณาถึงโครงการที่สามารถเอื้อประโยชน์ต่อสังคม และสิ่งแวดล้อมเป็นสำคัญ
ซึ่งจะเป็นรากฐานสำคัญเอื้อให้บริษัทฯ สามารถดำเนินธุรกิจในอุตสาหกรรมนี้ต่อไปได้ในระยะยาว

ความสำเร็จในการบริหารการเงินเชิงบูรณาการของเครือไทยออยล์

  ในด้านการบริหารการเงินของบริษัทฯ และบริษัทในเครือ
  นั้นได้ให้ความสำคัญกับการบริหารกระแสเงินสดที่มีประสิทธิภาพ

รวมทั้งจัดโครงสร้างเงินทุนให้มีความเหมาะสม ซึ่งจะมีทั้งการปรับเงื่อนไขการกู้เงิน
การกระจายแหล่งเงินทุน เช่น การออกหุ้นกู้เพื่อขายนักลงทุนสถาบัน และนักลงทุนรายย่อย
การเตรียมวงเงินสำรองจากสถาบันการเงิน และการออกตั๋วสัญญาใช้เงินระยะสั้น
ทั้งนี้เพื่อให้เพียงพอกับความต้องการใช้เงินทุนหมุนเวียนในปี 2552 นี้ บริษัทฯ
ยังคงให้ความสำคัญกับระเบียบวินัยทางการเงิน (Financial Discipline)
เนื่องจากเป็นสิ่งจำเป็นอย่างยิ่งในการบริหารกิจการท่ามกลางความไม่แน่นอนทางธุรกิจเช่นในปัจจุบัน
โดยบริษัทฯ
มุ่งเน้นการรักษาความสัมพันธ์ที่ดีกับนักลงทุนสถาบันในตลาดทุนอย่างต่อเนื่องเพื่อให้นักลงทุนมีความมั่นใจและเชื่อถือในการดำเนินงาน

  ในปี 2551 บริษัทฯ ออกหุ้นกู้สกุลเงินบาทอายุ 4 ปี จำนวน 3,000
  ล้านบาทที่อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 4.74 พร้อมทำสัญญาแปลง

สกุลเงินเป็นเหรียญสหรัฐฯ และอัตราดอกเบี้ยเป็นอัตราลอยตัว อีกทั้งยังมีการ Refinance
สัญญาเงินกู้บาทโดยปรับอัตราดอกเบี้ยอ้างอิง ส่งผลให้ประหยัดดอกเบี้ยจ่ายประมาณ 120
ล้านบาทตลอดอายุสัญญา รวมถึงขยายระยะเวลาจ่ายคืนหนี้บางส่วนไปจนถึงปี 2559

การบริหารบุคลากร

  ในปีพ.ศ. 2551 บริษัทฯ
  ได้วางรากฐานและต่อยอดสิ่งที่ได้ดำเนินการไปแล้วเพื่อเพิ่มพูนความแข็งแกร่งในการบริหาร “ทุน

มนุษย์”
เพื่อรองรับและเป็นส่วนหนึ่งของกระบวนการเตรียมความพร้อมสำหรับทุกๆด้านของการดำเนินกิจการ
ซึ่งรวมถึงกลยุทธ์ทางธุรกิจ การวางแผนการพาณิชย์และการผลิต เป็นต้น บนพื้นฐานของ
operational excellence การสร้าง synergy และค่านิยมร่วมของบริษัทฯ และบริษัทในเครือ

  บริษัทฯ ยังคงใช้ระบบการจัดการบริหารจัดการผลงาน (Performance Management System
  หรือ PMS) ซึ่งประกอบด้วยการ

วัดผลงานเทียบกับเป้าหมาย (Performance VS Target) ตามดัชนีชี้วัดหลัก (Key
Performance Indicator) บนพื้นฐานของ Balanced Scorecard โดยได้ใช้ระบบ PMS
กับผู้บริหารระดับกลางขึ้นไป โดยจัดให้มีการประเมิน 360 องศาสำหรับความสามารถหลัก (Core
Competencies) และความสามารถสำหรับการเป็นผู้นำ (Leadership Competencies)
เพื่อใช้เป็นปัจจัยหนึ่งในการพัฒนา IDP (Individual Development Plan)
และจะขยายการใช้ PMS ไปยังผู้บริหารระดับกลางขึ้นไปทั่วทั้งเครือไทยออยล์ภายในปี 2552

  ทั้งนี้ บริษัทฯ ได้จัดให้มี โครงการ Operational Excellence Workshop
  โดยผู้บริหารระดับสูงได้ถ่ายทอดข้อมูลและทิศทางใน

การดำเนินธุรกิจให้แก่ผู้บริหารระดับกลางและพนักงานที่เกี่ยวข้องโดยตรง
เพื่อบูรณาการกลยุทธ์การดำเนินธุรกิจให้ผสานกับความคิดริเริ่มสร้างสรรค์ (Initiatives)
และการดำเนินการให้บังเกิดสัมฤทธิผลอย่างแท้จริง
รวมถึงการดำเนินการศึกษาและเริ่มดำเนินการในมาตรฐานการบริการทรัพยากรบุคคลในทุกๆด้านของเครือไทยออยล์
เพื่อเสริมสร้างความแข็งแกร่งในการบริหาร “ทุนมนุษย์”
ให้สอดคล้องไปกับการดำเนินธุรกิจเพื่อการเจริญเติบโตอย่างยั่งยืนบนพื้นฐานของบรรษัทภิบาล
(Corporate Governance) และความรับผิดชอบต่อสังคม (Corporate Social
Responsibility)

การบริหารระบบการจัดการด้านคุณภาพและสิ่งแวดล้อมของกลุ่ม

  ในการดำเนินธุรกิจเพื่อการเติบโตอย่างยั่งยืน ใส่ใจต่อสิ่งแวดล้อม ชุมชน และสังคม บริษัทฯ
  ได้ดำเนินการในโครงการช่วยลด

ผลกระทบด้านมลพิษ ต่อสิ่งแวดล้อม โดยการผลิตน้ำมันดีเซลมาตรฐาน EURO IV
ซึ่งลดกำมะถันในน้ำมันลงได้ถึง 7 เท่า และการติดตั้ง Low NOx Burner
เพื่อลดการปล่อยก๊าซไนโตรเจนไดออกไซด์ การติดตั้งระบบ Continuous Emission
Monitoring System (CEMs) เพื่อควบคุมคุณภาพอากาศให้เป็นไปตามที่กฎหมายกำหนด
รวมไปถึงการนำความร้อนจากไอเสียที่ปล่อยทิ้งจากเครื่องผลิตไฟฟ้ากังหันก๊าซกลับมาใช้ใหม่
และในปีที่ผ่านมา บริษัทฯ บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ และ บมจ. ไทยลู้บเบส ได้รับรางวัล EIA
Monitoring Awards 2008 สำหรับการดำเนินมาตรการส่งเสริมคุณภาพสิ่งแวดล้อมที่ดี
นอกจากนั้น ยังได้รับการรับรองจากภาครัฐว่าเป็นกลุ่มบริษัทฯ
ที่มีมาตรฐานห้องปฏิบัติการที่มีคุณภาพผ่านเกณฑ์การรับรองตามมาตรฐานระบบ GLP/DIW (Good
Laboratory Practice, Department of Indutrial Works)
ของกรมโรงงานอุตสาหกรรม ทำให้ยืนยันมั่นใจถึงความมีมาตรฐานในผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ
นอกจากนั้น การบริหารจัดการพลังงานอย่างเป็นระบบและมีประสิทธิภาพ ได้ทำให้บริษัทฯ
ได้รับรางวัล Thailand Energy Awards 2008 ในสาขาโรงงานควบคุมดีเด่น
และรางวัลชนะเลิศจากการประกวด ASEAN Energy Awards 2008
สาขาการบริหารจัดการพลังงานในโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งล้วนยืนยันว่า บริษัทฯ
เป็นผู้นำด้านพลังงาน และการอนุรักษ์พลังงานทั้งในระดับประเทศและภูมิภาค

การดำเนินกิจกรรมเพื่อสังคมด้วยความรับผิดชอบ

  บริษัทฯ
  ได้ให้ความสำคัญกับกิจกรรมและโครงการต่างๆที่มีการเอาใจใส่ดูและแสดงความรับผิดชอบต่อสังคม
  รวมถึงการมี

นโยบายที่ใส่ใจคุณภาพด้านสิ่งแวดล้อม
ความพร้อมทั้งด้านเทคโนโลยีที่ทันสมัยและบุคลากรที่มีประสิทธิภาพและประสบการณ์ บริษัทฯ
ได้ให้ความสำคัญในทุกขั้นตอนของการผลิตเพื่อให้ได้ผลิตภัณฑ์ที่มีมาตรฐานในระดับสากลและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมมาตลอดระยะเวลากว่า
47 ปี ทำให้ในปี 2551 บริษัทฯ ได้รับรางวัล
อันแสดงถึงการปฏิบัติตามกฎหมายอย่างต่อเนื่องในการดูแลรักษาสิ่งแวดล้อมที่ดี
และอยู่ร่วมกับชุมชนอย่างยั่งยืน เช่น

-   ธงธรรมาภิบาลสิ่งแวดล้อม

-   Corporate Social Responsibility, Department of Industrial Works :
    CSR/DIW

ธุรกิจของแต่ละสายผลิตภัณฑ์

3.1.1 ธุรกิจการกลั่นน้ำมัน

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

สถานที่ตั้งโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ

โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ บริษัทย่อย และบริษัทที่บริษัทฯ
เข้าลงทุนส่วนใหญ่ตั้งอยู่ใกล้ท่าเรือน้ำลึกแหลมฉบัง อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี
ซึ่งตั้งอยู่ห่างจากกรุงเทพมหานครไปทางตะวันออกเฉียงใต้เป็นระยะทางประมาณ 124 กิโลเมตร

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

               []                                                                               

                                                                                                

  Ao Udom                           อ่าวอุดม                PTT               บมจ. ปตท.           

  ESSO                              เอสโซ่                 SBM               ทุ่นผูกเรือน้ำลึก         

  IPT                               บจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ       JETTY             ท่าเรือ               

  KHAO PHU BAI                      เขาภูไบ                SPP               บจ.                 
                                                                            ไทยออยล์เพาเวอร์      

  LAEM CHABANG                      นิคมอุตสาหกรรมแหลมฉบัง   TLB               บมจ. ไทยลู้บเบส       
  INDUSTRIAL                                                                                    
  ESTATE                                                                                        

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

[]

  3.1.1.1 ขั้นตอนการผลิตและกระบวนการกลั่น

กระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมสำเร็จรูปจากน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่น ๆ

[]

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

  CCR Continuous Catalyst Regeneration Platformer Unit หรือ
  หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา

CDU Crude Distillation Unit หรือ หน่วยกลั่นน้ำมันดิบ

FCCU Fluidized Catalytic Cracking Unit หรือ หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา

HCU Hydrocracking Unit หรือ หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม

HDS Hydrodesulfurization Unit หรือ หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันดีเซล

HDT Hydro Treating Unit หรือ หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซิน

HMU Hydrogen Manufacturing Unit หรือ หน่วยผลิตไฮโดรเจน

HVU High Vacuum Unit หรือ หน่วยกลั่นสุญญากาศ

ISOM Isomerization Unit หรือ หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม

KMT Kero Merox Treating Unit หรือ หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนในน้ำมันก๊าด

  SRU Sulphur Recovery Unit หรือ หน่วยแยกกำมะถัน

TCU Thermal Cracking Unit หรือ หน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน

หลักพื้นฐานของการกลั่นน้ำมัน

ภาพรวมของกระบวนการกลั่นน้ำมัน

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

-   กลั่นแยกสารไฮโดรคาร์บอนหลายๆ ประเภทที่อยู่ในน้ำมันดิบตามจุดเดือดที่ต่างกัน

-   แปลงสภาพไฮโดรคาร์บอนให้เป็นผลิตภัณฑ์ที่มีคุณค่ามากขึ้น

-   ปรับปรุงผลิตภัณฑ์โดยการแยกสารปนเปื้อนออก

-   ผสมผลิตภัณฑ์ชั้นกลาง (Intermediate Streams) เป็นน้ำมันสำเร็จรูป

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

กระบวนการกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์เป็นกระบวนการที่สามารถแปลงสภาพวัตถุดิบที่มีราคาต่ำ เช่น
น้ำมันดิบที่มีความหนาแน่นสูงและกำมะถันสูงให้เป็นผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่ามากขึ้น โดยทั่วไปแล้ว
ความสามารถในการเพิ่มคุณค่าผลิตภัณฑ์ (Complexity)
ของโรงกลั่นน้ำมันขึ้นอยู่กับจำนวนและชนิดหน่วยเปลี่ยนแปลงสภาพโมเลกุล (Conversion Unit)
ที่มีความยืดหยุ่นและความสามารถในการเลือกใช้วัตถุดิบต่าง ๆ ที่มี
จะทำให้โรงกลั่นน้ำมันอยู่ในฐานะที่ได้เปรียบที่จะใช้ประโยชน์ จากน้ำมันดิบที่ราคาถูก
ซึ่งจะทำให้บริษัทฯ ได้รับกำไรขั้นต้นที่สูงขึ้น

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

+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วย         | วัตถุดิบที่ใช้   | ผล         | วัตถุประสงค์                  |
|              |            | ิตภัณฑ์หลักที่ได้ |                            |
+==============+============+============+============================+
| ห            | น้ำมันดิบ     | ก๊าซปิโ      | แยกน้ำมันดิบออกเป็นส่วนต        |
| น่วยกลั่นน้ำมันดิบ |            | ตรเลียมเหลว | ามระดับของจุดเดือดที่ต้องการได้แก่ |
| (Crude       |            | แนฟทาเบา   | ก๊าซปิโตรเลียมเหลว แนฟทาเบา   |
| Distillation |            | แนฟทา หนัก  | แนฟทาหนัก                   |
| Unit)        |            | น้ำมันก๊าด    | น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน         |
|              |            | น          | น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา         |
|              |            | ้ำมันดีเซลและ |                            |
|              |            | น้ำมันเตา    | หน่วยกลั่นน้ำมันดิบ มีจำนวน 3     |
|              |            |            | หน่วยซึ่งมีกำลังการกลั่นน้ำมันรวมกัน |
|              |            |            | 260,000 บาร์เรลต่อวัน         |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน           | ลองเรสิดิว   | น้ำมัน       | แยกน้ำมันลองเรสิดิว(Long       |
| ่วยกลั่นสุญญากาศ | (Long      | ก๊าซออยล์สุญญ | Residue)ออกเป็นส่วนต         |
| (High Vacuum | Residue)   | ากาศชนิดเบา | ามระดับของจุดเดือดที่ต้องการได้แก่ |
| Unit)        |            | (Light     | น้ำมันก๊าซออยล์สุญญากาศชนิดเบา   |
|              |            | Vacuum Gas | น้ำมันก๊าดออยล์สุญ              |
|              |            | Oil)       | ญากาศชนิดหนัก(น้ำมันเตาชนิดเบา) |
|              |            | น้ำม        | และช็อต เรสิดิว               |
|              |            | ันเตาชนิดเบา | (น้ำมันเตาชนิดหนัก)            |
|              |            | (Heavy     |                            |
|              |            | Vacuum Gas | หน่วยกลั่นสุญญากาศ             |
|              |            | Oil )      | กำลังการผลิตรวมกันจำนวน       |
|              |            | น้ำม        | 95,000 บาร์เรลต่อวัน          |
|              |            | ันเตาชนิดหนัก |                            |
|              |            | (Short     |                            |
|              |            | Residue)   |                            |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วยเพิ่มอ     | แนฟทาเบา   | ก๊าซปิโ      | กระบวนการแปรรูปแนฟทาเบา     |
| อกเทนด้วยสารเ |            | ตรเลียมเหลว | (ค่าออกเทนต่ำ) เป็น Isomerate |
| ร่งปฏิกิริยาโดยใ |            | และ        | (ค่าอ                       |
| ช้ไฮโดรเจนร่วม |            | Isomerate  | อกเทนสูงและไม่มีสารอะโรมาติกส์) |
| (I           |            |            | เพื่อนำไปใช                  |
| somerization |            |            | ้ในการผลิตน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว |
| Unit)        |            |            | โดยใช้สารเร่งปฏิกิริยา          |
|              |            |            | และก๊าซไฮโดรเจน             |
|              |            |            |                            |
|              |            |            | หน่วยเพิ่มออกเทนด้วยสา         |
|              |            |            | รเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม |
|              |            |            | มีกำลังการผลิตจำนวน 21,500    |
|              |            |            | บาร์เรลต่อวัน                 |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วย         | แนฟทาหนัก   | ก๊าซที่ม      | กระบ                       |
| เพิ่มออกเทนด้วย |            | ีไฮโดรเจนสูง | วนการแปรรูปน้ำมันที่มีค่าออกเทนต่ำ |
| สารเร่งปฏิกิริยา |            | (Hydrogen  | ให้เป็นน้ำมันที่มีค               |
| (Continuous  |            | Rich Gas)  | ่าออกเทนสูงขึ้นโดยใช้สารเร่งปฏิกิร |
| Catalyst     |            | ก๊าซปิโ      | ิยาเพื่อนำไปใช้ในการผลิตน้ำมันเบน |
| Regeneration |            | ตรเลียมเหลว | ซินไร้สารตะกั่วและสารอะโรมาติกส์ |
| Platformer   |            | และ        |                            |
| Unit)        |            | Reformate  | หน                         |
|              |            |            | ่วยเพิ่มออกเทนด้วยสารเร่งปฏิกิริยา |
|              |            |            | มี จำนวน 2 หน่วย             |
|              |            |            | กำลังการผลิตรวมกัน 50,000     |
|              |            |            | บาร์เรลต่อวัน                 |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วย         | ลองเรสิดิว   | ก๊าซปิโ      | กระบวนการแปรรูปลองเรสิดิว     |
| แตกโมเลกุลด้วย | (Long      | ตรเลียมเหลว | (Long Residue) และ         |
| สารเร่งปฏิกิริยา | Residue)   | น้ำมันเบนซิน  | น้ำมันก๊าซออยล์สุญญากาศชนิดหนัก   |
| (Fluidized   | น้ำมัน       | น้ำมันดีเซล   | เป็นน้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล      |
| Catalytic    | ก๊าซออยล์สุญญ | และน้ำมันเตา | และน้ำ                      |
| Cracking     | ากาศชนิดหนัก |            | มันเตาโดยมีการใช้สารเร่งปฏิกิริยา |
| Unit)        | (Heavy     |            |                            |
|              | Vacuum Gas |            | หน                         |
|              | Oil)       |            | ่วยแตกโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา |
|              |            |            | มีกำลังการผลิตจำนวน 10,300    |
|              |            |            | บาร์เรลต่อวัน                 |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วยแตกโ     | น้ำมัน       | ก๊าซปิโ      | กระบวนการแปรรูปน้ำมันประเภท   |
| มเลกุลด้วยสารเ | ก๊าซออยล์สุญญ | ตรเลียมเหลว | น้ำมันก๊าซออยล์สุญญากาศชนิดหนัก   |
| ร่งปฏิกิริยาโดยใ | ากาศชนิดหนัก | แนฟทาเบา   | เป็นน้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด       |
| ช้ไฮโดรเจนร่วม | (Heavy     | แนฟทาหนัก   | และน้ำมันดีเซล                |
| (H           | Vacuum Gas | น้ำมันก๊าด    | โดยใช                      |
| ydrocracking | Oil)       | แ          | ้ก๊าซไฮโดรเจนและสารเร่งปฏิกิริยา |
| Unit)        |            | ละน้ำมันดีเซล | กระบวนการผลิตนี้ต่างจากหน่วย    |
|              |            |            | แตกตัวโมเลกุลด้วยสารเร่งปฏิกิริยา |
|              |            |            | เพราะมีก                    |
|              |            |            | ารใช้ก๊าซไฮโดรเจนเป็นตัวแยกกำม |
|              |            |            | ะถันและทำการแตกตัวน้ำมันชนิดหนัก |
|              |            |            | (Heavy Oil) ให้เป็นน้ำมันเบนซิน |
|              |            |            | น้ำมันก๊าด และน้ำมันดีเซล        |
|              |            |            |                            |
|              |            |            | หน่วยแตกโมเลกุลด้วยสา         |
|              |            |            | รเร่งปฏิกิริยาโดยใช้ไฮโดรเจนร่วม |
|              |            |            | มี 2 หน่วยด้วยกำลังการผลิตจำนวน |
|              |            |            | 47,600 บาร์เรลต่อวัน          |
|              |            |            | ซึ่งช่วยเพิ่มปริมาณของผลิตภัณฑ     |
|              |            |            | ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปโดยเฉพาะน้ำม |
|              |            |            | ันเชื้อเพลิงเครื่องบินและน้ำมันดีเซล |
|              |            |            | (Middle Distillates)       |
|              |            |            | ตลอด                       |
|              |            |            | จนทำให้สามารถใช้น้ำมันดิบชนิดหนัก |
|              |            |            | (Heavy Crude Oil)          |
|              |            |            | ซึ่งมีราคาต่ำได้มากขึ้น เช่น       |
|              |            |            | น้ำมันดิบจากภูมิภาคตะวันออกกลาง  |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วยแตกโมเล  | ช็อต เรสิดิว  | น้ำมันเบนซิน  | กระบวนการแปรรูปช็อต เรสิดิว    |
| กุลด้วยความร้อน | (Short     | น้ำมันก๊าด    | (Short Residue)            |
| (Thermal     | Residue)   | น้ำมันดีเซล   | (น้ำมันชนิดหนัก)               |
| Cracking     |            | และน้ำมันเตา | เป็นผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าเพิ่มขึ้น       |
| Unit)        |            |            | โดยใช้ความร้อนสูง             |
|              |            |            | แต่ไม่ได้ใช้สารเร่งปฏิกิริยา       |
|              |            |            |                            |
|              |            |            | หน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน    |
|              |            |            | มีกำลังการผลิตจำนวน 19,300    |
|              |            |            | บาร์เรลต่อวัน                 |
+--------------+------------+------------+----------------------------+
| หน่วย         | น้ำมันเบนซินห | น้ำมันเบนซินห | กระบวนกา                   |
| กำจัดสารปนเปื้อ | รือน้ำมันดีเซล | รือน้ำมันดีเซล | รลดปริมาณกำมะถันและสารปนเปื้อน |
| นในน้ำมันเบนซิน | ที่มีกำมะถันสูง | ที่มีกำมะถันต่ำ | อื่นๆ                        |
| และน้ำมันดีเซล  |            |            | ออกจา                      |
| (H           |            |            | กน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยใช |
| ydrotreating |            |            | ้ก๊าซไฮโดรเจนและสารเร่งปฏิกิริยา |
| Unit,        |            |            |                            |
| Hydrodes     |            |            | หน่วยกำจัด                   |
| ulfurization |            |            | สารปนเปื้อนในน้ำมันเบนซินมีจำนวน |
| Unit)        |            |            | 3 หน่วย โดยมีกำลังการผลิตรวม   |
|              |            |            | 83,000 บาร์เรลต่อวัน          |
|              |            |            | และน้ำมันดีเซลมีจำนวน 2 หน่วย   |
|              |            |            | มีกำลังการผลิตรวมกันจำนวน      |
|              |            |            | 81,000 บาร์เรลต่อวัน          |
+--------------+------------+------------+----------------------------+

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

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

สรุปกระบวนการกลั่น

กระบวนการกลั่นแยกส่วน (Fractionation)

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

กระบวนการปรับปรุงคุณภาพ (Treating)

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

กระบวนการปรับเพิ่มค่าออกเทน (Octane Number Enhancement)

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

กระบวนการเปลี่ยนแปลงลอง เรสิดิว (Conversion of Long Residue)

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

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

ส่วนที่เป็นน้ำมันเตาชนิดหนักที่เป็นผลผลิตจากหน่วยกลั่นสุญญากาศ (HVU)
จะถูกส่งผ่านกระบวนการต่อไปในหน่วยแตกโมเลกุลด้วยความร้อน (TCU)
เพื่อผ่านกระบวนการภายใต้สภาวะแวดล้อมที่มีอุณหภูมิและความดันสูง
เพื่อเปลี่ยนโครงสร้างเป็นน้ำมันเตาที่มีความหนืดต่ำลงและทำให้ได้ผลิตภัณฑ์น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลด้วยอีกส่วนหนึ่ง
กระบวนการนี้เป็นไปเพื่อปรับปรุงคุณภาพของน้ำมันเตาชนิดหนักเพื่อให้ได้ผลิตภัณฑ์ที่มีมูลค่าตลาดที่สูงขึ้น

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

กระบวนการผสมผลิตภัณฑ์ (Product Blending)

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

ผลิตภัณฑ์ดังต่อไปนี้เป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปหลักที่ได้จากโรงกลั่นน้ำมัน

-   ก๊าซปิโตรเลียมเหลว

-   น้ำมันเบนซิน

-   สารทำละลายโซลเว้นท์

-   ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

-   น้ำมันอากาศยาน/น้ำมันก๊าด

-   น้ำมันดีเซล

-   น้ำมันเตา

-   ยางมะตอย

-   ถ่านโค้ก

เศรษฐศาสตร์การกลั่นน้ำมัน (Economics of Refining)

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

อุตสาหกรรมนี้ใช้ค่าอ้างอิง (benchmark) หลายอย่างในการวัดผลตอบแทน
ความซับซ้อนและประสิทธิภาพของโรงกลั่น ประกอบด้วย

-   กำไรจากการกลั่นขั้นต้น

-   อัตราการใช้กำลังการผลิต (Plant Utilization Rate)

-   Upgrading-to-Refining Ratio

-   Hydrotreating-to-Refining Ratio

-   Non-Energy Cash Cost

-   ค่าใช้จ่ายในการบำรุงรักษา และ

-   ความพร้อมในการผลิต (Operational Availability)

  3.1.1.2 ที่มาของรายได้

การจำหน่ายผลิตภัณฑ์

ในปี 2551 บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศ ประมาณร้อยละ 81
ของปริมาณขายของผลิตภัณฑ์ทั้งหมดของบริษัทฯ ซึ่งเป็นการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ให้แก่ บมจ. ปตท.
ในอัตราร้อยละ 44 ให้แก่เชลล์ในอัตราร้อยละ 7 ให้แก่เชฟรอนในอัตราร้อยละ 6
ให้แก่ผู้ซื้อรายอื่นในอัตราร้อยละ 12 ให้แก่บริษัทย่อยในอัตราร้อยละ 12 และส่วนที่เหลืออีกร้อยละ
19 เป็นการส่งออก

ในปี 2551 บมจ. ปตท. ซื้อผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ เป็นจำนวนร้อยละ 44
ของปริมาณการจำหน่ายของบริษัทฯ เพื่อจำหน่ายในประเทศ
ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนใหญ่ของปริมาณความต้องการผลิตภัณฑ์ของ บมจ. ปตท. นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังได้รับการสนับสนุนทางด้านเทคโนโลยีการผลิตจากบริษัทให้คำปรึกษาทางเทคนิคชั้นนำของโลก คือ
SGSi ผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันปิโตรเลียมสำเร็จรูปประเภทเบา (Light) กลาง
(Middle) และหนัก (Heavy)

ตารางข้างล่างนี้ แสดงรายละเอียดของชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่บริษัทฯ
จำหน่ายและเทียบเป็นอัตราร้อยละของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมดของบริษัทฯ

หน่วย: ล้านลิตร

  ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
                                     ปี 2548                                    ปี 2549                            ปี 2550                                    ปี 2551                                           
  ---------------------------------- ---------------- ------------------------ ---------------- ---------------- ---------------- ------------------------ ------ ---------------- ------------------------ --
  ผลิตภัณฑ์                             ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย          ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   

  ก๊าซปิโตรเลียมเหลว. ……………………………....   839              6                        851              839              747              6                               722              4                        

  น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว⁽¹⁾...……………………   3,201⁽¹⁾         22                       3,209            3,201⁽¹⁾         2,935            22                              2,908            17                       

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

  Light Naphtha……………………………………...     0                0                        0                0                109              0                               399              2                        

  Isomerate/ Reformate …………………………….. 1,387            10                       1,870            1,387            1,466            13                              2,100            12                       

  น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน/ น้ำมันก๊าด………………  2,230            15                       2,476            2,230            2,271            17                              3,641            22                       

  ดีเซลหมุนช้า (Diesel)/ ดีเซลหมุนเร็ว     5,303            37                       5,042            5,303            4,676            34                              5,767            34                       
  (Gas Oil)                                                                                                                                                                                                 

  น้ำมันเตา ………………………………………....        1,242            9                        1,366⁽²⁾         1,242            1,238⁽³⁾         9                               1,517⁽⁴⁾⁾        9                        

  ลอง เรสิดิว (Long Residue)…………………….… 0                0                        0                0                0                0                               39               0                        

  กำมะถัน ………………………………………             28               0                        29               28               27               0                               34               0                        

  รวม………………………………………………..            14,351           100                      14,843           14,351           13,469           100                             17,127           100                      
  ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

หมายเหตุ

(1) รวมการจำหน่าย Gasohol 95 ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548

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

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

(4) รวม Hydro Cracking Bottom จำนวน 63 ล้านลิตร และ Refinery Slop Oil 39
    ล้านลิตร

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

บมจ. ปตท. จะรับซื้อผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ เพื่อการจำหน่ายในตลาดภายในประเทศให้ได้มากที่สุด
และบริษัทฯ ต้องตั้งเป้าหมายที่จะดำเนินการตามความต้องการของ บมจ. ปตท.
ในการผลิตผลิตภัณฑ์ของบริษัทฯ ให้ใกล้เคียงที่สุดเท่าที่จะเป็นไปได้ในเชิงพาณิชย์และในทางเทคนิค
เงื่อนไขและข้อกำหนดของการซื้อผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปของบริษัทฯ

สัญญา POCSA
สามารถถูกยกเลิกโดยที่คู่สัญญาฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งได้แจ้งความจำนงดังกล่าวให้แก่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งเป็นลายลักษณ์อักษรเป็นการล่วงหน้าไม่น้อยว่า
12 เดือน แต่ทั้งนี้ คู่สัญญาไม่สามารถแจ้งความจำนงก่อนครบรอบปีที่ 13 นับจากวันที่สัญญา POCSA
มีผลบังคับใช้

นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้กับ เชลล์ เชฟรอน
และผู้ค้าน้ำมันรายอื่นๆ เช่น บมจ. บางจาก บมจ. ภาคใต้เชื้อเพลิง และ บมจ. สยามสหบริการ
เป็นต้น รวมทั้ง ขายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมเพื่อเป็นวัตถุดิบในการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีให้แก่ บจ.
ไทยพาราไซลีน

สำหรับผลิตภัณฑ์ส่วนเกินอื่นๆ เช่น น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว
ได้ถูกจัดจำหน่ายสู่ตลาดต่างประเทศผ่าน บมจ. ปตท. และคู่ค้าน้ำมันรายอื่น ๆ
ซึ่งในระยะเวลาที่ผ่านมายังคงมีการส่งออกตามความเหมาะสมและสภาวะเอื้ออำนวยของตลาดภายในประเทศและตลาดในภูมิภาค

ตารางต่อไปนี้แสดงถึงปริมาณของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปที่บริษัทฯ จำหน่ายในปี 2548 2549
2550 และ 2551 เทียบเป็นอัตราร้อยละของปริมาณการจำหน่ายทั้งหมดของบริษัทฯ

  หน่วย: ล้านลิตรยกเว้นอัตราร้อยละ

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

                      2548                                      2549                                      2550                                      2551                                      

                      ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   ปริมาณการจำหน่าย   ร้อยละของปริมาณการจำหน่าย   

  ในประเทศ – บมจ.     6,010            42                       6,395            43                       6,225            46                       7,535            44                       
  ปตท.                                                                                                                                                                                        

  เชลล์                1,431            10                       1,026            7                        921              7                        1,185            7                        

  เชฟรอน              535              4                        441              3                        615              4                        978              6                        

  บจ. ไทยพาราไซลีน     1,533            11                       1,886            13                       1,466            11                       2,098            12                       

  บมจ. บางจาก         584              4                        631              4                        453              3                        549              3                        

  อื่นๆ                 2,218            15                       1,729            12                       1,993            16                       1,528            9                        

  รวม                 12,311           86                       12,108           82                       11,673           87                       13,873           81                       

  ส่งออก – บมจ.        968              7                        1,100            7                        662              5                        807              5                        
  ปตท.⁽¹⁾                                                                                                                                                                                     

  อื่นๆ                 1,072            7                        1,635            11                       1,134            8                        2,447            14                       

  รวม                 2,040            14                       2,736            18                       2,736            13                       3,254            19                       

  ปริมาณการจำหน่ายรวม   14,351           100                      14,843           100                      13,469           100                      17,127           100                      
  ------------------- ---------------- ------------------------ ---------------- ------------------------ ---------------- ------------------------ ---------------- ------------------------ --

หมายเหตุ

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

3.1.1.3 การแข่งขัน 

ปัจจุบัน ประเทศไทยมีบริษัทฯ ที่ประกอบธุรกิจกลั่นน้ำมันรายใหญ่จำนวน 6 ราย คือ บริษัทฯ บมจ.
บางจาก บมจ. เอสโซ่ บมจ. ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น บจ.เอสพีอาร์ซี และ
บมจ.ไออาร์พีซี โดยมีกำลังการกลั่นน้ำมันรวมทั้งสิ้นประมาณ 1,087,000 บาร์เรลต่อวัน โดย
บมจ. บางจาก บมจ. เอสโซ่ และ บมจ.ไออาร์พีซี เป็นผู้ประกอบการแบบครบวงจร
แต่ผู้ประกอบการที่เหลือประกอบธุรกิจการกลั่นน้ำมันแต่เพียงอย่างเดียวโดยพึ่งพาสัญญารับซื้อผลิตภัณฑ์
(Offtake Agreement)
และ/หรือการส่งมอบในตลาดเสรีเพื่อจำหน่ายผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการกลั่นน้ำมันต่างๆ
โดยโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ แข่งขันกับโรงกลั่นน้ำมันในประเทศเป็นหลักและกับโรงกลั่นน้ำมันอื่นๆ
ในภูมิภาครองลงไป

บริษัทคู่แข่งหลักของบริษัทฯ
ส่วนใหญ่เป็นบริษัทน้ำมันแบบครบวงจรระดับชาติและระดับนานาชาติที่มีธุรกิจด้านปิโตรเลียมหลายประเภทโดยเฉพาะระดับนานาชาติที่มีการสำรวจขุดเจาะหาแหล่งน้ำมันดิบการผลิต
การกลั่นน้ำมัน และ การตลาด เนื่องจากการทำธุรกิจแบบครบวงจร
การมีเงินลงทุนและแหล่งทรัพยากรเป็นจำนวนมาก รวมทั้งยังสามารถจัดหาน้ำมันดิบได้สม่ำเสมอ
ทำให้บริษัทเหล่านี้สามารถยืนหยัดในตลาดที่มีสภาวะผันผวนและแข่งขันด้านราคาได้อย่างมีประสิทธิภาพ

อุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันเป็นธุรกิจที่มีการแข่งขันสูง
ทั้งในด้านราคาและสัดส่วนผลิตภัณฑ์ที่ผลิตได้จากการกลั่น ซึ่งบริษัท ฯ
ได้เปรียบคู่แข่งจากการที่เป็นโรงกลั่นน้ำมันแบบคอมเพล็กซ์ (Complex Refinery)
ที่มีระบบการกลั่นหลายขั้นตอน ทันสมัย และใหญ่ที่สุดในประเทศ
ทำให้สามารถผลิตน้ำมันสำเร็จรูปที่มีคุณค่าสูงในสัดส่วนที่มากที่สุดแห่งหนึ่งในเอเชีย นอกจากนี้
บริษัทฯ ยังมีความได้เปรียบคู่แข่งในเรื่องความยืดหยุ่น (Flexibility) ในการผลิต
เนื่องจากหน่วยกลั่นน้ำมันสำเร็จรูปของบริษัทฯได้เชื่อมต่อกับหน่วยผลิตปิโตรเคมีและน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน
ทำให้บริษัทฯ สามารถบริหารจัดการการผลิตเพื่อตอบสนองต่อราคาผลิตภัณฑ์ในตลาดโลกที่ผันผวนได้
อย่างไรก็ตาม จากการที่บริษัทฯ
ไม่มีการผลิตวัตถุดิบน้ำมันดิบเองและมีช่องทางการจำหน่ายผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปผ่านสถานีบริการเพียง
2 แห่งนั้น ก็อาจจะทำให้บริษัทฯ เสียเปรียบคู่แข่งได้หากเกิดการขาดแคลนวัตถุดิบ
รวมทั้งในกรณีที่ราคาของผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปต่ำลดต่ำลงมาก
เนื่องจากคู่แข่งที่มีโรงกลั่นน้ำมันและช่องทางจำหน่ายปลีกเป็นของตนเองจะสามารถชดเชยการขาดทุนจากการกลั่นได้จากผลกำไรจากการขายผลิตภัณฑ์ผ่านสถานีบริการ

3.1.1.4 การกำหนดราคาของผลิตภัณฑ์

  ราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปในประเทศอ้างอิงจากราคาตลาดจากประเทศสิงคโปร์ ณ
  ช่วงเวลาขณะนั้นของผลิตภัณฑ์

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

3.1.1.5 การส่งมอบผลิตภัณฑ์

บริษัทฯ จำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปให้แก่ลูกค้าที่หน้าโรงกลั่นโดยคิดราคาบนเงื่อนไข
Free on Board (FOB) สถานที่ตั้งของโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
ทำให้ผู้ซื้อผลิตภัณฑ์สามารถเข้าถึงเครือข่ายการส่งมอบผลิตภัณฑ์ได้โดยสะดวก
มีประสิทธิภาพสูงในการบริหารค่าใช้จ่าย โรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
เชื่อมต่อกับระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิด
สู่คลังน้ำมันในบริเวณตอนเหนือของกรุงเทพมหานครและภาคอีสาน ในปี 2551
ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปประมาณร้อยละ 43 ของยอดขายของบริษัทฯ
ได้ถูกจัดส่งจากผู้ซื้อไปยังลูกค้าของบริษัทฯ
โดยผ่านทางระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิดของ บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย
และทางท่อส่งน้ำมันที่เชื่อมระหว่าง บมจ. ปตท. และบริษัทฯ ในขณะที่อีกประมาณร้อยละ 49
ผ่านระบบการลำเลียงทางเรือบรรทุกที่ลูกค้าเป็นผู้เช่า และอีกร้อยละ 8 โดยการขนส่งทางรถยนต์
ซึ่งผู้ซื้อสามารถรับซื้อผลิตภัณฑ์ผ่านระบบการขนส่งผลิตภัณฑ์ที่หลากหลายจากบริษัทฯ
เพื่อให้ใกล้กับสถานที่ประกอบการของตน
และจัดส่งผลิตภัณฑ์ด้วยต้นทุนที่ต่ำไปยังตลาดที่สำคัญของผลิตภัณฑ์ซึ่งรวมถึง กรุงเทพมหานคร
และศูนย์กลางในภูมิภาคต่างๆ ของประเทศ

3.1.1.6 ข้อมูลเกี่ยวกับวัตถุดิบ

การจัดหาน้ำมันดิบ

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

ในปี 2551 บริษัทฯ นำเข้าน้ำมันดิบประมาณร้อยละ 86 ของมูลค่าน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
โดยบริษัทฯ ซื้อน้ำมันดิบส่วนใหญ่จากประเทศในภูมิภาคตะวันออกกลางร้อยละ 84 เช่น
สาธารณรัฐอาหรับเอมิเรตส์ โอมาน กาตาร์ และเยเมน
และบางส่วนจากประเทศในภูมิภาคเอเชียตะวันออกไกล (Far East) ร้อยละ 2 เช่น บรูไน
มาเลเซีย อินโดนีเซีย เวียดนามรวมถึงประเทศออสเตรเลีย ส่วนที่เหลืออีกประมาณร้อยละ 14
มาจากแหล่งในประเทศ ทั้งนี้ การเลือกใช้น้ำมันดิบจะขึ้นอยู่กับราคาและผลตอบแทนที่คาดว่าจะได้รับ
โดยบริษัทฯ มีความประสงค์จะเพิ่มการซื้อน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ
จากแหล่งภายในประเทศให้มากที่สุด
เนื่องจากมีคุณสมบัติที่เหมาะสมสำหรับกระบวนการกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
และเป็นราคาที่สามารถแข่งขันได้เนื่องจากมีต้นทุนการขนส่งที่ต่ำ

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

ตารางแสดงถึงมูลค่าน้ำมันดิบและวัตถุดิบอื่นๆ ที่ซื้อจากแหล่งต่างๆ

 หน่วย : ล้านบาท ยกเว้นอัตราร้อยละ

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

                          2548          ร้อยละ   2549      ร้อยละ   2550      ร้อยละ   2551      ร้อยละ

  ตะวันออกกลาง ⁽¹⁾         132,308       74      167,070   80      151,216   79      274,106   84

  เอเชียตะวันออกไกล (Far    11,001        6       4,158     2       3,451     2       5,982     2
  East) ⁽²⁾                                                                                   

  ประเทศไทย ⁽³⁾           30,063*       17      38,542*   18      36,922*   19      47,475*   14*

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

  รวม                     178,707       100     209,770   100     191,589   100     327,563   100
  ----------------------- ------------- ------- --------- ------- --------- ------- --------- -------

  หมายเหตุ: (1) ได้แก่ โอมาน สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ กาตาร์ เยเมน และอิหร่าน

  (2) ได้แก่ บรูไน มาเลเซีย อินโดนีเซีย เวียดนาม และออสเตรเลีย

  (3) ได้แก่ อ่าวไทย กำแพงเพชร ระยอง และชลบุรี

  (4) ได้แก่ ไนจีเรีย และอัลจีเรีย

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

วัตถุดิบอื่นๆ

บริษัทฯ ซื้อลอง เรสิดิว (Long Residue) จาก บมจ. ไออาร์พีซี
เพื่อนำมาเป็นวัตถุดิบสำหรับการผลิตน้ำมันหล่อลื่นของ บมจ. ไทยลู้บเบส นอกจากนี้ บริษัทฯ
ยังทำการนำเข้าสาร MTBE สารเติมแต่งอื่นๆ
และสีสำหรับผสมในผลิตภัณฑ์เพื่อให้ได้ตามความต้องการของตลาดและข้อกำหนดของรัฐบาล

3.1.1.7 สาธารณูปโภค

น้ำ 

บริษัทฯ รับน้ำดิบเพื่อใช้ในโรงกลั่นน้ำมันร้อยละ 40-50 จากบริษัท
จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (East Water)
โดยน้ำดิบจะมาจากอ่างเก็บน้ำหนองค้อในจังหวัดชลบุรี
และอ่างเก็บน้ำหนองปลาไหลในจังหวัดระยอง นอกจากนั้น บริษัทฯ
ยังรับน้ำดิบจากอ่างเก็บน้ำบางพระด้วยในสัดส่วนร้อยละ 15-20 โดยบริษัทฯ
ได้รับอนุญาตจากกรมชลประทานให้สูบน้ำจากอ่างเก็บน้ำบางพระได้ และบริษัทฯ
ยังผลิตน้ำจากหน่วยกลั่นน้ำทะเลเป็นน้ำจืด (Seawater Desalination Unit)
เพื่อสนองต่อความต้องการน้ำอีกประมาณร้อยละ 35-40 ของปริมาณน้ำที่ใช้ในโรงกลั่นน้ำมัน
โดยหน่วยกลั่นน้ำทะเลเป็นน้ำจืดแห่งนี้ได้ทำหน้าที่เป็นแหล่งจ่ายน้ำไปยังแหล่งผลิตไอน้ำเกือบทั้งหมดในโรงกลั่นน้ำมัน
นอกจากนี้ ยังมีน้ำจากกระบวนการผลิตของโรงกลั่นน้ำมัน เช่น น้ำ Demineralized น้ำ
Condensate และน้ำที่ผ่านการกรองด้วยถังกรองทรายและฆ่าเชื้อโรคแล้ว
สำหรับเป็นน้ำใช้พนักงานอีกด้วย

ไฟฟ้าและไอน้ำ 

บริษัทฯ จัดซื้อไฟฟ้าประมาณร้อยละ 46 ของความต้องการไฟฟ้าทั้งหมดและไอน้ำประมาณร้อยละ 13
ของความต้องการจาก บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์
ส่วนที่เหลือเป็นการผลิตภายในโรงกลั่นน้ำมันจากเชื้อเพลิงที่กลั่นได้ โดย บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์
มีข้อตกลงร่วมกับ กฟผ. ในการให้ กฟผ. เป็นแหล่งจ่ายไฟฟ้าสำรอง ในกรณีที่ บจ.
ไทยออยล์เพาเวอร์จ่ายไฟฟ้าให้กับบริษัทฯไม่เพียงพอ

ก๊าซธรรมชาติ

บมจ. ปตท. เป็นผู้จำหน่ายก๊าซธรรมชาติแต่เพียงผู้เดียวในประเทศ โดย บมจ. ปตท.
จำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้กับ

บจ. ไทยออยล์เพาเวอร์ และบจ. ผลิตไฟฟ้าอิสระ สำหรับการผลิตไฟฟ้าให้แก่บริษัทฯ
เพื่อการสนับสนุนการผลิต

สารเร่งปฏิกิริยา

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

3.1.1.8 การจัดการความเสี่ยง และความปลอดภัย

ตลอดระยะเวลาการดำเนินกิจการของบริษัทฯ ได้นำระบบบริหารความปลอดภัย Enhanced
Safety Management ซึ่งเป็นมาตรฐานการจัดการสากลมาใช้ในการดำเนินงาน
ควบคู่กับมาตรฐานระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก.18001
ดังนั้นเพื่อให้การบริหารงานด้านอาชีวอนามัย และความปลอดภัยที่มีประสิทธิภาพ
สอดคล้องกับนโยบายขององค์กร บริษัทฯ จึงจัดให้มีแผนงาน Action Plan
ขึ้นโดยมีการดำเนินงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัยประจำปี
เพื่อกำหนดเป็นแนวทางในการดำเนินงานทั้งนี้โดยมีดัชนีชี้วัดความสำเร็จ Key Performance
Index สำหรับทุกแผนงาน ภาพรวมการดำเนินงานด้านความปลอดภัยของบริษัทฯ มีสถิติ
ความปลอดภัยอยู่ในระดับดีกว่าค่าเฉลี่ยเทียบกับกลุ่มโรงกลั่น SGSi ( Shell benchmarking )

บริษัทฯ ตระหนักถึงความสำคัญของการบริหารการจัดการด้านอาชีวอนามัย และความปลอดภัย
อย่างต่อเนื่อง โดยเฉพาะในปี 2551 จัดให้มีแผนงานเพิ่มเติมนอกเหนือไปจากแผนงานในปี 2550
ที่สำคัญ อีก 4 เรื่อง คือ

1.  การประเมินระบบความปลอดภัยป้องกันและระงับอัคคีภัย Safety and Fire protection
    review

บริษัท ฯ ได้เชิญผู้เชี่ยวชาญจากบริษัท SGSi ประเทศเนเธอร์แลนด์
เพื่อทำการสำรวจและประเมินระบบความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัย ของบริษัทฯ
หลังจากโครงการขยายกำลังผลิต CDU-3 และหน่วยผลิตอื่นที่เกี่ยวข้อง
เนื่องจากมีการเพิ่มเติมอุปกรณ์การกลั่น การปรับเปลี่ยนขนาดของอุปกรณ์ และท่อต่างๆ
ผลจากการประเมินพบว่า บริษัทฯได้จัดให้มีการติดตั้งอุปกรณ์ใหม่ จัดระยะห่างของอุปกรณ์การกลั่น
อย่างเพียงพอ เพิ่มเติมอุปกรณ์ความปลอดภัย และเสริมระบบป้องกันระงับอัคคีภัยได้มาตรฐานสากล
และยอมรับได้ในระบบความปลอดภัยและมีความพร้อมรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินที่อาจเกิดขึ้นได้

1.  จัดให้มีโครงการประเมินความเสี่ยงที่มีผลต่อสุขภาพ Health Risk Assessment ( HRA )

บริษัทฯตระหนักดีว่า การควบคุมดูแลและป้องกันอันตรายต่อสุขภาพของพนักงาน เป็นเรื่องที่สำคัญ
เนื่องจากพนักงานเป็นทรัพยากรที่จะผลักดันให้บริษัทฯ ดำเนินธุรกิจได้อย่างมีประสิทธิผล
จึงได้จัดทำโครงการประเมินความเสี่ยงที่มีผลต่อสุขภาพ Health Risk Assessment ( HRA )
โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อประเมินอันตรายที่อาจส่งผลกระทบต่อสุขภาพของผู้ปฏิบัติงาน
และใช้ในการดำเนินการจัดการความเสี่ยง ได้แก่การวางแผนลดความเสี่ยง
การควบคุมความเสี่ยงและติดตามความเสี่ยงต่อสุขภาพของผู้ปฏิบัติงานอย่างเป็นระบบ
ผลจากการจัดทำโครงการในปี 2551 ทำให้พนักงานมีความมั่นใจและรู้สึกปลอดภัยในการทำงาน
และเชื่อมั่นในระบบการป้องกันความปลอดภัยที่มีอยู่ อย่างไรก็ตามโครงการ HRA
จะเสร็จสมบูรณ์ในปี 2552

ทั้งนี้การประเมินความเสี่ยงที่มีผลต่อสุขภาพ Health Risk Assessment ( HRA )
ได้ใช้หลักเกณฑ์การประเมินของ SGSi และ

สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย

2.  ปรับปรุงระบบใบอนุญาตให้ทำงาน Safety permit ผ่านระบบ computer ( e-Permit )

สำหรับโครงการปรับปรุงระบบใบอนุญาตให้ทำงาน Safety permit ผ่านระบบ computer (
e-Permit ) นั้นมีวัตถุประสงค์ที่จะพัฒนาระบบใบอนุญาตให้ทำงานจากเดิมที่เป็นแบบฟอร์มกระดาษ
นำเข้าสู่ระบบ computer
เพื่อช่วยในการบริหารจัดการความเสี่ยงในการออกใบอนุญาตให้ทำงานที่มิได้เป็นการทำงานปกติ
แต่เป็นงานที่มีความเสี่ยง เช่นงานซ่อมบำรุงในที่อับอากาศ งานตัดและการเชื่อมโลหะ
การซ่อมบำรุงในขณะที่หน่วยกลั่นยังเดินเครื่องอยู่ ซึ่งผลจากการปรับปรุงมาใช้ระบบ computer
e-permit นั้นผู้ที่มีหน้าที่ออกใบอนุญาตให้ทำงาน
สามารถตรวจสอบสถาน~~ะ~~ภาพทุกขั้นตอนของใบอนุญาตว่าขณะนั้นอยู่ในขั้นตอนใด
และฝ่ายบริหารสามารถเข้าไปตรวจสอบจำนวนประเภทของงานที่มีความเสี่ยงสูงที่ได้รับอนุญาตให้ทำงานนั้นกระจายอยู่ในพื้นที่ใดบ้าง
และการนำระบบ e-permit มาใช้นั้นช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายในด้านเอกสารได้อย่างมาก
และเสริมให้การจัดเก็บระบบใบอนุญาตอย่างเป็นระบบสามารถค้นหาประเภทของใบอนุญาตได้อย่างรวดเร็ว
โดยสามารถจำแนกระดับของความเสี่ยงงานในระดับต่างๆกันได้
ช่วยให้การบริหารจัดการงานที่ต้องใช้ใบอนุญาตให้ทำงานมีประสิทธิภาพ

3.  การพัฒนาด้านการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย สำหรับกลุ่มบริษัทเครือไทยออยล์ Shared
    service

บริษัทฯ ได้จัดทำแผนงานการการพัฒนาด้านการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย
สำหรับกลุ่มบริษัทเครือไทยออยล์ โดยปรับการจัดองค์กรใหม่เพื่อเพิ่มศักยภาพการบริหารจัดการ
ด้านความปลอดภัยของเครือไทยออยล์ ประกอบด้วย บจ. ไทยพาราไซลีน บมจ.ไทยลู้บเบส
และบจ. ไฟฟ้าอิสระ ซึ่งมีพื้นที่ติดกันให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
และพร้อมจะสนับสนุนงานด้านความปลอดภัยซึ่งกันและกัน
โดยจัดให้มีการรวมกลุ่มบุคลากรกลางสนับสนุนงานด้านการซ่อมบำรุงอุปกรณ์ความปลอดภัย
งานด้านการฝึกอบรม ประสานงานการจัดทำแผนฉุกเฉิน และขยายทีมดับเพลิงส่วนกลาง
ซึ่งเป็นการเสริมศักยภาพและการทำงานด้านความปลอดภัยของทุกบริษัทในเครือไทยออยล์ให้มีความเข้มแข็งมากยิ่งขึ้น
ซึ่งจะเป็นการขยายศักยภาพของบุคคลากรด้านนี้
และช่วยในการพัฒนาเจ้าหน้าที่ความปลอดภัยวิชาชีพในกลุ่มได้พัฒนาความรู้ ความสามารถ
และประสบการณ์ อันจะเป็นกำลังสำคัญในการพัฒนากลุ่มวิชาชีพความปลอดภัยต่อไป

นอกจากนี้ในปี 2551 บริษัทฯ ได้รับรางวัล Zero Accident จากกระทรวงแรงงาน
โดยมีชั่วโมงการทำงานสะสมรวมกว่า 8 ล้านชั่วโมงคน
และเป็นโรงกลั่นน้ำมันแห่งเดียวในประเทศไทยที่ได้รับรางวัลดังกล่าว

บริษัทฯ ได้รับการคัดเลือกให้ทำหน้าที่เป็นประธานในคณะทำงานเกี่ยวกับแผนฉุกเฉิน Emergency
Response ของสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
ซึ่งมีวัตถุประสงค์ในการสนับสนุนการบริหารจัดการด้านความปลอดภัยและการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินของกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
และบริษัทฯ ยังเป็นศูนย์รวมทางด้านวิชาการ และเทคโนโลยีการบริหารงานด้านอาชีวอนามัย
ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัย จึงมีหน่วยงานภาครัฐ เอกชน
และสถานศึกษาทั้งในและต่างประเทศขอเข้าเยี่ยมชม และเชิญบุคลากรของบริษัทฯ
ไปบรรยายและสาธิต ตลอดจนร่วมเป็นคณะกรรมการร่างข้อกำหนด กฎหมาย
ที่เกี่ยวข้องกับการบริหารงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัยอย่างต่อเนื่อง

3.1.1.9 การสนับสนุนด้านเทคโนโลยี

บริษัทฯ มีการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตให้ก้าวหน้าทันสมัยอยู่เสมอ ทั้งในด้านคุณสมบัติของวัตถุดิบ
คุณภาพของผลิตภัณฑ์ การปรับปรุงกระบวนการผลิต
การพัฒนามาตรฐานการรักษาความปลอดภัยในกระบวนการผลิต
การสร้างระบบควบคุมการผลิตให้มีประสิทธิภาพเพื่อดูแลรักษากระบวนการผลิตให้มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น
เป็นการเพิ่มพูนโอกาสในการทำกำไรและรักษาความได้เปรียบในการแข่งขัน

ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 ฝ่ายเทคโนโลยี (Technology Department) ของบริษัทฯ
มีพนักงานจำนวนทั้งสิ้น 44 คน โดยเป็นวิศวกรผลิตจำนวนทั้งสิ้น 32 คน วิศวกรระบบควบคุม 6 คน
ผู้เชี่ยวชาญด้านสิ่งแวดล้อม 4 คน และผู้ชำนาญการ 2 คน หน้าที่รับผิดชอบหลัก 4 อย่างดังนี้

- กำกับดูแลและพัฒนากระบวนการผลิต ติดตามความก้าวหน้าทางเทคโนโลยี

- วางแผนการผลิตทั้งระยะสั้นและระยะยาว และให้คำแนะนำในการพัฒนาโอกาสทางธุรกิจ

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

- ตรวจติดตามทางเทคนิคการใช้พลังงานและการสูญเสีย

- ทำการเปรียบเทียบอ้างอิง (Benchmarking)
กับโรงกลั่นทั่วโลกเพื่อประเมินประสิทธิภาพในการกลั่นในทุกด้าน เพื่อ

  พัฒนาศักยภาพของโรงกลั่นให้ดียิ่งขึ้น

- การติดตามกำกับดูแลสภาวะแวดล้อมทั้งด้านน้ำ อากาศ และเสียง
รวมถึงการบริหารจัดการกากของเสียโรงงานให้

  เป็นไปตามข้อกำหนดของกฎหมายและหาทางป้องกันเพื่อไม่ก่อให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนข้างเคียงโรงกลั่น

ฝ่ายเทคโนโลยีจะทำงานร่วมกับฝ่ายการพาณิชย์ ฝ่ายผลิต
และฝ่ายวิศวกรรมอย่างใกล้ชิดในการตัดสินใจเกี่ยวกับการจัดการการผลิตอย่างมีประสิทธิภาพตลอดทุกขั้นตอนการผลิต
ตั้งแต่การเลือกชนิดของน้ำมันดิบ การควบคุมกำลังการผลิต การกำหนดชนิดและปริมาณของผลิตภัณฑ์
การควบคุมคุณภาพของผลิตภัณฑ์
ตลอดจนการกำหนดช่วงเวลาบำรุงรักษากระบวนการผลิตที่เหมาะสมที่จะส่งผลกระทบต่อธุรกิจให้
น้อยที่สุด

นอกจากนี้แล้ว บริษัทฯ ได้ทำสัญญาเพื่อรับบริการด้านเทคนิค (Technical Service Agreement
: TSA) กับบริษัท Shell Global Solutions International B.V. (SGSi) มีระยะสัญญา
5 ปี เพื่อเป็นเครือข่ายในการแลกเปลี่ยนความรู้ข้อมูลทางเทคนิค
การเปรียบเทียบอ้างอิงประสิทธิภาพการดำเนินงานกับโรงกลั่นในสังกัด Shell ทั่วโลกประมาณ 50
แห่ง และปรึกษาหารือในการแก้ไขปัญหาทางวิศวกรรมของกระบวนการผลิต
การปรับปรุงมาตรฐานทางวิศวกรรมและความปลอดภัย ตลอดจนการฝึกอบรมพนักงาน ของบริษัทฯ
รวมถึงบริษัทในเครือในก้าวทันต่อเทคโนโลยี เพื่อเร่งพัฒนาวิศวกรให้มีศักยภาพสูงขึ้น

3.1.1.10 การประกันภัย

  บริษัทฯ มีกรมธรรม์ประกันภัยที่ครอบคลุมดังนี้

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

-   ความรับผิดต่อบุคคลภายนอก (Third Party) และความรับผิดจากผลิตภัณฑ์ (Product
    Liability)

-   สรรพภัย (All Risks) สำหรับทรัพย์สินอื่นๆ

-   การประกันภัยความรับผิดของกรรมการและพนักงานบริษัท (Directors & Officers)

รายละเอียดของความคุ้มครองของกรมธรรม์ประกันภัยสรุปพอสังเขปได้ดังนี้

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

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

3.1.1.11 ข้อบังคับด้านสิ่งแวดล้อม

ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2504 เป็นต้นมา การดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ ตามข้อบังคับด้านสิ่งแวดล้อม นั้น
บริษัทฯ ได้ยึดถือและปฏิบัติตามกฎหมายและข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมมาโดยตลอด
โดยได้ปฏิบัติตามกฎหมายเกี่ยวกับโรงงาน การดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับปิโตรเลียม
การเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง การเดินเรือ และการสาธารณสุข
ซึ่งกฎหมายและข้อกำหนดที่กล่าวถึงนั้น จะมีบทบัญญัติที่เกี่ยวกับสิ่งแวดล้อม
ให้ยึดถือและปฏิบัติตามในทุกฉบับ จนกระทั่งเมื่อปี พ.ศ. 2518
ประเทศไทยได้มีกฎหมายเกี่ยวกับการจัดการสิ่งแวดล้อม ออกมาบังคับใช้เป็นครั้งแรก
คือพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ และต่อมา
เพื่อให้มีการพัฒนาปรับปรุงอำนาจของภาครัฐ และกลไกในการดูแลรักษาจัดการทรัพยากรธรรมชาติ
และสิ่งแวดล้อมให้มีประสิทธิภาพ และยั่งยืนมากยิ่งขึ้น
จึงได้มีการตราพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ขึ้นอีกครั้งในปี พ.ศ.
2535 หลังจากนั้น เพื่อเพิ่มศักยภาพให้ภาครัฐ และราษฎรมีบทบาท
มีส่วนร่วมในการดูแลรักษาปกป้องทรัพยากรธรรมชาติ และสิ่งแวดล้อม
จึงได้มีการบัญญัติหน้าที่ของรัฐบาลและสิทธิของประชาชนในการบริหารจัดการและพัฒนาแหล่งธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
ลงในรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยปี 2540 ในหมวด 5 มาตรา 79
และรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยปี 2550 มาตรา 56, 57, 66, 67 และ 290
ที่มีการบัญญัติถึงสิทธิของประชาชนเกี่ยวกับการรับรู้ข้อมูลข่าวสาร
และการมีส่วนร่วมของประชาชนในการดำเนินกิจกรรมต่างๆ มากขึ้น
จากข้อบังคับด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มงวดขึ้นมาตามลำดับ และมุมมองที่ภาครัฐและประชาชน
พิจารณาถึงผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ ในทุกด้าน บริษัทฯ
จึงได้ทำการศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม และผลกระทบสิ่งแวดล้อมทางสังคม
ในกระบวนการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ทั้งจากการดำเนินธุรกิจในสภาวะปกติ
และก่อนดำเนินการสร้าง หรือติดตั้งส่วนขยาย หรือส่วนเพิ่มเติมเปลี่ยนแปลง
เพื่อเป็นการศึกษาผลกระทบของกิจกรรมที่มีต่อสิ่งแวดล้อมและสังคมภายนอก
และสร้างความมั่นใจว่าโรงงานที่ดำเนินงานอยู่
และก่อสร้างใหม่จะดำเนินงานได้โดยเกิดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชนท้องถิ่นน้อยที่สุดโดยกำหนดเป็นนโยบายด้านสิ่งแวดล้อมและสังคมหลักที่บริษัทฯ
ใช้ในการดำเนินการด้านสิ่งแวดล้อมและสังคมตลอดมา

นโยบายสิ่งแวดล้อมและสังคมหลักของบริษัทฯ
คือการดำเนินการให้เป็นไปตามข้อบังคับที่เกี่ยวข้องทั้งหมด การลดผลกระทบต่างๆ
จากกิจกรรมต่างๆ ของโรงกลั่นน้ำมันที่มีต่อสิ่งแวดล้อม และการสร้างความมั่นใจว่าบริษัทฯ
ดำเนินการด้วยความรับผิดชอบต่อสังคม บริษัทฯ
เห็นว่าการดำเนินกิจกรรมภายในโรงกลั่นด้วยความรับผิดชอบต่อสิ่งแวดล้อม ความปลอดภัย
และรับผิดชอบต่อสังคม เป็นหลักการที่สำคัญต่อการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ
เพื่อให้บรรลุตามเป้าหมาย บริษัทฯ
ได้ดำเนินมาตรการควบคุมมลภาวะและมาตรการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมรวมทั้งการนำเทคโนโลยีที่ทันสมัยมาใช้ในการลดปริมาณของเสียที่ออกจากโรงกลั่น
เช่น หน่วยกำจัดสารปรอทจากคอนเดนเสท (Mercury Adsorption Unit)
หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนจากก๊าซ (Sour Gas Treating Units) หน่วยแยกกำมะถัน (Sulfur
Recovery Units และ Shell Claus Off-Gas Treating Unit )
หน่วยกำจัดสารปนเปื้อนจากน้ำ (Sour Water Stripper Units)
และการก่อสร้างปล่องระบายอากาศเสีย (Flue Gas Stacks) ความสูงถึง 140
เมตรสำหรับการปล่อยไอเสียให้กระจายตัวในระดับสูงเพื่อลดผลกระทบต่อคุณภาพอากาศชั้นพื้นดิน
ตรวจสอบ และควบคุมแหล่งกำเนิดมลภาวะทางอากาศในระดับพื้นดิน
การติดตามตรวจสอบและเฝ้าระวังสารอินทรีย์ระเหยง่ายในพื้นที่
สร้างระบบบำบัดน้ำทิ้งโดยใช้เทคโนโลยี Denitrification Nitrification Biotreater
ซึ่งเป็นเทคโนโลยีทางชีวภาพที่มีขีดความสามารถในการบำบัดคุณภาพน้ำทิ้งได้เป็นอย่างดี
เพื่อให้มั่นใจว่าคุณภาพน้ำทิ้งสอดคล้องตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมก่อนปล่อยออกไปนอกโรงกลั่น
นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังได้มีมาตรการในการบริหารจัดการวัสดุที่ไม่ใช้แล้วและกากอุตสาหกรรม
อย่างเป็นระบบและเป็นไปตามมาตรฐานสากลตลอดมา

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

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

2.  การประกอบธุรกิจปิโตรเคมี

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

บจ. ไทยพาราไซลีน ถือหุ้นโดย บริษัทฯ ร้อยละ 100 โรงงานตั้งอยู่บนเนื้อที่ 92 ไร่
บริเวณใกล้โรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์ อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี ก่อสร้างแล้วเสร็จเมื่อปลายปี
2544 และเริ่มการผลิตในเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2545

ซึ่งในปี 2551 นี้ บริษัทไทยพาราไซลีน จำกัด
ได้เสร็จสิ้นโครงการขยายโรงงานประมาณเดือนพฤษภาคม ทำให้ บริษัท ฯ
มีกำลังการผลิตพาราไซลีนเพิ่มขึ้นเป็น 489,000 ตันต่อปี
โดยมีมิกซ์ไซลีนส่วนที่เหลือสำหรับการจัดจำหน่ายอีกประมาณ 90,000 ตันต่อปี
และมีกำลังการผลิตสารเบนซีนจำนวนประมาณ 177,000 ตันต่อปี และโทลูอีน 144,000 ตันต่อปี
โดยจะขายในประเทศประมาณ 46 % และส่งออกไปต่างประเทศประมาณ 54%

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

กระบวนการผลิต 

[]

กระบวนการผลิตประกอบด้วยหน่วยการผลิตที่สำคัญดังนี้

หน่วย Mixed Xylene

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

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

หน่วยผลิตพาราไซลีน

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

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

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

หน่วย Tatoray

เดิมหน่วยนี้คือ Semi-regeneration platforming ซึ่งหยุดเดินเครื่องมาเป็นเวลานาน
ดังนั้นเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด จึงได้ทำการปรับปรุงหน่วยนี้ เป็นหน่วย Tatory

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

นอกจากนี้หน่วย Tatoray จะให้ผลพลอยได้เป็นก๊าซเชื้อเพลิง ก๊าซเชื้อเพลิงที่มีไฮโดรเจนสูง และ
Unstabilized LPG ซึ่งจะส่งให้แก่โรงกลั่นไทยออยล์

หน่วย Sulfolane และหน่วย Benzene-Toluene Fractionation

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

ผลิตภัณฑ์ต่าง ๆ ที่ผลิตได้ จะถูกส่งไปเก็บไว้ในถังในกระบวนการผลิต เพื่อตรวจสอบคุณภาพ
ก่อนส่งไปยังถังเก็บผลิตภัณฑ์
เพื่อรอการจำหน่ายโดยการขนส่งทางเรือผ่านท่าเทียบเรือของไทยออยล์

 3.1.3 การประกอบธุรกิจน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน 

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

กระบวนการผลิต

[]

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

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

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

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

หน่วยแยกไขพาราฟิน (Solvent Dewaxing Unit)
ทำหน้าที่แยกไขพาราฟินออกจากน้ำมันบำบัดด้วยไฮโดรเจน
ได้เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่มีจุดไหลเทต่ำ ได้มาตรฐานสากล
พร้อมจำหน่ายเพื่อนำไปใช้งานต่อไป

  ผลิตภัณฑ์

  น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

ผลิตภัณฑ์น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานมี 4 ชนิดจำแนกตามความหนืด ได้แก่ 60 SN, 150 SN, 500 SN,
และ 150 BS สามารถผลิตเป็นผลิตภัณฑ์ได้นับร้อยๆชนิด
ผู้ผลิตน้ำมันหล่อลื่นจะผสมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเข้าด้วยกันกับสารเติมแต่งตามสูตรสำหรับผลิตน้ำมันหล่อลื่นชนิดต่างๆซึ่งอาจจำแนกได้ดังนี้

-   น้ำมันเครื่องยนต์ (Engine Oil) เช่น น้ำมันเครื่องสำหรับเครื่องยนต์ที่ใช้น้ำมันเบนซิน
    น้ำมันดีเซล น้ำมันเกียร์ น้ำมันสำหรับอุปกรณ์ถ่ายส่งกำลัง

-   น้ำมันเรือ (Marine Oil) เช่น น้ำมันเครื่องสำหรับเครื่องยนต์ดีเซลหมุนช้า

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

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

   ยางมะตอย

  ใช้ในงานสร้างทาง ลาดถนน

  ผลิตภัณฑ์พลอยได้

  สารอะโรมาติกส์ (Extract)               ใช้ในผลิตภัณฑ์ยาง เช่น ยางรถยนต์
  ยางขอบกระจก พื้นรองเท้า เป็นต้น

  สารอะโรมาติกส์มลพิษต่ำ (TDAE) ใช้ในผลิตภัณฑ์ยาง ตามข้อบังคับของกลุ่มประเทศ EU

  VGO                                      เป็นวัตถุดิบในการผลิตน้ำมันดีเซล

  กำมะถัน                                            
  เป็นวัตถุดิบในการผลิตผงซักฟอก กรดกำมะถัน

  ไขพาราฟิน                                        
   เป็นวัตถุดิบในการผลิตเทียนไข เครื่องสำอาง และใช้เคลือบกระดาษภาชนะบรรจุ

  หีบห่อ

  แนฟทา                                                
  เป็นวัตถุดิบในการผลิตน้ำมันเบนซิน และน้ำมันอากาศยาน

3.1.4 การประกอบธุรกิจการผลิตไฟฟ้า 

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

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

 3.1.5 ธุรกิจการขนส่งผลิตภัณฑ์น้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี 

บจ. ไทยออยล์มารีน ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100
เป็นบริษัทที่ดำเนินธุรกิจขนส่งผลิตภัณฑ์น้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีด้วยเรือขนส่งทางน้ำทั้งภายในและต่างประเทศ
ในปัจจุบัน บจ. ไทยออยล์มารีน เป็นเจ้าของเรือบรรทุกน้ำมันและปิโตรเคมีขนาดใหญ่จำนวน 6 ลำ
ที่มีความสามารถในการบรรทุกรวมได้ประมาณ 61,000 ตันบรรทุก (Deadweight Ton)
โดยเน้นการให้บริการขนส่งในภูมิภาคเอเชีย เช่น เวียดนาม สิงคโปร์ อินโดนีเซีย
สาธารณรัฐประชาชนจีน เกาหลีใต้ อินเดีย พม่า ฟิลิปปินส์ และ บังคลาเทศ
ซึ่งได้รับการยอมรับจากลูกค้ารายใหญ่ เช่น เชลล์ บีพี และเชฟรอน โดยลูกค้าของ บจ.
ไทยออยล์มารีน ได้แก่ กลุ่ม ปตท. และผู้ค้าต่างประเทศอื่นๆ (International Traders)

บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย ซึ่งบริษัทฯ ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 9.19
เป็นบริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อด้วยระบบท่อลำเลียงที่สามารถขนส่งผลิตภัณฑ์ได้หลายชนิด
(Multiple-Product Pipeline) ขนาดความยาว 255 กิโลเมตร
โดยสามารถขนส่งน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบิน และน้ำมันดีเซล
จากสถานีส่งน้ำมันต้นทางที่อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี ซึ่งใกล้กับโรงกลั่นน้ำมันของบริษัทฯ
และโรงกลั่นน้ำมันของเอสโซ่ เพื่อลำเลียงไปยังคลังปลายทางที่อำเภอลำลูกกา จังหวัดปทุมธานี
และที่อำเภอเสาไห้ จังหวัดสระบุรี นอกจากนี้ บจ. ท่อส่งปิโตรเลียมไทย
ยังได้ขยายเครือข่ายระบบท่อเพิ่มเติมอีก 2 เส้นทาง ได้แก่ 
โครงการต่อท่อเชื่อมลำลูกกา-สนามบินสุวรรณภูมิ (Airport Dedicated Line) ระยะทางยาว
37.5 กิโลเมตร เพื่อให้บริการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบินจากคลังน้ำมันที่อำเภอลำลูกกา
จังหวัดปทุมธานี ไปยังท่าอากาศยานสุวรรณภูมิ และโครงการต่อท่อเชื่อมมาบตาพุด-ศรีราชา (MTP
Feederline) ระยะทางยาว 67 กิโลเมตร
ซึ่งเชื่อมต่อท่อลำเลียงจากท่อหลักจากอำเภอศรีราชาไปยังเขตมาบตาพุดเพื่อใช้ในการรับผลิตภัณฑ์น้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมัน
PTTAR

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

  3.1.6 ธุรกิจด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ

บจ. พีทีที ไอซีที โซลูชั่น ซึ่งบริษัทฯ เข้าไปถือหุ้นอยู่ร้อยละ 20 ในเดือนกรกฎาคม 2549
เป็นบริษัทที่จัดขึ้นตามนโยบายการสร้างความร่วมมือ และเพิ่มมูลค่าภายในกลุ่ม ปตท.
ด้วยการบริหารจัดการและลงทุนด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ
และให้บริหารทางด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ และการสื่อสารอย่างมีประสิทธิภาพ
ซึ่งจะประกอบด้วยการวางระบบ การให้คำปรึกษา การจัดหา และการจัดส่งบุคลากร
เพื่อดูแลและให้บริการทางด้านเทคโนโลยีสารสนเทศ และการสื่อสาร ซึ่งในช่วงแรกจะให้บริการแก่
บมจ. ปตท. และกลุ่มปตท. ในอนาคตจะให้บริการแก่บุคคลภายนอก

1.  ภาวะอุตสาหกรรมและการแข่งขัน

ภาวะตลาดและเศรษฐกิจโลก

สถานการณ์ทางเศรษฐกิจโลกที่ชะลอตัวลงเริ่มต้นมาจากปัญหาสินเชื่ออสังหาริมทรัพย์ด้อยคุณภาพในสหรัฐฯ
เมื่อเดือน

สิงหาคม 2550 ส่งผลให้ราคาอสังหาริมทรัพย์ในสหรัฐฯ ตกต่ำ และสถาบันการเงินต่างๆ ในสหรัฐฯ
ต้องขาดทุนจำนวนมากจากการตัดหนี้สูญ สถานการณ์ดังกล่าวได้ทวีความรุนแรงขึ้น
จนกระทั่งการล้มสลายของ ลีห์แมน บราเธอร์ (Lehman Brothers)
บริษัทวานิชธนกิจขนาดใหญ่ของสหรัฐฯ เมื่อเดือน กันยายน 2551
ได้จุดฉนวนวิกฤตการเงินของสหรัฐฯ ขึ้น จากนั้นก็ได้แผ่ขยายไปยังภูมิภาคอื่นๆ
ทั่วโลกและลุกลามต่อไปยังภาคธุรกิจอื่นๆ เนื่องจากธนาคารไม่ปล่อยวงเงินสินเชื่อ
รวมทั้งการบริโภคของประชาชนลดลงจากภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำลงและราคาน้ำมันที่อยู่ในระดับสูง
ซึ่งความกังวลเกี่ยวกับภาวะเศรษฐกิจถดถอยที่มีมากขึ้นเรื่อยๆนั้น
ได้ส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นของนักลงทุนทั้งในตลาดสินค้าโภคภัณฑ์และตลาดหลักทรัพย์ทั่วโลก
ที่ต่างพากันปรับตัวลดลงอย่างมากในช่วงปลายปีที่ผ่านมา

กองทุนการเงินระหว่างประเทศ คาดการณ์ไว้ว่า เศรษฐกิจโลกในปี 2552 จะเติบโตเพียงร้อยละ
0.5* เมื่อเทียบกับปี 2551

ที่ร้อยละ 3.7 โดยประเทศต่างๆ
ได้พยายามหามาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจและปรับลดอัตราดอกเบี้ยนโยบายของธนาคารกลาง
ซึ่งคาดการณ์ว่ามาตรการและนโยบายดังกล่าวจะช่วยลดความรุนแรงของวิกฤตการเงินโลก
และส่งผลให้ความต้องการบริโภคของประชาชนปรับเพิ่มขึ้นได้

*คาดการณ์เมื่อวันที่ 28 มกราคม 2552

ภาวะอุตสาหกรรมน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป

[]

  ในปี 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์มีความผันผวนอย่างมาก
  โดยราคาน้ำมันดิบ

ดูไบได้ปรับตัวสูงขึ้นไปถึง 140 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลเมื่อกลางเดือน กรกฎาคม ที่ผ่านมา
(ปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 57 นับจากต้นปี) จากนั้นราคาได้ปรับตัวลดลงอย่างรวดเร็ว
โดยราคาน้ำมันดิบดูไบปรับลดลงมาอยู่ที่ระดับราคาเพียง 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลเมื่อสิ้นปี
ซึ่งผลจากราคาน้ำมันที่ปรับสูงขึ้นในช่วงครึ่งปีแรกนั้น
ได้ส่งผลกระทบโดยตรงต่ออุปสงค์น้ำมันสำเร็จรูป
ทำให้ผู้บริโภคปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการบริโภครวมทั้งหันมาใช้พลังงานทางเลือกมากขึ้น
แม้ว่าในปัจจุบัน ราคาน้ำมันได้ปรับตัวลดลงอย่างมากแล้วก็ตาม
แต่ความต้องการใช้น้ำมันยังคงปรับลดลง
ทั้งนี้เนื่องจากภาวะชะลอตัวทางเศรษฐกิจและปัญหาวิกฤตการเงินโลก

ปัจจัยสำคัญที่ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมันดิบดูไบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์ในปี 2551

  ภาวะเศรษฐกิจ

เศรษฐกิจโลกในช่วงครึ่งปีแรกยังคงเติบโตในระดับสูง
ส่งผลให้อุปสงค์น้ำมันเติบโตเพิ่มขึ้นอย่างมากโดยเฉพาะในภูมิภาคเอเชีย อย่างไรก็ตาม
ผลกระทบจากวิกฤตการเงินโลกส่งผลให้เศรษฐกิจโลกเข้าสู่ภาวะเศรษฐกิจถดถอย

  อุปสงค์น้ำมันสำเร็จรูป

จีน อินเดียและตะวันออกกลางยังมีความต้องการใช้น้ำมันสูง แม้ว่าในช่วงราคาน้ำมันแพง
เนื่องมาจากรัฐบาลตรึงราคาขายปลีกในประเทศไว้
และการจัดการแข่งขันกีฬาโอลิมปิกที่กรุงปักกิ่งในเดือน สิงหาคม
ส่งผลให้จีนนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปจำนวนมาก เพื่อป้องกันการขาดแคลน แต่ภาวะเศรษฐกิจถดถอย
ส่งได้ผลให้การบริโภคน้ำมันปรับลดลง
โดยผู้บริโภคมีการปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการบริโภคและเปลี่ยนมาใช้พลังงานทางเลือกอื่นมากขึ้น

  อุปทานน้ำมันดิบ

ในช่วงครึ่งปีแรก อุปทานน้ำมันดิบโลกค่อนข้างตึงตัว โดยเฉพาะการผลิตจากผู้ผลิตนอกกลุ่มโอเปก
เช่น เม็กซิโก และรัสเซีย ที่เติบโตไม่ทันกับความต้องการ เนื่องจากนโยบายชาตินิยม
การกีดกันการลงทุนของต่างชาติ และแหล่งผลิตเดิมให้ผลผลิตลดลงเรื่อยๆ อย่างไรก็ตาม
ความตึงตัวของอุปทานน้ำมันดิบเริ่มคลี่คลายลง หลังจากที่อุปสงค์น้ำมันดิบโลกปรับลดลงมาก
ซึ่งส่งผลให้โอเปกจำเป็นต้องปรับลดกำลังการผลิตถึง 4.2 ล้านบาร์เรลต่อวันในช่วงปลายปี 2551
เพื่อให้อุปสงค์และอุปทานน้ำมันดิบมีความสมดุลกัน

  การเก็งกำไรของกองทุน

กองทุนเฮดจ์ฟันด์และกองทุนอื่นๆได้เคลื่อนย้ายเงินลงทุนมายังตลาดสินค้าโภคภัณฑ์ (รวมทั้งน้ำมัน)
เพื่อเก็งกำไรในช่วงครึ่งแรกของปี จากการคาดการณ์ว่าอุปทานน้ำมันดิบโลกจะตึงตัวต่อเนื่องไปอีก
และเพื่อป้องกันความเสี่ยงจากค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนค่าลง แต่จากวิกฤตการเงินโลก
ส่งผลให้กองทุนหลายแห่งต้องปิดตัว และกองทุนต้องเทขายสัญญาซื้อขายน้ำมันล่วงหน้า
รวมทั้งหันไปลงทุนในหลักทรัพย์อื่นที่มีความเสี่ยงน้อยกว่าแทน ตลอดจนค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ
ที่แข็งค่าขึ้นมากในช่วงเดือน สิงหาคมเป็นต้นมา
ส่งผลให้แรงจูงใจที่จะลงทุนในน้ำมันเพื่อป้องกันความเสี่ยงจากการอ่อนค่าของเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ
มีน้อยลง

  สถานการณ์การเมืองภายในประเทศผู้ผลิตน้ำมันดิบ

ปัญหาความไม่สงบภายในไนจีเรีย และความขัดแย้งระหว่างตุรกีและอิรัก
รวมทั้งปัญหาโครงการพัฒนานิวเคลียร์ในอิหร่าน
ส่งผลต่อความกังวลเกี่ยวกับความไม่แน่นอนของอุปทานน้ำมันดิบในช่วงครึ่งแรกของปีซึ่งเป็นช่วงเวลาปริมาณน้ำมันดิบสำรองคงคลังทั่วโลกอยู่ในระดับต่ำ

  สภาพภูมิอากาศ

ฤดูหนาวที่มาล่าช้ากว่าปกติในช่วงต้นปี
ส่งผลให้อุปทานน้ำมันดีเซลที่ใช้ทำความร้อนมีไม่เพียงพอกับความต้องการ
และผลักดันให้ราคาน้ำมันดีเซลปรับตัวสูงขึ้นมากในช่วงครึ่งปีแรก นอกจากนี้ในปี 2551
เกิดพายุเฮอริเคนที่มีความรุนแรงขึ้นหลายลูกในบริเวณมหาสมุทรแอตแลนติก
ส่งผลให้การผลิตน้ำมันดิบและโรงกลั่นในบริเวณอ่าวเม็กซิโกต้องหยุดการดำเนินการชั่วคราว
และปริมาณน้ำมันสำรองคงคลังของสหรัฐฯปรับลดลงมากในช่วงเวลาหลังจากนั้น

ในปี 2552 สำนักงานพลังงานสากล คาดการณ์ว่าอุปสงค์น้ำมันสำเร็จรูปของโลกในปี 2552
จะปรับตัวลดลงอีก 980,000 บาร์เรลต่อวัน จากปี 2551 มาอยู่ที่ประมาณ 84.7
ล้านบาร์เรลต่อวัน โดยที่ความต้องการใช้น้ำมันในสหรัฐฯ และยุโรปจะปรับลดลงอย่างมาก
ในขณะที่อุปสงค์น้ำมันของจีนจะเติบโตเพียงร้อยละ 1.1 อย่างไรก็ตาม คาดว่า
แนวโน้มการใช้น้ำมันน่าจะเริ่มปรับเพิ่มขึ้นในช่วงครึ่งหลังของปี 2552
หลังจากที่ภาวะเศรษฐกิจโลกเริ่มส่งสัญญาณที่ดีขึ้น
โดยโอเปกน่าจะมีบทบาทสำคัญในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันในตลาดปี 2552
นอกจากนี้โครงการการลงทุนเกี่ยวกับพัฒนาสำรวจและขุดเจาะน้ำมันแหล่งใหม่ๆในประเทศต่างๆอาจจะต้องล่าช้าออกไป
ถ้าราคาน้ำมันอยู่ในระดับที่ต่ำทำให้ไม่คุ้มกับการลงทุน

ภาวะเศรษฐกิจและตลาดน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศ

จากตัวเลขของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ
อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจของประเทศไทยในปี 2551 อยู่ที่ประมาณร้อยละ 2.6
เมื่อเทียบกับปี 2550
โดยการบริโภคภายในประเทศถูกกดดันจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างมากในช่วงครึ่งปีแรกและสถานการณ์ความไม่สงบทางการเมืองในประเทศ
รวมทั้งวิกฤตการเงินโลกในช่วงปลายปีที่ผ่านมา ส่งผลให้ภาคการส่งออกของประเทศไทย
ซึ่งเป็นปัจจัยหลักในการทำรายได้ให้กับประเทศได้รับผลกระทบค่อนข้างมาก
และภาคธุรกิจชะลอการลงทุนออกไป
อย่างไรก็ตามนโยบายกระตุ้นเศรษฐกิจของรัฐบาลมีส่วนช่วยสนับสนุนให้เศรษฐกิจโดยรวมของประเทศเติบโตอยู่ในระดับที่ตั้งเป้าไว้

ในส่วนของความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศโดยรวมในปี 2551 ปรับลดลงจากปี 2550
ที่ประมาณร้อยละ 3.6 หรือคิดเป็นความต้องการรวมทั้งสิ้นประมาณ 681,000 บาร์เรลต่อวัน
โดยก๊าซปิโตรเลียมเหลวเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีอัตราการขยายตัวของความต้องการอยู่ในระดับสูงที่ร้อยละ
17
เป็นผลโดยตรงจากราคาขายก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่อยู่ในระดับต่ำเมื่อเทียบกับน้ำมันเชื้อเพลงประเภทอื่น

[]

ที่มา: กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

  สำหรับน้ำมันเบนซิน ความต้องการปรับลดลงเกือบร้อยละ 3
  เมื่อเทียบกับปีก่อนเนื่องจากระดับราคาขายปลีกใน

ประเทศ ปรับตัวสูงขึ้นมากในช่วงครึ่งปีแรก และผู้บริโภคหันไปใช้ผลิตภัณฑ์อื่น เช่น
ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และ ก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ (NGV) ซึ่งมีราคาต่ำกว่าแทน
นอกจากนี้รัฐบาลได้สนับสนุนการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์มากขึ้นในปีที่ผ่านมา
ส่งผลให้ยอดการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 91 และ 95 ปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง ในส่วนของน้ำมันดีเซล
นอกจากภาวะราคาน้ำมันแพงและเศรษฐกิจที่ชะลอตัวลงแล้ว
ปัญหาอุทกภัยที่รุนแรงในประเทศก็เป็นอีกสาเหตุหนึ่งที่กดดันความต้องการใช้น้ำมันดีเซลในปี 2551
ให้ปรับตัวลดลงถึงร้อยละ 5.7 เมื่อเทียบกับปี 2550

[]

ที่มา: กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

ผลจากการที่อุปสงค์น้ำมันสำเร็จรูปภายในประเทศโดยรวมปรับตัวลดลงเมื่อเทียบกับที่ 2550
ส่งผลให้ปริมาณการส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปโดยรวมของประเทศเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่
180,000 บาร์เรลต่อวัน เมื่อเทียบกับปี 2550 ซึ่งอยู่ที่ 133,500 บาร์เรลต่อวัน
โดยน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตายังคงเป็นผลิตภัณฑ์ที่มีการส่งออกมากที่สุด

[]

ที่มา: กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน

ส่วนในปี 2552 เศรษฐกิจไทยน่าจะยังคงได้รับแรงกดดันจากภาวะเศรษฐกิจโลกถดถอย
โดยเฉพาะอย่างยิ่งในช่วงต้นปี
ซึ่งธนาคารแห่งประเทศไทยได้ประมาณการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศว่าจะขยายตัวได้ที่ระดับประมาณร้อยละ
0-2*** ดังนั้นความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศในปี 2552 ก็น่าจะไม่เติบโต
หรืออาจจะปรับลดลงจากปี 2551 ส่งผลให้ประเทศโดยรวมมีการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูปมากขึ้น
อย่างไรก็ตาม นโยบายกระตุ้นเศรษฐกิจของรัฐ
ประกอบกับปัญหาการเมืองในประเทศที่เป็นไปในทิศทางที่ดีขึ้น
ก็น่าจะส่งผลให้นักลงทุนต่างชาติกลับเข้ามาลงทุนในประเทศเพิ่มขึ้น
ตลอดจนภาคการท่องเที่ยวที่จะฟื้นตัวอีกครั้ง

***คาดการณ์เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2552

ภาวะอุตสาหกรรมในปี 2551

3.2.1 ภาวะอุตสาหกรรมอะโรเมติกส์

ในช่วงครึ่งปีแรกของ 2551 ถือเป็นช่วงขาขึ้นของผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์โดยเฉพาะสารพาราไซลีน
ที่ได้รับแรงสนับสนุนจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นสูงสุดเป็นประวัติการณ์
อีกทั้งอุปทานของสารพาราไซลีนไม่เพียงพอต่อความต้องการ
เนื่องจากโรงพาราไซลีนในเอเชียเหนือประสบปัญหาทางเทคนิคทำให้ต้องปิดดำเนินการชั่วคราว
จากนั้นราคาผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ได้ปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบอย่างรวดเร็ว
ประกอบกับผู้ผลิตผลิตภัณฑ์ปลายน้ำ และอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้อง อาทิ อุตสาหกรรมยานยนต์
อุตสาหกรรมก่อสร้าง อุตสาหกรรมสิ่งทอ เป็นต้น ต่างพากันปรับลดกำลังการผลิต
เนื่องจากความต้องการใช้ที่ปรับลดลง ซึ่งเป็นผลจากสภาวะเศรษฐกิจโลกชะลอตัว

สำหรับในปี 2552 ความต้องการใช้ผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์มีแนวโน้มที่จะปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง
จากสภาพเศรษฐกิจที่ยังไม่ฟื้นตัว
ในขณะที่อุปทานของผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ที่ปรับเพิ่มขึ้นจากการขยายกำลังการผลิตของโรงงานปิโตรเคมีทั้งในประเทศ
และภายในภูมิภาค จะส่งผลให้มีอุปทานส่วนเกินภายในภูมิภาคเพิ่มมากขึ้น
และกดดันราคาผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์ในปีนี้ อย่างไรก็ตามหากเศรษฐกิจโลกฟื้นตัวในช่วงครึ่งปีหลัง
ก็น่าจะส่งผลให้ความต้องการใช้ผลิตภัณฑ์อะโรเมติกส์กลับเพิ่มขึ้นอีกครั้ง

3.2.2 ภาวะอุตสาหกรรมน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน

ในช่วงครึ่งแรกของปี 2551
ปริมาณการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานในภูมิภาคไม่เพียงพอกับความต้องการ
เนื่องจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีราคาสูงกว่าน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานเป็นอย่างมาก
ทำให้โรงกลั่นปิโตรเลียมหันมาผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในปริมาณสูง
และลดปริมาณการจัดส่งวัตถุดิบป้อนให้กับโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานทั้งสำหรับ Group I กับ
Group II/III
ส่งผลกระทบให้ปริมาณการผลิตของน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานมีไม่เพียงพอและเกิดการขาดแคลนขึ้น
อันเป็นผลให้ราคาน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานได้มีการปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
อย่างไรก็ตามในขณะที่ราคาน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมได้เริ่มปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องตั้งแต่กลางเดือนกรกฎาคม
2551 เป็นต้นมา ทำให้น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานมีราคาจูงใจมากยิ่งขึ้น
ส่งผลให้มีปริมาณการผลิตมากกว่าความต้องการ โดยเฉพาะช่วงไตรมาสที่ 4 ของปี 2551

3.2.3 ภาวะอุตสาหกรรมไฟฟ้า

ความต้องการพลังงานไฟฟ้าสูงสุดในปี 2551 เกิดขึ้นในวันที่ 21 เมษายน 2551 ที่ 22,568
เมกะวัตต์ ซึ่งลดลงจากความต้องการพลังงานไฟฟ้าสูงสุดปี 2550 ร้อยละ 0.08
โดยปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าในปี 2551 อยู่ที่ 148,221 กิกะวัตต์ชั่วโมง
ซึ่งเพิ่มขึ้นกว่าปีก่อนร้อยละ 0.2

กำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมดของประเทศ ณ เดือนธันวาคม 2551 อยู่ที่ 29,891 เมกะวัตต์
ซึ่งเพิ่มขึ้นจากเดือนธันวาคม 2550 เป็นสัดส่วนร้อยละ 6 โดยประมาณร้อยละ 50
เป็นการผลิตของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ) ที่ 15,021 เมกะวัตต์ และอีกร้อยละ
41 เป็นการผลิตจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ ส่วนกำลังการผลิตแยกตามประเภทของเชื้อเพลิง
แบ่งเป็น เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติร้อยละ 70 จากถ่านหินและลิกไนต์ ร้อยละ 21
จากพลังน้ำร้อยละ 5 จากน้ำมันร้อยละ 1 และจากการนำเข้าและแหล่งอื่นๆ ร้อยละ 3

[]

หมายเหตุ: กฟผ = การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย, IPP = ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ ,
SPP = ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายย่อย

เพื่อรองรับกับความต้องการไฟฟ้าในประเทศที่เพิ่มขึ้น ทางกฟผ.ได้ลงนามซื้อขายไฟฟ้ากับ บริษัท
สยามเอ็นเนอร์จี จำกัด และบริษัท เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น ซัพพลาย จำกัด
ตามโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ครั้งที่ 2 โดยรับซื้อจากโครงการละ 1,600 เมกกะวัตต์
ซึ่งจะผลิตไฟฟ้าขายให้กฟผ.ในปี 2555 และ 2557 ตามลำดับ

นอกจากนี้ กฟผ. ได้เตรียมปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศใหม่
จากเดิมที่กำหนดการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศไว้ไม่เกินร้อยละ 25
ของกำลังการผลิตติดตั้งรวมในประเทศ
เพื่อให้มีสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าในประเทศ โดยในปี 2556 เป็นต้นไป
กฟผ.กำหนดที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ไว้ที่ 400-700 เมกกะวัตต์

3.2.4 ภาวะอุตสาหกรรมตลาดเรือ

การปรับตัวสูงขึ้นของราคาน้ำมันในช่วงครึ่งแรกของปี 2551
มีผลกระทบอย่างมากต่อธุรกิจขนส่งทางทะเล เนื่องจากน้ำมันเป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ
ในขณะที่ช่วงครึ่งหลังของปีนั้น
ราคาน้ำมันมีการปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องซึ่งส่งผลดีต่อการดำเนินธุรกิจ
แต่ความต้องการขนส่งสินค้ากลับชะลอตัวลง เนื่องจากอุปสงค์น้ำมันปรับลดลง
อันเป็นผลมาจากสภาวะการถดถอยทางเศรษฐกิจที่เกิดขึ้นทั่วโลก อย่างไรก็ตาม
การขยายกำลังการผลิตน้ำมันและปิโตรเคมีภายในภูมิภาคเอเชีย
จะส่งผลให้ความต้องการขนส่งผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและปิโตรเคมีจากเอเชียไปจำหน่ายยังภูมิภาคอื่นมีการปรับตัวสูงขึ้น

3.2.5 ภาวะอุตสาหกรรมตัวทำละลาย

อุปสงค์ตัวทำละลายในช่วงครึ่งแรกของปี 2551
ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามอัตราการผลิตที่เพิ่มขึ้นของอุตสาหกรรมรถยนต์ สารเคลือบผิว กาว หมึกพิมพ์
และปิโตรเคมี ที่ใช้ตัวทำละลายในกระบวนการผลิตหรือทำความสะอาดผลิตภัณฑ์ อย่างไรก็ตาม
ผลกระทบจากวิกฤตเศรษฐกิจโลกในช่วงครึ่งหลังของปีนั้น
ได้ส่งผลให้อุตสหกรรมดังกล่าวข้างต้นชะลอการผลิตลง
ซึ่งมีผลกระทบโดยตรงต่อปริมาณการใช้ตัวทำละลายในการผลิตให้ปรับลดลงตามไปด้วย
ส่วนภาวะอุปทานของตัวทำละลายในปี 2551 พบว่า อุปทานตัวทำละลายในประเทศปรับสูงขึ้น
จากการเพิ่มกำลังการผลิตในประเทศ
ซึ่งส่งผลให้ความจำเป็นในการนำเข้าตัวทำละลายจากต่างประเทศลดลง สำหรับปี 2552
ความต้องการใช้ตัวทำละลายในภาคอุตสหกรรมน่าจะปรับลดลงอีกตามภาวะเศรษฐกิจโลกชะลอตัว
โดยเฉพาะในช่วงครึ่งแรกของปี จากนั้นคาดว่า
อุปสงค์ตัวทำละลายน่าจะปรับตัวเพิ่มขึ้นในช่วงครึ่งปีหลัง เมื่อเศรษฐกิจโลกเริ่มฟื้นตัว

3.3 กฎเกณฑ์ในการกำกับดูแลที่ใช้ในปัจจุบัน

ข้อเริ่มใหม่จากรัฐบาล

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

โครงการการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์

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

ในปี 2550 ปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์ได้เพิ่มขึ้นจาก 3.50 ล้านลิตรต่อวันในปี 2549 เป็น 4.8
ล้านลิตรต่อวันหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 37 โดยในปลายปี 2550 มีปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์สูงถึง 7.04
ล้านลิตรต่อวัน มีโรงงานผลิตเอทานอลจำนวน 8 โรง กำลังการผลิตรวม 1.05 ล้านลิตรต่อวัน
ผลิตจริง 610,000 ล้านลิตรต่อวัน
อันเนื่องมาจากนโยบายการสนับสนุนการใช้แก๊สโซฮอล์ของภาครัฐ อาทิเช่น

-   การเปิดเสรีการผลิตเชื้อเพลิงเอทานอล
    นำมาซึ่งการแข่งขันที่ทำให้ราคาจำหน่ายเอทานอลอยู่ในระดับต่ำสุด
    ยกเลิกระบบการให้ใบอนุญาตโดยคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

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

-   การรณรงค์ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนมั่นใจในคุณภาพของแก๊สโซฮอล์
    โดยกระทรวงพลังงานยังได้ประสานให้บริษัทผู้ค้าน้ำมันให้รับประกันการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์

-   การเพิ่มประเภทผลิตภัณฑ์แก๊สโซฮอล์ กระทรวงพลังงานได้สนับสนุนให้มีการจำหน่ายแก๊สโซฮอล์
    91 ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2550 เพิ่มเติมจากแก๊สโซฮอล์ 95

-   การลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของแก๊สโซฮอล์
    เพื่อให้ราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล์ถูกกว่าน้ำมันเบนซินมากขึ้น
    และให้ค่าการตลาดสูงกว่าน้ำมันเบนซินเล็กน้อย เป็นผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95
    และ 91 มีราคาต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 มากขึ้น

นอกจากนี้ รัฐบาลยังมีนโยบายส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ E20 (เอทานอล 20 %)
ซึ่งกรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของแก๊สโซฮอล์ E20 เมื่อวันที่ 22
พฤศจิกายน 2550 และกำหนดบังคับใช้ในวันที่ 1 มกราคม 2551 ทั้งนี้
เพื่อส่งเสริมการบริโภคน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20
กระทรวงพลังงานได้กำหนดราคาขายปลีกของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 (ออกเทน 95) ที่จำหน่ายในปี
2551 ให้ถูกกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ไม่ต่ำกว่า 2 บาทต่อลิตร โดย ณ
สิ้นเดือนตุลาคม 2551 น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 มีราคาถูกกว่า E10 2.70 บาท/ลิตร
และต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน ออกเทน 95 ถึง 10.29 บาทต่อลิตร

ในช่วงสิบเดือนแรกของปี 2551 (มกราคม -ตุลาคม) ปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์ได้เพิ่มขึ้นเป็น 8.6
ล้านลิตรต่อวัน โดยเพิ่มขึ้นร้อยละ 95.5 จากช่วงเดียวกันของปี 2550 ซึ่งมีการใช้อยู่ที่ 4.4
ล้านลิตรต่อวัน
ซึ่งเป็นผลมาจากส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินปกติมากขึ้น
โดย ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2551 น้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี 10 ออกเทน 91
มีราคาต่ำกว่าน้ำมันเบนซินออกเทน 91 อยู่ 5.5 บาทต่อลิตร และน้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 10 ออกเทน
95 มีราคาต่ำกว่าน้ำมันเบนซินออกเทน 95 อยู่ 7.1 บาทต่อลิตร
ในขณะที่ความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์และน้ำมันเบนซินเดิมอยู่ในระดับเพียง 3-5
บาทต่อลิตร นอกจากนั้น จากราคาน้ำมันที่ถีบตัวสูงขึ้นมากในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2551
ได้ทำให้ผู้บริโภคเปลี่ยนไปน้ำมันแก๊สโซออล์ที่มีราคาถูกกว่าน้ำมันเบนซินเพิ่มมากขึ้น โดยในปีที่ 2551
ที่ผ่านมาการใช้น้ำมันเบนซินออกเทน 95 และออกเทน 91 ได้ลดลงร้อยละ 67 และ ร้อยละ 24
ตามลำดับ ซึ่งไปเพิ่มในส่วนของการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ สำหรับโรงงานผลิตเอทานอล ณ
เดือนตุลาคม 2551 มี จำนวน 11 โรง กำลังการผลิตรวม 1.5 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตได้จริง
955,327 ล้านลิตรต่อวัน

โครงการการพัฒนาและส่งเสริมไบโอดีเซล (Biodiesel)

สำหรับสถานการณ์การจำหน่ายไบโอดีเซล ในปี 2550 นั้น ปริมาณการจำหน่ายไบโอดีเซล (บี 5)
ได้เพิ่มขึ้นจาก 0.12 ล้านลิตรต่อวันในปี 249 เป็น 1.58 ล้านลิตรต่อวัน
และยังคงมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยในเดือนธันวาคม 2550 มีการจำหน่ายไบโอดีเซล
(บี5) ถึง 3.55 ล้านลิตรต่อวัน นอกจากนั้น ในกลางปี 2550 ยังได้เริ่มมีการจำหน่ายไบโอดีเซล
(บี2) ซึ่งรัฐบาลกำหนดให้มีการใช้ไบโอดีเซล (บี2) ทั่วประเทศในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551
จากเดิมกำหนดบังคับใช้ในวันที่ 1 เมษายน 2551 ซึ่งผลจากนโยบายนี้ทำให้มีการใช้ไบโอดีเซล
(บี100) ประมาณ 1 ล้านลิตรต่อวัน และรัฐบาลยังคงสนับสนุนการจำหน่ายไบโอดีเซล (บี5)
เช่นเดิม โดยกำหนดให้ราคาไบโอดีเซล (บี5) ต่ำกว่าราคาไบโอดีเซล (บี2)

เพื่อเป็นการจูงใจให้ผู้บริโภคหันมาใช้น้ำมันไบโอดีเซลเพิ่มขึ้น
กระทรวงพลังงานได้ดำเนินนโยบายเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันไบโอดีเซล ดังนี้

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

    -   การสนับสนุนการปลูกปาล์มน้ำมันเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
        โดยนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปสนับสนุนการกู้ยืมของเกษตรกรเพื่อลงทุนปลูกปาล์มน้ำมัน

    -   เพิ่มส่วนต่างราคาจำหน่ายและค่าการตลาดด้วยกลไกกองทุนน้ำมัน
        เพื่อสนับสนุนให้มีการจำหน่ายและใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5
        เพิ่มขึ้นและเป็นส่วนหนึ่งของมาตรการช่วยเหลือน้ำมันราคาแพง
        โดยเพิ่มส่วนต่างให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติ
        0.70 บาทต่อลิตร ตั้งแต่ 7 มีนาคม 2550 และถูกกว่า 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่ 31
        ตุลาคม 2550 หลังจากนั้น ในปี 2551
        ด้วยกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภาครัฐได้เพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
        บี5 เพิ่มขึ้นอีก โดย ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2551 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5
        ได้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี2 อยู่ 1.5 บาทต่อลิตร

สำหรับสถานการณ์การจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ในช่วง10
เดือนแรกของปี 2551 ได้เพิ่มขึ้นเป็น 9.2 ล้านลิตรต่อวัน
โดยเพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนถึงร้อยละ 457 หรือเพิ่มขึ้นกว่า 4.5 เท่าตัว
ในขณะที่การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 2 (น้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติ) ได้ลดลงร้อยละ 6.2 จาก
51.1 ล้านลิตรต่อวัน มาอยู่ที่ 47.9 ล้านลิตรต่อวันในปี 2551 ซึ่งจากการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี
5 และ บี 2 ดังกล่าว ได้ทำให้มีการใช้ไบโอดีเซล (บี 100) ในปี 2551 ประมาณ 1.4
ล้านลิตรต่อวัน ในส่วนของโรงงานผลิตไบโอดีเซลในปี 2551 นี้ มีผู้ผลิตไบโอดีเซล (บี 100)
ที่ได้คุณภาพตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 8 ราย กำลังการผลิตรวม 2.9 ล้านลิตร
โดยผลิตจริงประมาณ 1.5 ล้านลิตรต่อวัน

โครงการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (Natural Gas for Vehicle: NGV)

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

-   มาตรการด้านภาษี
    มีการลดหย่อนและยกเว้นสำหรับอากรขาเข้าภาษีสรรพสามิตและภาษีป้ายรถยนต์ประจำปี

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

-   มาตรการด้านกฎหมาย กำหนดให้รถแท็กซี่ใหม่จะต้องเปลี่ยนเป็นเครื่องยนต์ NGV ตั้งแต่ 31
    ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป

-   มาตรการสนับสนุนการเปลี่ยนเครื่องยนต์ NGV ในรถยนต์ที่นั่งส่วนบุคคล รถร่วม ขสมก.
    และรถแท็กซี่เก่า

-   การรับรองมาตรฐานศูนย์ติดตั้ง NGV
    โดยให้ใบรับรองมาตรฐานแก่อู่ที่ผ่านเกณฑ์จากกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน
    ซึ่งปัจจุบันมีอู่ที่ได้รับการรับรองจำนวน 21 แห่ง

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

ช่วง มกราคม -ตุลาคม ปี 2551 ปริมาณการใช้ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ 231.5
มีจำนวนรถที่ติดตั้งเครื่องยน NGV 122,376 คัน มีปริมาณการใช้ประมาณ 60 ล้านลูกบาสก์ฟุตต่อวัน
ซึ่งเมื่อปี 2550 มีปริมาณการใช้เพียง 18.2 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้
รัฐบาลยังได้เร่งขยายสถานีบริการ NGV เพื่อรองรับกับความต้องการของผู้บริโภคอย่างต่อเนื่อง
ทำให้ ณ สิ้นเดือนกันยายน 2551 มีสถานีบริการ NGV ทั่วประเทศ จำนวน 238 สถานี
โดยเพิ่มขึ้นจากปีก่อน 73 สถานี ทั้งนี้
กระทรวงพลังงานยังได้วางเป้าหมายปริมาณของรถยนต์ที่ติดตั้งเป็นเครื่องยนต์ NGV ถึงจำนวน
332,000 คัน ในปี 2555

ที่มา: สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน

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

นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 สำนักนายกรัฐมนตรี
ได้แต่งตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ทำหน้าที่ในการกำกับอัตราค่าบริการ
มาตรฐานคุณภาพการให้บริการ การแข่งขัน ดูแลกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
รวมถึงดูแลการใช้อสังหาริมทรัพย์ อีกด้วย โดยมีสำนักงานกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.)
เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่รับผิดชอบงานธุรการของ กกพ. รวมถึงทำการศึกษารวบรวม วิเคราะห์
และเผยแพร่ข้อมูลเกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงานสภาพการแข่งขันในการประกอบกิจการพลังงาน
พยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และข้อมูลอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง

3.3.1 กฎเกณฑ์ในการกำกับดูแลธุรกิจกลั่นน้ำมัน

ราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปและการรักษาระดับราคา

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

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

การส่งออกผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมสำเร็จรูปจะมีกำหนดราคาตามหลักการของความเสมอภาคกับการส่งออก
(Export Parity Basis) ซึ่งเป็นราคาจากตลาดจรสิงคโปร์สำหรับผลิตภัณฑ์นั้นๆ โดยอ้างอิงจาก
MOPS บวกหรือลบราคาส่วนเพิ่มหรือส่วนลดที่ขึ้นอยู่กับสภาพตลาดในเวลานั้น

รัฐบาลได้ขอให้โรงกลั่นน้ำมันในประเทศช่วยรักษาระดับราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันที่จำหน่ายให้แก่ผู้ค้าปลีกในประเทศเป็นครั้งคราว
ซึ่งในกรณีดังกล่าว โรงกลั่นน้ำมันจะถูกขอให้จำหน่ายผลิตภัณฑ์น้ำมันให้แก่ผู้ซื้อในราคาที่ต่ำกว่าราคา
ณ โรงกลั่นซึ่งประกาศโดยรัฐบาล
และจะมีการจ่ายเงินชดเชยโดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบนส่วนต่างระหว่างราคา ณ
โรงกลั่นและราคาที่ควบคุมดังกล่าว

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

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

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

ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2551 รัฐบาลได้ยกเลิกสูตรการปรับราคาขายปลีก LPG
และในเดือนมีนาคมได้มีการตรึงราคาขายปลีก LPG ไว้ที่ราคา 18.13 บาทต่อกิโลกรัม
ทำให้ปริมาณความต้องการ LPG สูงขึ้น รวมทั้งการใช้ในภาคอุตสาหกรรมก็สูงขึ้นด้วย ทำให้ช่วง
มกราคม – สิงหาคม การใช้ LPG ในรถยนต์เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 33.8
และภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 17.5 ของช่วงเดียวกันในปี 2550 ต่อมากลางเดือนพฤศจิกายน
2551 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
ได้มีมติเห็นชอบการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ออกเป็น 2 ราคา
คือราคาภาคครัวเรือน-ปิโตรเคมี และภาคขนส่ง-อุตสาหกรรม
โดยส่วนแรกจะมีการปรับราคาขึ้นจนถึงวันที่ 31 มกราคม 2552
แต่จะปรับในส่วนของภาคขนส่ง-อุตสาหกรรมขึ้นจำนวน 6 บาทต่อกิโลกรัม แต่ละทยอยปรับทุกเดือนๆ
ละ 2 บาทต่อกิโลกรัม รวม 3 เดือน โดย กพช.
ได้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณา

การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย

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

กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

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

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

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

ในปี 2551 รัฐมีการปรับลดและเพิ่มเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหลายครั้ง
โดยในช่วงเดือนกรกฏาคมมีการปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนฯ เพื่อแก้ไขปัญหาน้ำมันราคาแพงในช่วงนั้น
และต่อมาในช่วงเดือนพฤศจิกายนได้มีการปรับเพิ่มเงินส่งเข้ากองทุนฯ หลังจากราคาน้ำมันได้ลดลง
โดยปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ชนิดที่ 1 และ2 ขึ้น 1 บาทต่อลิตร
และอัตรากองทุนฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร
เพื่อสะสมเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

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

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

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

ต่อมาในเดือนมีนาคม 2551 ในการแก้ไขปัญหาน้ำมันแพงในช่วงดังกล่าว กพช.
ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันดีเซลลง 0.50
บาทต่อลิตร เป็นการชั่วคราว ซึ่งหลังจากสถานการณ์ราคาน้ำมันได้คลี่คลายในเดือนพฤศจิกายน
2551 กพช.ได้ประกาศปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ดังกล่าวขึ้นมาอยู่ในอัตราเดิม

คุณภาพของผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป

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

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

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

ในช่วงกลางเดือนกรกฎาคม 2551 กรมธุรกิจพลังงาน
อาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
ได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพน้ำมันแก๊สโซฮอล์ พ.ศ. 2551
โดยประกาศฉบับนี้ได้ยกเลิกประกาศลักษณะและคุณภาพแก๊สโซฮอล์ตามข้างต้น
และกำหนดให้แบ่งน้ำมันแก๊สโซฮอล์ออกเป็น 3 กลุ่ม จากเดิมได้กำหนดไว้เพียง 2 กลุ่มคือ
น้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 10 และน้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 20 โดยได้เพิ่มน้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 85 ขึ้นมา
และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 29 กรกฎาคม 2551 เป็นต้นไป
ลักษณะและคุณภาพที่สำคัญของน้ำมันแก๊สโซฮอล์อี 85 ประกอบด้วย ปริมาณสารเอทานอลแปลงสภาพ
ไม่ต่ำกว่า 75 ร้อยละโดยปริมาตร ปริมาณสารอะโรมาติกส์ ไม่สูงกว่า ร้อยละ 35 โดยปริมาตร
และหลังจากวันที่ 1 มกราคม 2555 ได้กำหนดให้ปริมาณสารกำมะถัน ไม่สูงกว่า ร้อยละ 0.005
โดยน้ำหนัก และปริมาณโอเลฟิน ไม่สูงกว่า 18 ร้อยละโดยปริมาตร

3.3.2 กฎเกณฑ์เกี่ยวกับไฟฟ้า

ในปลายปี 2550 ได้มีการตรา พระราชบัญญัติ พ.ร.บ. ประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
โดยพระราชบัญญัติ ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2551 เป็นต้นมา
มีวัตถุประสงค์เพื่อกำกับดูแลการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ โดยในพ.ร.บ.
ประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ได้ระบุให้มีการแต่งตั้ง
“คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า” (กกพ.) หรือ Regulator
ประกอบด้วยประธานคณะกรรมการ จำนวน 1 คน และกรรมการ จำนวน 6 คน รวมเป็นจำนวน 7
คน เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการพลังงาน
ซึ่งรวมถึงการออกประกาศกำหนดใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานประเภทต่าง ๆ
กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาต การปรับ การเพิกถอนใบอนุญาต
การออกระเบียบกำหนดมาตรฐานทางวิชาการและความปลอดภัย คุณภาพการให้บริการ
ตลอดจนกำหนดมาตรการในการคุ้มครองผู้บริโภค และให้มีการจัดตั้ง
“สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน” ขึ้น เพื่อทำหน้าที่เป็นสำนักงานเลขานุการของ
กกพ. โดยมีอำนาจหน้าที่รับผิดชอบงานธุรการของคณะกรรมการ การเก็บค่าธรรมเนียม
การรับเรื่องร้องเรียนเกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน ศึกษา รวบรวม
วิเคราะห์และเผยแพร่ข้อมูลเกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า
เป็นต้น

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

3.4 การดำเนินงานด้านคุณภาพ ความปลอดภัย อาชีวอนามัย และสิ่งแวดล้อม

ระบบการจัดการด้านบริหารงานคุณภาพ อาชีวอนามัยและความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม

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

1.  การบริหารจัดการน้ำ

บริษัทฯ
มีการบริหารจัดการความเสี่ยงเรื่องการจัดการน้ำเพื่อใช้ในกิจการของบริษัทในเครือไทยออยล์
โดยติดตามสถิติปริมาณน้ำท่าในแหล่งน้ำภาคตะวันออก
ติดตามแผนงานโครงการจัดสรรน้ำทั้งจากภาครัฐและภาคเอกชน และที่สำคัญ บริษัทฯ
ได้เฝ้าติดตามการเปลี่ยนแปลงสภาพอุตุนิยมวิทยาและอุทกศาสตร์ระดับโลก
ซึ่งทำให้สามารถคาดการณ์ปริมาณน้ำฝนและน้ำท่าในประเทศได้
โดยจะนำข้อมูลที่ได้ไปใช้ในการจัดทำแผนการบริหารจัดการความเสี่ยงเรื่องการจัดการน้ำได้อย่างถูกต้องและเหมาะสมยิ่งขึ้นต่อไป

2.  การบริหารจัดการคุณภาพอากาศ

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

-   เฝ้าระวังคุณภาพอากาศในพื้นที่อย่างใกล้ชิดด้วยระบบ CEMS

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

-   การป้องกันปัญหาจากสารอินทรีย์ระเหย

ปัจจุบัน ภาครัฐ โดยคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ
ให้ความสำคัญในการแก้ไขปัญหาเรื่องสารอินทรีย์ระเหยที่เกิดขึ้นในพื้นที่มาบตาพุด
โดยเร่งออกมาตรฐานคุณภาพสารอินทรีย์ระเหยในบรรยากาศ 9 ชนิด
และจัดทำร่างมาตรฐานเฉพาะสำหรับแหล่งกำเนิดสารอินทรีย์ระเหย โดยเฉพาะอย่างยิ่ง
โรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียม และโรงปิโตรเคมี

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

ในขณะเดียวกัน บริษัทฯ ได้ดำเนินการตรวจสอบสารอินทรีย์ระเหยที่อยู่ในบรรยากาศ
เพื่อเป็นการเฝ้าระวังสารอินทรีย์ระเหยที่มีความเกี่ยวข้องกับกิจกรรมของบริษัทฯ และบริษัทในเครือ
โดยได้จัดจ้างบริษัทที่ปรึกษาด้านสิ่งแวดล้อมเพื่อตรวจวัดเบนซีน โทลูอีน ไซลีน
และไฮโดรคาร์บอนในบรรยากาศบริเวณพื้นที่และชุมชนรอบโรงกลั่น
พร้อมกับจัดหน่วยสาธารณสุขเคลื่อนที่ไปตามแหล่งที่อยู่ของประชาชนในพื้นที่เพื่อตรวจสุขภาพและรับฟังทุกข์สุขของประชาชนตลอดปี

3. ลดสภาวะโลกร้อน

ปัจจุบัน ผลกระทบที่เกิดจากการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ หรือที่รู้จักกันดีว่า สภาวะโลกร้อน
ส่งผลให้เห็นชัดเจนมากยิ่งขึ้นทั้งต่อทรัพยากรธรรมชาติ สังคม และ เศรษฐกิจ
เป็นเหตุให้ประเด็นดังกล่าวกลายเป็นเรื่องด่วนที่หลายฝ่ายทั่วโลกหันมาให้ความสนใจ
และร่วมหาทางแก้ไขปัญหา การใช้พลังงานอย่างคุ้มค่าและมีประสิทธิภาพ
เป็นวิธีหนึ่งที่สามารถช่วยลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่เป็นสาเหตุของสภาวะโลกร้อนได้

บริษัทฯ ตระหนักถึงการอนุรักษ์พลังงานและสิ่งแวดล้อมเป็นสำคัญ
ดังนั้นนโยบายการอนุรักษ์พลังงานและการรับผิดชอบต่อสิ่งแวดล้อมจึงเป็นส่วนหนึ่งของนโยบายหลักที่บริษัทฯ
กำหนดไว้ โดยมุ่งเน้นการดำเนินกิจการทุกด้านอย่างมีประสิทธิภาพ
รวมถึงการจัดการด้านเชื้อเพลิงและพลังงาน และการรักษาสภาพแวดล้อม อาทิ

-   กำหนดเป้าหมายในการลดการใช้พลังงาน โดยกำหนดเป็นค่าดัชนีพลังงานและการสูญเสีย
    (Energy and Loss Index)
    และมีการติดตามประเมินผลการใช้พลังงานเป็นประจำทุกเดือนเพื่อวิเคราะห์และวางแผนการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ

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

-   การสร้างความเข้าใจและจิตสำนึกในการอนุรักษ์พลังงาน
    สนับสนุนให้เกิดมีส่วนร่วมของบุคลากรในองค์ และ การทำงานร่วมกันเป็นทีม
    เป็นเหตุให้เกิดการพัฒนามาตรการด้านการอนุรักษ์พลังงานต่างๆ ที่มีประสิทธิภาพมากมาย

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

-   โครงการนำความร้อนจากไอเสียที่ปล่อยทิ้งจากเครื่องผลิตไฟฟ้ากังหันก๊าซกลับมาใช้ใหม่
    (Heat Recovery from Gas Turbine Flue Gas) โดยคาดว่า
    หลังจากการดำเนินโครงการดังกล่าว บริษัทฯ จะสามารถประหยัดการใช้น้ำมันเตา
    คิดเป็นพลังงานความร้อนได้ประมาณ 625,842 ล้านบีทียูต่อปี ทำให้บริษัทฯ
    ลดการปลอดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ซึ่งจัดเป็นก๊าซเรือนกระจกได้ประมาณ 40,000
    ตันต่อปี

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

ในปี 2551 บริษัทฯ จะขยายขอบเขตการรับรองระบบการบริหารด้าน QSHE
ให้ครอบคลุมทั่วทั้งโรงกลั่น เพื่อให้สอดคล้องกับวิสัยทัศน์ของบริษัทฯ
ในการดำเนินธุรกิจเชิงบูรณาการด้านการกลั่นน้ำมัน

ระบบการจัดการด้านคุณภาพอาชีวอนามัย ความปลอดภัย สิ่งแวดล้อม

Integrated Management System: ISO 9001/14001 TIS 18001 (QSHE Management
System)

และความสามารถของห้องปฏิบัติการทดสอบ (ISO/IEC17025)

  บริษัทฯ ให้ความสำคัญและธำรงไว้ซึ่งการบริหารงานโดยบูรณาการระบบคุณภาพ อาชีวอนามัย
  ความปลอดภัย และ

สิ่งแวดล้อม ตลอดระยะเวลา 48 ปีที่ผ่านมา และนับเป็นเวลา 12 ปีมาแล้วที่บริษัทฯ
ได้นำระบบบริหารจัดการด้าน QSHE และ ISO/IEC 17025
มาใช้เพื่อเป็นแนวทางการดำเนินกิจการของบริษัทฯ
โดยได้รับการรับรองจากสถาบันรับรองมาตรฐานไอเอสโอ
และจากสำนักงานมาตรฐานอุตสาหกรรมอย่างต่อเนื่อง และในปี 2551 นี้ บริษัทฯ
ได้เตรียมความพร้อมในการขยายขอบข่ายการรับรองระบบการจัดการด้าน QSHE
ให้ครอบคลุมกระบวนการกลั่นรวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั่วทั้งบริษัทฯ

  นอกจากนี้บริษัทฯ ยังให้การสนับสนุนการจัดการด้าน QSHE และ ISO/IEC 17025
  แก่บริษัทในเครือ โดยห้องปฏิบัติการ

ทดสอบของไทยออยล์ได้ดำเนินการนำร่องเป็น TOP Group Central Laboratory
เพื่อให้การบริหารจัดการเครื่องมืออุปกรณ์ และพนักงานมีประสิทธิภาพและประสิทธิผลยิ่งขึ้น
ลดความซ้ำซ้อนของงานการจัดหาเครื่องมือลง
เพื่อให้ห้องปฏิบัติการทดสอบของเครือไทยออยล์มีระบบและมาตรฐานเดียวกัน
และใช้ทรัพยากรอย่างคุ้มค่า

  จากการดำเนินการดังกล่าว
  ทำให้เครือไทยออยล์ได้รับรางวัลทางด้านการบริหารจัดการระบบคุณภาพ อาชีวอนามัย ความ

ปลอดภัย และสิ่งแวดล้อมต่างๆ มากมายในระดับประเทศและนานาชาติ เช่น รางวัล EIA
Monitoring Awards 2008
ในฐานะสถานประกอบการที่ปฏิบัติตามมาตรการในรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมีการจัดการสภาพแวดล้อมดีเด่น
รางวัล Thailand Energy Awards 2008 ในสาขาโรงงานควบคุมดีเด่น
และรางวัลชนะเลิศจากการประกวด ASEAN Energy Awards 2008
สาขาการบริหารจัดการพลังงานในโรงงานอุตสาหกรรม เป็นต้น

การบริหารการจัดการด้านอาชีวอนามัย และความปลอดภัย

  ตลอดระยะเวลาการดำเนินกิจการของบริษัทฯ ได้นำระบบบริหารความปลอดภัย Enhanced
  Safety Management ซึ่งเป็น

มาตรฐานการจัดการสากล มาใช้ในการดำเนินงาน
ควบคู่กับมาตรฐานระบบการจัดการอาชีวอนามัยและความปลอดภัย มอก.18001
ดังนั้นเพื่อให้การบริหารงานด้านอาชีวอนามัย และความปลอดภัยที่มีประสิทธิภาพ
สอดคล้องกับนโยบายขององค์กร บริษัทฯ จึงจัดให้มีงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย
ป้องกันและระงับอัคคีภัยประจำปี
เพื่อกำหนดเป็นแนวทางในการดำเนินงานทั้งนี้โดยมีดัชนีชี้วัดความสำเร็จ (Key Performance
Indicators) สำหรับทุกแผนงาน ภาพรวมการดำเนินงานด้านความปลอดภัยของบริษัทฯ มีสถิติ
ความปลอดภัยอยู่ในระดับดีกว่าค่าเฉลี่ยเมื่อเปรียบเทียบกับกลุ่มโรงกลั่น SGSi (Shell
benchmarking)

บริษัทฯ ตระหนักถึงความสำคัญของการบริหารการจัดการด้านอาชีวอนามัย และความปลอดภัย
อย่างต่อเนื่อง โดยเฉพาะในปี

2551 จัดให้มีแผนงานเพิ่มเติมนอกเหนือไปจากแผนงานในปี 2550 ที่สำคัญ อีก 4 เรื่อง คือ

1.  การประเมินระบบความปลอดภัยป้องกันและระงับอัคคีภัย Safety and Fire protection
    review

บริษัท ฯ ได้เชิญผู้เชี่ยวชาญจากบริษัท SGSi ประเทศเนเธอร์แลนด์
เพื่อทำการสำรวจและประเมินระบบความปลอดภัย ป้องกัน

และระงับอัคคีภัย ของบริษัทฯ หลังจากโครงการขยายกำลังผลิต CDU-3
และหน่วยผลิตอื่นที่เกี่ยวข้อง เนื่องจากมีการเพิ่มเติมอุปกรณ์การกลั่น
การปรับเปลี่ยนขนาดของอุปกรณ์ และท่อต่างๆ ผลจากการประเมินพบว่า
บริษัทฯได้จัดให้มีการติดตั้งอุปกรณ์ใหม่ จัดระยะห่างของอุปกรณ์การกลั่น อย่างเพียงพอ
เพิ่มเติมอุปกรณ์ความปลอดภัย และเสริมระบบป้องกันระงับอัคคีภัยตามมาตรฐานสากล
และมีความพร้อมรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินที่อาจเกิดขึ้นได้

2.  จัดให้มีโครงการประเมินความเสี่ยงที่มีผลต่อสุขภาพ Health Risk Assessment ( HRA )

บริษัทฯ
ให้ความสำคัญต่อการควบคุมดูแลและป้องกันอันตรายต่อสุขภาพของพนักงานซึ่งเป็นทรัพยากรสำคัญที่จะผลักดันให้

บริษัทฯ ดำเนินธุรกิจได้อย่างมีประสิทธิผล จึงได้จัดทำโครงการประเมินความเสี่ยงที่มีผลต่อสุขภาพ
Health Risk Assessment (HRA) ตามหลักเกณฑ์การประเมินของ SGSi และ
สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย เพื่อประเมินอันตรายที่อาจส่งผลกระทบต่อสุขภาพของผู้ปฏิบัติงาน
และใช้ในการดำเนินการจัดการความเสี่ยง ได้แก่การวางแผนลดความเสี่ยง
การควบคุมความเสี่ยงและติดตามความเสี่ยงต่อสุขภาพของผู้ปฏิบัติงานอย่างเป็นระบบ
ผลจากการจัดทำโครงการในปี 2551
ทำให้พนักงานมีความมั่นใจในมาตรการความปลอดภัยในการทำงาน
และเชื่อมั่นในระบบการป้องกันความปลอดภัยที่มีอยู่ โครงการ HRA จะแล้วเสร็จในปี 2552

3.  ปรับปรุงระบบใบอนุญาตให้ทำงาน Safety permit ผ่านระบบ computer ( e-Permit )

โครงการปรับปรุงระบบใบอนุญาตให้ทำงาน Safety permit ผ่านระบบ computer (
e-Permit ) มีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่ม

ประสิทธิภาพในการควบคุมภายในของระบบ
การบริหารจัดการความเสี่ยงในกระบวนการออกใบอนุญาตให้ทำงานที่มีความเสี่ยงสูง
เช่นงานซ่อมบำรุงในที่อับอากาศ งานตัดและการเชื่อมโลหะ
การซ่อมบำรุงในขณะที่หน่วยกลั่นยังเดินเครื่องอยู่ ซึ่งผลจากการปรับปรุงมาใช้ระบบ computer
e-permit นั้นผู้ที่มีหน้าที่ออกใบอนุญาตให้ทำงาน
สามารถตรวจสอบสถานภาพทุกขั้นตอนของการควบคุมการทำงานตามขั้นตอนที่กำหนดไว้ในใบอนุญาตว่าขณะนั้นอยู่ในขั้นตอนใด
และฝ่ายบริหารสามารถเข้าไปตรวจสอบจำนวนประเภทของงานที่มีความเสี่ยงสูงที่ได้รับอนุญาตให้ทำงานนั้นกระจายอยู่ในพื้นที่ใดบ้าง
การนำระบบ e-permit มาใช้นั้น
ช่วยให้การบริหารความเสี่ยงในการทำงานทำงานมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น

4.  การพัฒนาด้านการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย สำหรับกลุ่มบริษัทเครือไทยออยล์ Shared
    service

บริษัทฯ ได้จัดทำแผนงานการพัฒนาด้านการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย สำหรับเครือไทยออยล์
โดยปรับการจัดองค์กร

ใหม่เพื่อเพิ่มศักยภาพการบริหารจัดการ ด้านความปลอดภัยของเครือไทยออยล์ ประกอบด้วย บจ.
ไทยพาราไซลีน บมจ. ไทยลู้บเบส และบจ. ไฟฟ้าอิสระ
ซึ่งอยู่ในเขตประกอบกิจการเดียวกันให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
และพร้อมจะสนับสนุนงานด้านความปลอดภัยซึ่งกันและกัน
โดยจัดให้มีการรวมกลุ่มบุคลากรกลางสนับสนุนงานด้านการซ่อมบำรุงอุปกรณ์ความปลอดภัย
งานด้านการฝึกอบรม ประสานงานการจัดทำแผนฉุกเฉิน และขยายทีมดับเพลิงส่วนกลาง
ซึ่งเป็นการเสริมศักยภาพและการทำงานด้านความปลอดภัยของทุกบริษัทในเครือไทยออยล์ให้มีความเข้มแข็งมากยิ่งขึ้น
และบริษัทฯมีแผนงานธุรกิจให้บริการด้านการบริหารความปลอดภัย
และการออกแบบระบบความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัยผ่านบริษัท Thaioil Energy
Solutions ซึ่งจะเป็นการขยายศักยภาพของบุคลากร
และช่วยในการพัฒนาเจ้าหน้าที่ความปลอดภัยวิชาชีพในกลุ่มได้พัฒนาความรู้ ความสามารถ
และประสบการณ์ อันจะเป็นกำลังสำคัญในการพัฒนากลุ่มวิชาชีพความปลอดภัยต่อไป

  บริษัทฯ ได้รับการคัดเลือกให้ทำหน้าที่เป็นประธานในคณะทำงานเกี่ยวกับแผนฉุกเฉิน Emergency
  Response ของสถาบัน

ปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
ซึ่งมีวัตถุประสงค์ในการสนับสนุนการบริหารจัดการด้านความปลอดภัยและการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินของกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
และบริษัทฯ ยังเป็นศูนย์รวมทางด้านวิชาการ และเทคโนโลยีการบริหารงานด้านอาชีวอนามัย
ความปลอดภัย ป้องกันและระงับอัคคีภัย จึงมีหน่วยงานภาครัฐ เอกชน
และสถานศึกษาทั้งในและต่างประเทศขอเข้าเยี่ยมชมกิจการ และเชิญบุคลากรของบริษัทฯ
เป็นวิทยากรบรรยาย ตลอดจนร่วมเป็นคณะกรรมการร่างข้อกำหนด กฎหมาย
ที่เกี่ยวข้องกับการบริหารงานด้าน อาชีวอนามัย ความปลอดภัย
ป้องกันและระงับอัคคีภัยอย่างต่อเนื่อง

เกณฑ์รางวัลคุณภาพแห่งชาติ (TQA)

  จากวิสัยทัศน์ที่มุ่งมั่นจะเป็นโรงกลั่นชั้นนำในเอเชียแปซิฟิก และคงไว้ซึ่งความเป็นเลิศอย่างยั่งยืน
  ในปี 2008 นี้บริษัทฯ ได้นำ

เกณฑ์รางวัลคุณภาพแห่งชาติ (Thailand Quality Award : TQA)
มาใช้เป็นเครื่องมือสนับสนุนหารบริหาร การตรวจประเมินและพัฒนาองค์กร
เพื่อเตรียมพร้อมก้าวไปสู่องค์กรแห่งความเป็นเลิศ เป็นที่ยอมรับในระดับสากล
สามารถตอบสนองต่อความต้องการและความคาดหวังของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทั้งหมด