Annual2011

สารบัญเรื่อง 06

10 12 14 19

สารจากอธิบดี ส่วนที่ 1 รู้จักกับ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ

ส่วนที่ 2 จากอดีตสู่ปัจจุบัน

24

40 ปี ของกฎหมายปิโตรเลียมไทย

44 45 56 59 72 78 86 94 102 104 108

ภาพรวมของ ชธ. โครงสร้างองค์กร นโยบายพลังงานและยุทธศาสตร์ของ ชธ. สถานการณ์ปิโตรเลียมในประเทศ

ส่วนที่ 3 การสำรวจและผลิตปิโตรเลียม พื้นที่ในประเทศภายใต้ พ.ร.บ.ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514

สัมปทานปิโตรเลียม การสำรวจปิโตรเลียม การเจาะหลุมปิโตรเลียม พื้นที่ผลิตปิโตรเลียม ปริมาณสำรองปิโตรเลียม การผลิตปิโตรเลียม รายได้จากการประกอบกิจการปิโตรเลียม การลงทุนสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทาน การส่งเสริมและอำนวยความสะดวกในการประกอบกิจการปิโตรเลียม

พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ภายใต้ พ.ร.บ. องค์กรร่วม ไทย - มาเลเซีย พ.ศ. 2533

ส่วนที่ 4 การดำเนินโครงการที่สำคัญ

116 122 128

โครงการเฝ้าระวังด้านสิ่งแวดล้อม โครงการศึกษาแนวทางการพัฒนาและใช้ประโยชน์หินน้ำมันแม่สอด โครงการศึกษาด้านการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ในชั้นหินใต้ดิน

ส่วนที่ 5 กิจกรรมเพื่อสิ่งแวดล้อมและสังคม

134 143 144

โครงการเฉลิมพระเกียรติฯ เพื่อฟื้นฟูสิ่งแวดล้อม สู้ภัยน้ำท่วม เรียนรู้โลกปิโตรเลียม

ส่วนที่ 6 การดำเนินงานตามแผนปฏิบัติราชการ

152 155

ผลสัมฤทธิ์ของการปฏิบัติราชการ งบแสดงฐานะการเงิน

สารบัญแผนที่และตาราง แผนทีแ่ สดง

46 48 52 54 77 89

แปลงสัมปทานปิโตรเลียมในประเทศไทย แปลงสัมปทานปิโตรเลียมในอ่าวไทย แปลงสัมปทานปิโตรเลียมบนบก แปลงสัมปทานปิโตรเลียมภาคใต้และทะเลอันดามัน แหล่งปิโตรเลียมในประเทศไทย พื้นที่ผลิตปิโตรเลียม และระบบท่อส่งก๊าซในอ่าวไทย

ตารางแสดง 05 49 62 73 82 90 96 105

ข้อมูลน่ารู้ สัมปทานปิโตรเลียมในประเทศไทย หลุมเจาะปิโตรเลียมในปี 2554 พื้นที่ผลิตปิโตรเลียม ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่พิสูจน์แล้ว ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมรายเดือนในปี 2554 ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวงจากปิโตรเลียมที่ผลิตได้ ที่อยู่ของผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม

ข้อมูลน่ารู้

กิจกรรม การสำรวจธรณีฟิสิกส์ การสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบ 2 มิติ (กิโลเมตร) การสำรวจแบบ 3 มิติ (ตารางกิโลเมตร) การเจาะ

1 หลุมสำรวจ (หลุม) หลุมพัฒนา (หลุม)

ปริมาณการขายและรายได้ของรัฐ ก๊าซธรรมชาติ (พันล้านลูกบาศก์ฟุต) คอนเดนเสท (ล้านบาร์เรล) น้ำมันดิบ (ล้านบาร์เรล) มูลค่าปิโตรเลียม (พันล้านบาท) ค่าภาคหลวงปิโตรเลียม (พันล้านบาท) ผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ (SRB) (พันล้านบาท)2 ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (พันล้านบาท)2 การจัดสรรค่าภาคหลวง (ล้านบาท) ให้องค์การบริหารส่วนตำบล (อบต.) ในพื้นที่ผลิตปิโตรเลียม ให้ อบต. ทั่วประเทศ และเทศบาลต่างๆ ให้องค์การบริหารส่วนจังหวัด (อบจ.) สัมปทานปิโตรเลียม จำนวนสัมปทาน

จำนวนแปลงสำรวจ

ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว ณ 31 ธันวาคม3 ก๊าซธรรมชาติ (ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต) คอนเดนเสท (ล้านบาร์เรล) น้ำมันดิบ (ล้านบาร์เรล) รวมปริมาณสำรองในหน่วยเทียบเท่าน้ำมันดิบล้านบาร์เรล

1 รวมหลุมประเมินผล 2 จัดเก็บในเดือนพฤษภาคมของปีถัดไป 3 รวมพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย

2550

8,042 790

53 463

871 24.0 48.7 297.2 37.4 4.74 74.25

611.9 611.9 611.9

52.00 68.00

11.2 264.8 176.0 2,370

2551

15,046 260

49 417

917 27.8 51.1 387.2 47.9 6.92 87.22

1,016.84 1,016.84 1,016.84

62 80

12.0 270.8 182.9 2,500

2552

6,410 3,594

63 393

861 26.7 54.0 306.9 37.7 1.78 67.68

636.07 636.07 636.07

61 79

11.03 255.12 180.26 2,330

2553

2554

6,710 2,230

964 4,982

65 432

939 29.3 55.98 365.65 44.54 3.39 81.24

873.25 873.25 873.25

44 519

61 79

10.58 245.21 197.28 2,235

923 29.3 49.1 421.63 51.04 3.99 81.78 1,093.03 1,093.03 1,093.03 63 79 10.06 238.71 214.56 2,185.07

สารจากอธิบดี กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ

รายงานประจำปี 2554

(นายทรงภพ พลจันทร์) อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ

ปี พ.ศ. 2554 เป็นปีทม่ี คี วามสำคัญปีหนึง่ สำหรับการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย เนือ่ งจากเป็นโอกาสครบรอบ 40 ปี ของการดำเนินงานสำรวจปิโตรเลียมภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และครบรอบ 30 ปีของการผลิตปิโตรเลียม จากอ่าวไทยด้วย ทั้งนี้ นับตั้งแต่ประเทศไทยประกาศใช้กฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมเป็นครั้งแรกในปี พ.ศ. 2514 ก็ได้มีบริษัทน้ำมัน จำนวนมากเข้ามาลงทุนสำรวจปิโตรเลียมในฐานะผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม จนกระทั่งพบแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยและเริ่มการ ผลิตจากแหล่งเอราวัณได้เป็นครัง้ แรกในปี พ.ศ. 2524 ซึง่ นอกจากจะเป็นจุดเริม่ ต้นของการใช้กา๊ ซธรรมชาติเป็นเชือ้ เพลิงสะอาดสำหรับ การผลิตไฟฟ้าทดแทนการใช้น้ำมันเตาแล้ว ก็ยังเป็นจุดเริ่มต้นของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอุตสาหกรรมต่อเนื่องอื่นๆ ในประเทศ ซึ่งมีส่วนในการสร้างเสริมความเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจให้แก่ประเทศจนถึงปัจจุบัน

ตลอดระยะเวลา 40 ปีที่ผ่านมา อุตสาหกรรมสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศได้เติบโตขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยเป็นไป อย่างมีประสิทธิภาพ ปลอดภัย และเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม รวมทั้งได้สร้างประโยชน์มหาศาลทั้งทางตรงและทางอ้อมให้แก่ประเทศ เมื่อนับจนถึงปัจจุบันได้ก่อให้เกิดการลงทุนรวมทั้งสิ้น 1.46 ล้านล้านบาท และผลิตปิโตรเลียมได้เป็นมูลค่ารวม 3.41 ล้านล้านบาท ซึง่ นอกจากจะช่วยรักษาความมัน่ คงด้านพลังงานของประเทศและลดการสูญเสียเงินตราจำนวนมากเพือ่ นำเข้าปิโตรเลียมแล้ว ยังสร้าง รายได้ให้กบั รัฐรวม 1.16 ล้านล้านบาทอีกด้วย นอกจากนัน้ ยังก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างรายได้ทง้ั ในอุตสาหกรรมปิโตรเลียมเอง และอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องอื่นๆ เป็นจำนวนมาก

สำหรับการดำเนินงานในรอบปี 2554 นั้น ผลจากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่ยังคงสูงอยู่ ทำให้มีการลงทุนสำรวจและ พัฒนาแหล่งปิโตรเลียมอย่างต่อเนื่องอีก 144,878 ล้านบาท และมีการจัดหาปิโตรเลียมจากแหล่งผลิตในพื้นที่สัมปทานปิโตรเลียม ในอัตราเฉลี่ยต่อวันเป็นก๊าซธรรมชาติ 2,528 ล้านลูกบาศก์ฟุต ก๊าซธรรมชาติเหลว 80,375 บาร์เรล และน้ำมันดิบ 134,557 บาร์เรล หรือคิดเป็นร้อยละ 35 ของความต้องการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศ ส่งผลให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติสามารถจัดเก็บ รายได้จากการประกอบกิจการปิโตรเลียมได้มากถึง 55,030 ล้านบาท เมือ่ รวมกับภาษีเงินได้ปโิ ตรเลียมทีก่ รมสรรพากรจัดเก็บอีกกว่า 81,778 ล้านบาท จึงเป็นการจัดเก็บรายได้สูงที่สุดในรอบ 30 ปี นับตั้งแต่มีการผลิตปิโตรเลียมเป็นต้นมา

ในปีที่ผ่านมาแม้ว่าจะมีอุปสรรคหลายประการต่อการดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียม เช่น มหาอุทกภัยในทุกภาค ของประเทศ อุบัติเหตุท่อส่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย หรือปัญหามุมมองที่แตกต่างกันต่อการสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียม ในบางพืน้ ที่ กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติกไ็ ด้ปฏิบตั งิ านและพยายามแก้ไขข้อขัดข้องและอุปสรรคต่างๆ ด้วยความมุง่ มัน่ และตัง้ ใจจริงทีจ่ ะสร้าง ประโยชน์สูงสุดให้แก่ประเทศ โดยให้ความสำคัญกับการมีส่วนร่วมของทุกภาคส่วน การรักษาสภาพสิ่งแวดล้อม และความปลอดภัย ในการปฏิบัติงาน ซึ่งเป็นแนวทางการดำเนินงานที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติยึดถือมาตั้งแต่ต้นจนถึงปัจจุบันและต่อเนื่องไปในอนาคต

สำหรับงานสำคัญที่จะดำเนินการในปี พ.ศ. 2555 คือ การเตรียมการเปิดให้ยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียมในแปลงสำรวจ บนบกและในทะเลอ่าวไทย เพื่อเพิ่มโอกาสในการสำรวจพบแหล่งปิโตรเลียมใหม่ เพื่อเป็นพลังงานสำรองทดแทนแหล่งปิโตรเลียม ที่ผลิตมาเป็นเวลานานและมีกำลังผลิตลดต่ำลง รวมทั้งสนับสนุนให้ผู้ประกอบการนำเทคโนโลยีที่ทันสมัยมาใช้ในการสำรวจและ ผลิตเพื่อให้สามารถนำปิโตรเลียมมาใช้ประโยชน์ได้อย่างคุ้มค่า นอกจากนี้ งานสำคัญอีกประการหนึ่งคือการพิจารณาหาแนวทาง ทีเ่ หมาะสมในการบริหารจัดการในแปลงสัมปทานปิโตรเลียมทีส่ น้ิ สุดระยะเวลาผลิตตามกฏหมาย แต่ยงั มีปริมาณปิโตรเลียมเหลืออยู่ รวมทั้งการประสานความร่วมมือกับกระทรวงการต่างประเทศในการหาแนวทางนำทรัพยากรปิโตรเลียมในพื้นที่ทับซ้อนกับประเทศ เพื่อนบ้านมาใช้ประโยชน์ได้โดยเร็ว

ผมขอขอบคุณผู้ที่เกี่ยวข้องในทุกภาคส่วน ทั้งหน่วยงานภาครัฐ ผู้ประกอบกิจการปิโตรเลียม และที่สำคัญอย่างยิ่งคือ ภาคประชาชน ที่ได้ให้ความสนับสนุนและร่วมมือในการดำเนินโครงการสำรวจ พัฒนา และผลิตปิโตรเลียมด้วยดีมาโดยตลอด ทำให้ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติสามารถปฏิบัติภารกิจหลักด้านการจัดหาปิโตรเลียมซึ่งเป็นปัจจัยพื้นฐานสำคัญในการรักษาความมั่นคง ด้านพลังงานของประเทศได้อย่างต่อเนื่อง กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติตระหนักดีว่าภารกิจด้านการจัดหาพลังงานของประเทศ จะดำเนินไปไม่ได้ หากไม่ได้รับความร่วมมือจากประชาชนและหน่วยงานต่างๆ และมุ่งมั่นที่จะทำหน้าที่ให้ดีที่สุดเพื่อประโยชน์สูงสุด ของประเทศและประชาชนในระยะยาว

ในโอกาสนี้ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้จัดทำรายงานประจำปี พ.ศ. 2554 ขึ้นเพื่อสื่อสารข้อมูลการสำรวจและ ผลิตปิโตรเลียมในประเทศที่ถูกต้อง ชัดเจน และรอบด้าน เพื่อให้ประชาชนทุกภาคส่วนได้รับทราบข้อมูลที่ถูกต้อง เพื่อเป็นพื้นฐาน ของความเข้าใจที่ตรงกัน อันจะนำไปสู่ความร่วมมือในการสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้แก่ประเทศต่อไป

1

ส่วนที่

รู้จักกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ภาพรวมของ ชธ. โครงสร้างองค์กร นโยบายพลังงานและยุทธศาสตร์ของ ชธ. สถานการณ์ปิโตรเลียมในประเทศ

แหล่งก๊าซธรรมชาติมูด้า แปลง B-17 (MTJDA)

แหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช แปลงสำรวจ 16

วิสัยทัศน์

บริหารจัดการแหล่งเชื้อเพลิงธรรมชาติ เพื่อสร้างและรักษาความมั่นคงทางพลังงาน ของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพและยั่งยืน

พันธกิจ

ส่งเสริมให้มีการสำรวจ พัฒนา ผลิต และบริหารจัดการเชื้อเพลิงธรรมชาติ แบบบูรณาการ โดยใช้เทคโนโลยีที่สะอาดและทันสมัยตามมาตรฐานสากล

ภารกิจ

ส่งเสริม สนับสนุน และเร่งรัด การจัดหาพลังงาน โดยการส่งเสริมและเร่งรัด การสำรวจและพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงธรรมชาติในประเทศ และส่งเสริมความร่วมมือ ด้านการสำรวจและพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงธรรมชาติกับประเทศเพื่อนบ้านและประเทศอื่น

วัฒนธรรมองค์กร กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ทำงานประสานประโยชน์ มุ่งมั่น เต็มใจ โปร่งใส และรับผิดชอบ

แหล่งน้ำมันดิบอู่ทอง แปลงสำรวจ PTTEP1

แหล่งก๊าซธรรมชาติไพลิน แปลงสำรวจ B12/27

แหล่งน้ำมันดิบสิริกิต์ แปลงสำรวจ S1

แหล่งน้ำมันดิบบัวหลวง แปลงสำรวจ B8/38

อำนาจหน้าที่ตามที่กฎหมายกำหนด กฎกระทรวงแบ่งส่วนราชการกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน พ.ศ. 2551 กำหนดกรอบอำนาจหน้าที่ของ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ดังนี้ (1) บริหารจัดการในการให้สัมปทาน การสำรวจ การผลิต การเก็บรักษา การขนส่ง การขาย และการจำหน่ายปิโตรเลียม (2) กำหนดแนวทางการจัดหา การพัฒนา และการจัดการแหล่งปิโตรเลียม (3) วิเคราะห์ วิจัย และประเมินศักยภาพและปริมาณสำรอง และพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงธรรมชาติ (4) พิจารณาสิทธิ ประสาน และอำนวยความสะดวกแก่ผู้ประกอบการให้เป็นไปตามกฎหมาย และข้อผูกพันต่อรัฐ รวมทั้งจัดเก็บค่าภาคหลวงและผลประโยชน์อื่นใดจากปิโตรเลียม (5) กำหนดมาตรฐานการดำเนินงานอาชีวอนามัย ความปลอดภัย และสิง่ แวดล้อมในการประกอบกิจการปิโตรเลียม (6) ประสานความร่วมมือในการสำรวจและพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงธรรมชาติในพื้นที่พัฒนาร่วม พื้นที่ทับซ้อน กับประเทศเพื่อนบ้าน และประเทศอื่น (7) บริหารจัดการข้อมูลสารสนเทศปิโตรเลียมและเชื้อเพลิงธรรมชาติอื่นๆ (8) ปฏิบัติการอื่นใดตามที่กฎหมายกำหนดให้เป็นอำนาจหน้าที่ของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติหรือตามที่ กระทรวงพลังงานหรือคณะรัฐมนตรีมอบหมาย

โครงสร้างองค์กร อธิบดี

(ทรงภพ พลจันทร์)

รองอธิบดี

(วรรณาภรณ์ สวัสดิมงคล)

กลุ่มพัฒนาระบบบริหาร

สำนักบริหารกิจการปิโตรเลียม ระหว่างประเทศ

(เปรมฤทัย วินัยแพทย์ - ผู้อำนวยการ) บริหารจัดการแหล่งปิโตรเลียมในพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย-มาเลเซีย และพื้นที่ทับซ้อนกับประเทศเพื่อนบ้าน กำกับดูแลการดำเนินงานและผลประโยชน์จากการพัฒนา แหล่งปิโตรเลียมในพื้นที่พัฒนาร่วม ประสานงานร่วมมือเพื่อการพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงธรรมชาติ ระหว่างประเทศ n

n

n

สำนักเทคโนโลยีการประกอบกิจการ ปิโตรเลียม

สำนักจัดการเชื้อเพลิงธรรมชาติ

(วีระศักดิ์ พึ่งรัศมี - ผู้อำนวยการ)

(ศุภฤกษ์ สิตะหิรัญ - ผู้อำนวยการ) n n n n

กำกับดูแลการผลิตปิโตรเลียม กำกับดูแลการสำรวจปิโตรเลียม กำกับดูแลงานวิศวกรรมระบบอุปกรณ์ ประเมินศักยภาพและปริมาณสำรองปิโตรเลียม วิเคราะห์ผลตอบแทนการลงทุนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม และกรรมวิธีในการผลิตปิโตรเลียม ตรวจสอบประเมินการผลิต การขนส่ง การซื้อขาย ศึกษาและประเมินศักยภาพแหล่งเชื้อเพลิงทางเลือก และจำหน่ายปิโตรเลียม กำหนดหลักเกณฑ์ มาตรฐาน และกำกับดูแลการ ดำเนินงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม n n

n

n

12

รายงานประจำปี 2554

รองอธิบดี

(ชวลิต พิชาลัย)

กลุ่มวิชาการ กลุ่มตรวจสอบภายใน สำนักบริหารกลาง (พวงทิพย์ ศิลปศาสตร์ - ผู้อำนวยการ) บริหารงานทั่วไป สารบรรณ การเงิน และด้านบุคลากร ประชาสัมพันธ์ ดำเนินการด้านกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง n

n n

สำนักบริหารสัมปทานปิโตรเลียม

ศูนย์สารสนเทศข้อมูลเชื้อเพลิงธรรมชาติ

กองแผนงานเชื้อเพลิงธรรมชาติ

(บุญบันดาล ยุวนะศิริ - ผู้อำนวยการ)

(จิตวัฒน์ มีศุข - ผู้อำนวยการ)

(อุษา ประจันตบริบาล - ผู้อำนวยการ)

บริหารจัดการสัมปทานปิโตรเลียม ตรวจสอบค่าใช้จ่ายและจัดเก็บรายได้ จากการประกอบกิจการปิโตรเลียม ประสานงานและอำนวยความสะดวกการดำเนินงาน ของผู้ประกอบการตามข้อกำหนดในสัญญา สัมปทานปิโตรเลียม n

n

n

n n

บริหารจัดการข้อมูลปิโตรเลียม บริหารจัดการและเผยแพร่ข้อมูลเชื้อเพลิงธรรมชาติ บริหารจัดการระบบสารสนเทศ

จัดทำแผนยุทธศาสตร์ แผนปฏิบัติการ และแผนงบประมาณ ติดตามและประเมินผลการดำเนินงานตามแผน n

n

13

n

นโยบายและยุทธศาสตร์ด้านพลังงาน

นั บ ตั ้ ง แต่ ม ี แ ผนพั ฒ นาเศรษฐกิ จ และสั ง คมแห่ ง ชาติ ฉ บั บ แรกในปี พ.ศ. 2504 ประเทศไทยได้ ม ี การเปลี่ยนแปลงจากสังคมเกษตรกรรมไปสู่สังคมอุตสาหกรรมมากขึ้นตามลำดับ ตลอดช่วงเวลา 50 ปีที่ผ่านมา ความเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ การขยายตัวในภาคอุตสาหกรรม และการเปลี่ยนแปลงรูปแบบการดำรงชีวิต ของคนไทยในทิศทางที่พึ่งพาการใช้พลังงานในด้านต่างๆ มากขึ้น ส่งผลให้ประเทศไทยมีความต้องการใช้พลังงาน เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงต้องกำหนดนโยบายและยุทธศาสตร์ด้านพลังงานที่เหมาะสมเพื่อรักษาความมั่นคง ด้านพลังงาน ต่อไปในอนาคต

การพั ฒ นาประเทศในระยะเริ ่ ม ต้ น มุ ่ ง เน้ น การพั ฒ นาเศรษฐกิ จ เป็ น หลั ก โดยยั ง ไม่ ใ ห้ ค วามสำคั ญ กั บ สมดุ ล ทางสั ง คมและสิ ่ ง แวดล้ อ มมากนั ก แต่ ใ นระยะต่ อ มา เพื ่ อ ให้ ก ารพั ฒ นาประเทศมี ด ุ ล ยภาพในทุ ก ๆ มิ ต ิ การจัดทำแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติก็ได้คำนึงถึงปัจจัยด้านสังคมและสิ่งแวดล้อมควบคู่ไปกับปัจจัย ด้านเศรษฐกิจมากขึ้นเป็นลำดับ จวบจนกระทั่งประเทศไทยและนานาประเทศต่างได้รับผลกระทบอย่างมาก จากภาวะวิกฤติเศรษฐกิจที่เริ่มต้นในเอเชียในปี พ.ศ. 2540 ทำให้ต้องมีการทบทวนทิศทางการพัฒนาประเทศใหม่ โดยเริ่มให้ความสำคัญกับการพัฒนาอย่างยั่งยืนตามหลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียงของพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัว รั ช กาลปั จ จุ บ ั น และได้ ย ึ ด ถื อ เป็ น หลั ก ในการจั ด ทำแผนพั ฒ นาเศรษฐกิ จ และสั ง คมแห่ ง ชาติ ต ั ้ ง แต่ ฉ บั บ ที ่ 9 (พ.ศ. 2545-2549) จนถึงปัจจุบัน

14

รายงานประจำปี 2554

แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 11 (พ.ศ. 2555-2559) กำหนดทิศทางการพัฒนาโดยมุ่งเน้น การยึดคนเป็นศูนย์กลางและสร้างเสริมกระบวนการมีส่วนร่วมของทุกภาคส่วนในสังคม เพื่อให้สามารถบูรณาการ การพัฒนาประเทศสูค่ วามสมดุลในทุกมิติ การกำหนดนโยบายด้านพลังงานจึงอยูใ่ นกรอบทิศทางของแผนพัฒนาประเทศ ภายใต้นโยบายของคณะรัฐมนตรีซึ่งได้แถลงต่อรัฐสภาในวันที่ 23 สิงหาคม 2554 โดยแบ่งออกเป็น 5 ข้อ ได้แก่

1. ส่งเสริมและผลักดันอุตสาหกรรมพลังงานซึ่งถือเป็นอุตสาหกรรมเชิงยุทธศาสตร์ให้สามารถสร้างรายได้ ให้ประเทศ โดยเพิ่มการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน และพัฒนาให้เป็นศูนย์กลางธุรกิจพลังงานของภูมิภาค โดยใช้ความได้เปรียบเชิงภูมิยุทธศาสตร์

2. สร้างเสริมความมั่นคงด้านพลังงาน โดยแสวงหาและพัฒนาแหล่งพลังงานและระบบไฟฟ้า ทั้งจาก ในประเทศและต่ า งประเทศ รวมถึ ง การกระจายแหล่ ง และประเภทพลั ง งานให้ ม ี ค วามหลากหลาย เหมาะสม และยั่งยืน

3. กำกับราคาพลังงานให้มีราคาที่เหมาะสม เป็นธรรม และมุ่งสู่การสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยปรับบทบาท กองทุนน้ำมันให้เป็นกองทุนสำหรับรักษาเสถียรภาพราคา ส่วนการชดเชยราคานั้นจะดำเนินการอุดหนุนเฉพาะ บางกลุ่ม โดยจะส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติมากขึ้นในภาคขนส่ง และส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์และไบโอดีเซล ในภาคครัวเรือน

4. ส่งเสริมการผลิต การใช้ ตลอดจนการวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้ง เป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี และให้มีการพัฒนาอุตสาหกรรม อย่างครบวงจร

5. ส่งเสริมและผลักดันการอนุรักษ์พลังงานอย่างเต็มรูปแบบโดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลง ร้อยละ 25 ภายใน 20 ปีและมีการพัฒนาอย่างครบวงจร ส่งเสริมการใช้อุปกรณ์และอาคารสถานที่ที่มีประสิทธิภาพสูง ส่งเสริมกลไกการพัฒนาพลังงานทีส่ ะอาดเพือ่ ลดก๊าซเรือนกระจกและแก้ปญ ั หาภาวะโลกร้อน สร้างจิตสำนึกของผูบ้ ริโภค ในการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพอย่างเป็นระบบ จริงจังและต่อเนื่อง ทั้งภาคการผลิต ภาคการขนส่ง และภาคครัวเรือน

ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปอย่างสอดคล้องกับนโยบายที่กำหนดไว้ และได้ผลอย่างเป็นรูปธรรม กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2555-2559) โดยแบ่งออกเป็น 6 ยุทธศาสตร์ ดังนี้ ยุทธศาสตร์ที่ 1 การจัดหาเพื่อสร้างเสริมความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ยุทธศาสตร์ที่ 2 การอนุรักษ์พลังงานและใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ยุทธศาสตร์ที่ 3 การพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานที่สะอาด ยุทธศาสตร์ที่ 4 การกำกับดูแลกิจการพลังงานและราคาพลังงาน ยุทธศาสตร์ที่ 5 การผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานสร้างรายได้ให้ประเทศ ยุทธศาสตร์ที่ 6 การพัฒนาองค์กร

15

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติในฐานะหน่วยงานสังกัดกระทรวงพลังงานและมีหน้าที่หลักในการจัดหาพลังงาน จากแหล่งทรัพยากรเชื้อเพลิงธรรมชาติภายในประเทศเพื่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ จึงได้กำหนด ยุทธศาสตร์ของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติไว้ 4 ยุทธศาสตร์ โดยให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงานของประเทศและ ยุทธศาสตร์ของกระทรวงพลังงาน อันประกอบด้วย

นโยบายด้านพลังงาน 1. ส่งเสริมและผลักดันอุตสาหกรรมพลังงาน ให้เป็นศูนย์กลางธุรกิจพลังงานของภูมิภาค 2. สร้างเสริมความมั่นคงด้านพลังงาน

ยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน (2555-2559) การจัดหาเพื่อสร้างเสริมความ มั่นคงด้านพลังงานของประเทศ การผลักดันให้อุตสาหกรรม พลังงานสร้างรายได้ให้ประเทศ

ยุทธศาสตร์กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (2554-2558) ยุทธศาสตร์ที่ 1

สร้างและรักษาความมั่นคง ในการจัดหาเชื้อเพลิง จากแหล่ง ภายในประเทศและต่างประเทศ

ยุทธศาสตร์ 2

3. กำกับราคาพลังงานให้เหมาะสม เป็นธรรม

การอนุรักษ์พลังงานและใช้ พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ

ส่งเสริมมาตรการด้านความปลอดภัย การป้องกันและบรรเทาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม ที่เกิดจากการประกอบกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

4. ส่งเสริมการผลิต การใช้ วิจัยและพัฒนา พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก

การพัฒนาพลังงานทดแทน และพลังงานที่สะอาด

ยุทธศาสตร์ 3

5. ส่งเสริม และผลักดันการอนุรักษ์พลังงาน กลไกการพัฒนาพลังงานที่สะอาด เพื่อให้ เป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม

การกำกับดูแลกิจการพลังงาน และราคาพลังงาน การพัฒนาองค์กร

มุ่งสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง เพื่อยกระดับ ด้านมาตรฐาน คุณภาพ และประสิทธิภาพการ กำกับกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ยุทธศาสตร์ 4

เสริมสร้างภาพลักษณ์ ความเชื่อมั่น และความร่วมมือจากทุกภาคส่วน

ยุทธศาสตร์ที่ 1 สร้างและรักษาความมั่นคงในการจัดหาเชื้อเพลิงจากแหล่งภายในประเทศและต่างประเทศ

เป็นยุทธศาสตร์ที่รองรับนโยบายความมั่นคงด้านพลังงานและให้ความสำคัญต่อการบริหารจัดการแหล่ง เชื้อเพลิงธรรมชาติของประเทศโดยเฉพาะอย่างยิ่งแหล่งปิโตรเลียมซึ่งมีจำนวนจำกัดให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ สูงสุด เพื่อให้สามารถตอบสนองความต้องการเชื้อเพลิงธรรมชาติได้อย่างยั่งยืน และทำให้ประเทศมีความมั่นคง ด้านพลังงานโดยดำเนินงานดังนี้

• เพิ่มการประเมินศักยภาพปิโตรเลียม เพื่อให้มีข้อมูลของพื้นที่ที่มีศักยภาพเพียงพอและเพิ่มโอกาสในการ สำรวจให้ประสบผลสำเร็จมากขึ้น

• เร่งรัดให้มีการออกสัมปทานอย่างต่อเนื่อง เพื่อเพิ่มโอกาสในการพบแหล่งปิโตรเลียมใหม่ โดยจัดตั้งและ พัฒนาทีมให้คำปรึกษา เพื่อให้ข้อมูลแก่ผู้ประกอบกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

• เร่งรัดการสำรวจในพื้นที่สงวน เพื่อเพิ่มโอกาสในการพบปริมาณสำรองปิโตรเลียม

• ส่งเสริมการดำเนินงานผลิตปิโตรเลียมให้มีประสิทธิภาพสูงสุด โดยมุ่งเน้นการเพิ่มความสามารถในการนำ ปิโตรเลียมขึ้นมาจากชั้นหินกักเก็บ (ซึ่งจะเป็นการเพิ่มค่า Recovery Factor) และใช้หลุมเจาะที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์ สูงสุด (Well Optimization)

• เตรียมความพร้อมสำหรับแปลงที่กำลังจะสิ้นสุดระยะเวลาผลิต เพื่อให้การสำรวจและผลิตปิโตรเลียม สามารถดำเนินการไปอย่างต่อเนื่องหลังจากสิ้นสุดระยะเวลาผลิตแล้ว

• ศึกษากำหนดแนวทางเพื่อให้การดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่พัฒนาร่วมเป็นไปอย่าง ต่อเนื่อง รวมถึงการศึกษาแนวทางเพื่อนำไปสู่การแก้ไขปัญหาพื้นที่ไหล่ทวีปทับซ้อนกับประเทศเพื่อนบ้าน

• สนับสนุนความร่วมมือกับคณะมนตรีด้านปิโตรเลียมของอาเซียน (ASEAN Council on Petroleum : ASCOPE) ในการพัฒนาโครงข่ายเชื่อมโยงท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติระหว่างประเทศในภูมิภาค (Trans-ASEAN Gas Pipeline)

16

รายงานประจำปี 2554

ยุทธศาสตร์ 2 ส่งเสริมมาตรการด้านความปลอดภัย การป้องกันและบรรเทาผลกระทบด้านสิง่ แวดล้อม

ที่เกิดจากการประกอบกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

17

เป็นยุทธศาสตร์ที่ส่งเสริมการประกอบกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมให้เป็นไปตามมาตรฐานสากลและ ได้รับการยอมรับจากประชาชนทุกภาคส่วน โดยมีเป้าประสงค์ให้กิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศ เป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม ชุมชน และผู้ปฏิบัติงาน โดยดำเนินงานดังนี้

• จัดให้มโี ครงการเพือ่ เพิม่ ประสิทธิภาพและมาตรฐานในการบริหารจัดการด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย และสิ ่ ง แวดล้ อ ม ในการสำรวจและผลิ ต ปิ โ ตรเลี ย ม เช่ น โครงการตรวจเฝ้ า ระวั ง คุ ณ ภาพน้ ำ ทะเลอ่ า วไทย โครงการตรวจเฝ้าระวังปริมาณปรอทในเนื้อเยื่อปลาทะเล โครงการกำหนดระยะความปลอดภัยของแรงสั่นสะเทือน จากการสำรวจปิโตรเลียมโดยวิธีวัดคลื่นไหวสะเทือน โครงการพัฒนาเครือข่ายการมีส่วนร่วมของผู้มีส่วนได้เสียจาก การพัฒนาปิโตรเลียมบริเวณพื้นที่อำเภอเกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี

• ร่วมประชุมคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ด้านการพัฒนาปิโตรเลียมและระบบขนส่งทางท่อ

• ส่งเสริมให้มีการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้ประโยชน์แทนการเผา/ปล่อยทิ้ง เพื่อลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก จากการประกอบกิจการปิโตรเลียม เช่น โครงการนำก๊าซธรรมชาติของแหล่งน้ำมันดิบประดู่เฒ่าไปใช้ผลิตไฟฟ้า กำลังผลิต 3 เมกะวัตต์ โครงการนำก๊าซธรรมชาติของแหล่งน้ำมันดิบหนองตูมไปผลิต LNG และไปใช้เป็นเชื้อเพลิง สำหรับวิสาหกิจชุมชน รวมไปถึงการเพิ่มระบบ Vapor Recovery ของแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกชและแหล่งน้ำมันดิบ เบญจมาศ

• ศึกษาแนวทางการดำเนินงานและบทบาทภาครัฐสำหรับการดำเนินโครงการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ ไว้ใต้ดิน (Carbon Capture and Storage : CCS )

ยุทธศาสตร์ 3 มุ่งสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง เพื่อยกระดับด้านมาตรฐาน คุณภาพ และประสิทธิภาพ

การกำกับกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

เป็นยุทธศาสตร์ที่มีเป้าประสงค์ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นองค์กรที่มีการบริหารและจัดการกระบวนงาน ภายในอย่างมีประสิทธิภาพ มีการใช้จ่ายงบประมาณอย่างคุ้มค่า โปร่งใส และสามารถตรวจสอบได้ โดยดำเนินงาน ดังนี้

• เพิ่มประสิทธิภาพการประสานงานและการให้บริการ โดยทบทวนและปรับปรุงมาตรฐานกระบวนงาน อย่างเป็นระบบ พร้อมพัฒนาระบบและดำเนินการติดตาม ตลอดจนประเมินประสิทธิภาพของกระบวนงานอย่างต่อเนือ่ ง

• ยกระดับฐานข้อมูลให้เป็นศูนย์กลางองค์ความรู้ด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของประเทศ

• พัฒนาระบบเทคโนโลยีสารสนเทศ เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการปฏิบัติงาน และสนับสนุนการตัดสินใจ ของผู้บริหาร

• ทบทวนภารกิจและโครงสร้างอัตรากำลังให้มีความเหมาะสม พร้อมเร่งรัดสรรหาบุคลากรที่มีศักยภาพ เข้าปฏิบัติงานในตำแหน่งที่จำเป็น ควบคู่ไปกับการสร้างให้บุคลากรยอมรับการหมุนเวียนตำแหน่งงาน เพื่อการเตรียม ความพร้อมสู่การเป็นผู้บริหาร

ยุทธศาสตร์ 4 เสริมสร้างภาพลักษณ์ ความเชื่อมั่น และความร่วมมือจากทุกภาคส่วน

มีเป้าประสงค์เพื่อให้ประชาชนและภาคส่วนต่างๆ เพิ่มการรับรู้ข้อมูลที่ถูกต้องเกี่ยวกับการประกอบกิจการ ปิโตรเลียม ซึ่งจะก่อให้เกิดทัศนคติทางบวกต่อการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม โดยดำเนินงานดังนี้

• จัดกิจกรรมการมีส่วนร่วมกับชุมชนและเครือข่าย เพื่อเพิ่มพูนความรู้และเสริมสร้างความเชื่อมั่นต่อ กิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม โดยเป็นโครงการเสริมสร้างความรูค้ วามเข้าใจด้านปิโตรเลียมต่างๆ เช่น โครงการรูจ้ กั รู้รักษ์ พิทักษ์ปิโตรเลียม โครงการเครือข่ายปิโตรเลียม โครงการท่องโลกปิโตรเลียม โครงการ Petroleum Summer School โครงการค่ายเยาวชน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และโครงการเตรียมความพร้อมสำหรับผู้ที่จะปฏิบัติงาน เจาะหลุมปิโตรเลียม

• ดำเนินโครงการเพื่อฟื้นฟูสภาพสิ่งแวดล้อม ซึ่งนอกจากจะเป็นกิจกรรมที่เป็นสาธารณประโยชน์แล้ว ยังทำให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและผู้ประกอบกิจการปิโตรเลียมมีความใกล้ชิดกับภาคส่วนต่างๆ มากขึ้น เช่น

• โครงการปลูกป่าลดการปล่อย CO2 ได้ประมาณ 100,000 ตัน อาทิ โครงการปลูกป่าถาวรเฉลิม พระเกียรติฯ 40,000 ไร่ และโครงการปลูกป่าชายเลนเฉลิมพระเกียรติฯ 9,784 ไร่ ในพื้นที่เสื่อมโทรม ภายในป่าสงวนแห่งชาติ บริเวณจังหวัดเพชรบูรณ์ และจังหวัดจันทบุรี ตามลำดับ

• โครงการ “ปะการังสร้างอาชีพ” ในพื้นที่จังหวัดนครศรีธรรมราช สงขลา และปัตตานี

• เสริมศักยภาพบุคลากรให้มีความเชี่ยวชาญและสามารถอธิบายองค์ความรู้ที่เกี่ยวข้องให้กับบุคคล ทั่วไปได้เข้าใจโดยง่าย ตลอดจนพัฒนาทักษะในงานด้านมวลชนสัมพันธ์

• เสริมสร้างคุณค่าความพึงพอใจและความภาคภูมิใจในการปฏิบัติราชการของบุคลากรของกรมเชื้อเพลิง ธรรมชาติ

18

รายงานประจำปี 2554

สถานการณ์ปิโตรเลียมในประเทศ

2.0 1.5

6%

1.0

36%

11% 44%

0.5 0.0

3%

2550

2551

2552

พลังน้ำและไฟฟ้านำเข้า ถ่านหิน ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม

2553

2554

ก๊าซธรรมชาติ ลิกไนต์

การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในช่วงปี 2550-2554 ที่มา : สำนักนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)

ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน พลังน้ำและไฟฟ้านำเข้า

ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ลิกไนต์

การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในช่วงปี 2554 แบ่งตามชนิดเชื้อเพลิง ที่มา : สำนักนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)

การจัดหาปิโตรเลียมในรูปของน้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ และน้ำมันสำเร็จรูป ในปี 2554 มาจากการผลิต ภายในประเทศร่วมกับการนำเข้าเป็นปริมาณรวมทั้งสิ้น 1,792,900 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ลดลงจากปี 2553 ร้อยละ 0.6 โดยเป็นการจัดหาจากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ รวมกับพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ในรูปของก๊าซธรรมชาติ 3,288 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ก๊าซธรรมชาติเหลว 88,324 บาร์เรลต่อวัน และน้ำมันดิบ 134,557 บาร์เรลต่อวัน คิดเป็นปริมาณรวม 796,300 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน หรือร้อยละ 44 ของการจัดหา ปิโตรเลียมทั้งหมด

19

ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

แม้ว่าหลายภูมิภาคของประเทศไทยจะประสบกับมหาอุทกภัยอย่างรุนแรงในช่วงครึ่งหลังของปี 2554 แต่ในภาพรวมแล้ว ประเทศไทยกลับมีการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในปี 2554 สูงขึ้นจากปี 2553 ประมาณ ร้อยละ 4 โดยคิดเป็นตัวเลขเฉลี่ยประมาณ 1.85 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ซึ่งเป็นผลพวงของการฟื้นตัว อย่างต่อเนื่องจากวิกฤติเศรษฐกิจในปี 2552 ทั้งนี้ การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นแบ่งได้เป็นการใช้ในรูปแบบของ ปิโตรเลียมร้อยละ 80 (ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 44 และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมร้อยละ 36) ถ่านหินและลิกไนต์ร้อยละ 17 และพลังงานน้ำร้อยละ 3 ซึ่งเป็นสัดส่วนที่แทบจะไม่แตกต่างจากปี 2553

ดุลยภาพปิโตรเลียม (มกราคม - ธันวาคม 2554) หน่วย: พันบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน

การจั ด หา

การบริโภคในประเทศ และการส่งออก

การกลั่นและแยก (ไม่รวมแนปทาจากโรงกลั่นน้ำมันดิบ)

นำเข้า

น้ำมันดิบ - ตะวันออกกลาง - ตะวันออกไกล - อื่นๆ คอนเดนเสท ก๊าซธรรมชาติ แอลเอ็นจี รวม

2553 2554 803.7 788.5 585.9 614.6 73.1 62.2 144.7 111.7 11.4 5.4 147.1 144.7 - 16.3 962.2 954.9

% -1.9 4.9 -14.9 -22.8 -52.6 -1.6 -0.8

ผลิตภัณฑ์ 40.6 41.7 2.7 ปิโตรเลียม - แอลพีจี 37.2 33.6 -9.7 - แก๊สโซลีน - 0.5 - น้ำมันเครื่องบิน 0.1 0.2 100.0 - ดีเซล 1.1 1 -9.1 - น้ำมันเตา 1.9 6.2 226.3 - บิทูเมน 0.3 0.2 -33.3 รวม 1,002.8 996.6 -0.6 152.0 121.4 30.6 80.6 80.6 0 568.3 800.9

134.6 104.9 29.7 88.3 85.8 2.5 573.4 796.3

-11.4 -13.6 -2.8 9.6 6.5 0.9 -0.6

รวมทั้งสิ้น

1,803.7 1,792.9

-0.6

ภายในประเทศ

น้ำมันดิบ - ภายในประเทศ - ส่งออก คอนเดนเสท - ภายในประเทศ - ส่งออก ก๊าซธรรมชาติ รวมภายในประเทศ

กำลังผลิตรวมของโรงกลั่นน้ำมันดิบ 7 โรง และโรงแยกคอนเตนเสท 1 โรง เท่ากับ 1,099,000 บาร์เรลต่อวัน ผลิตภัณฑ์ 2553 2554 % - แอลพีจี 31.7 37.1 17.0 - แก๊สโซลีน 130.5 124.3 -4.8 - เคโรซีน 7.6 2.5 -67.1 - น้ำมันเครื่องบิน 101.5 103 1.5 - ดีเซล 402.5 398.5 -1.0 - น้ำมันเตา 113.2 109.5 -3.3 - บิทูเมน 23.7 21.8 -8.0 รวม 810.7 796.7 -1.7 กำลังการผลิตรวมของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 6 โรง เท่ากับ 2,730 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ผลิตภัณฑ์ 2553 2554 % - ก๊าซธรรมชาติ 220.0 305.5 38.9 - แอลพีจี 53.4 61.3 14.8 - ก๊าซโซลีนธรรมชาติ 9.6 12.2 27.1 รวม 283.0 379.0 33.9

โรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี แอลพีจี 9.1 9.5

การบริโภคผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ผลิตภัณฑ์ 2553 2554 - แอลพีจี 121.7 137.8 - แก๊สโซลีน 110.7 109.4 - เคโรซีน 0.3 0.2 - น้ำมันเครื่องบิน 77.2 83.2 - ดีเซล 319.2 331.5 - น้ำมันเตา 49.4 46.3 - บิทูเมน 14.1 12.8 รวม 692.6 721.2

การส่งออก % 2553 13.2 0.6 -1.2 20.1 -33.3 6.9 7.8 23 3.9 95.3 -6.3 61 -9.2 9.6 4.1 216.5

การบริโภคก๊าซธรรมชาติ ผู้บริโภค 2553 - กฟผ.+IPP+SPP* 477.6 - อุตสาหกรรม 84.2 - ขนส่ง 30.7 - โรงแยกก๊าซ 114.0 รวม 706.5

% -8.9 19.5 26.7 32.6 2.7

2554 435.0 100.6 38.9 151.2 725.7

2554 0.4 14.5 1.7 19.7 81.3 65.7 9.1 192.4

น้ำมันดิบส่งออก 30.6 29.7 -2.8

คอนเดนเสทส่งออก - 2.5 -

4.4 รวม

1,399.1 1,446.9

3.4 247.1 222.1 -10.1

ที่มา: กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ, สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย * IPP หมายถึง ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ SPP หมายถึง ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก ขนาดไม่เกิน 90 เมกกะวัตต์

ในส่วนของน้ำมันดิบและคอนเดนเสทนั้น มีความต้องการใช้ในประเทศจากโรงกลั่นน้ำมัน 7 โรงและ โรงกลัน่ แยกคอนเดนเสท 1 โรง (Condensate Splitter Plant) เป็นปริมาณรวมประมาณ 1 ล้านบาร์เรลต่อวัน โดยสามารถ จัดหาได้จากแหล่งในประเทศร้อยละ 20 ส่วนทีเ่ หลือต้องนำเข้าทัง้ หมด สำหรับผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปทีไ่ ด้รบั จะใช้ในประเทศ ร้อยละ 79 ส่วนทีเ่ หลือซึง่ เป็นผลิตภัณฑ์บางชนิดทีเ่ กินความต้องการใช้ในประเทศจะส่งออกไปจำหน่ายยังต่างประเทศ

ในส่วนของก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้รวม 3,317 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จะถูกส่งเข้าโรงแยกก๊าซ 6 แห่ง ประมาณ 2,700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพื่อแยกโมเลกุลก๊าซที่มีคาร์บอนสูงไปใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมี ส่วนที่เหลือรวมกับก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศพม่าจะนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคของการผลิตไฟฟ้า อุตสาหกรรม และขนส่ง เมื่อมองในภาพรวมแล้วคิดเป็นสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 60 ในโรงแยกก๊าซและวัตถุดิบอุตสาหกรรมปิโตรเคมีร้อยละ 21 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 14 และภาคการขนส่งร้อยละ 5 ซึ่งสัดส่วนดังกล่าวเปลี่ยนแปลงจากปี 2553 เล็กน้อย โดยมีการใช้เป็นวัตถุดิบปิโตรเคมีและในภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น ขณะที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าลดลง

20

รายงานประจำปี 2554

% -33.3 -27.9 -75 -14.3 -14.7 7.7 -5.2 -11.1

ล้าน ลบ. ฟุต ต่อวัน

5,000 14%

4,000 3,000

21%

5%

2,000

60%

1,000 0

2550

2551 2552 2553 2554

NGV อุตสาหกรรม

โรงแยกก๊าซ ไฟฟ้า

ไฟฟ้า โรงแยกก๊าซ

อุตสาหกรรม NGV

การใช้ประโยชน์ก๊าซธรรมชาติ

การใช้ประโยชน์ก๊าซธรรมชาติในปี 2554

ที่มา : สำนักนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)

ที่มา : สำนักนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)

21

เมื่อพิจารณาข้อมูลการใช้พลังงานขั้นต้นดังที่กล่าวมาแล้ว พบว่าประเทศไทยยังต้องพึ่งพาการนำเข้า ปิโตรเลียมจากต่างประเทศอยูม่ าก ทัง้ ในรูปของน้ำมันดิบ น้ำมันสำเร็จรูป และก๊าซธรรมชาติ คิดเป็นสัดส่วนถึงร้อยละ 56 ของความต้องการใช้ปิโตรเลียมทั้งหมด เนื่องจากประเทศไทยมีศักยภาพปิโตรเลียมที่จำกัด ทำให้เราไม่สามารถผลิต ได้เพียงพอต่อความต้องการใช้ แม้จะมีความพยายามสำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องก็ตาม ดังนั้น เพื่อเป็นการรักษาความมั่นคงด้านพลังงาน โดยเฉพาะอย่างยิ่งในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรมและ ภาคขนส่ง ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อส่วนรวมของประเทศ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติยังคงจำเป็นต้องส่งเสริมให้มีการสำรวจ และพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมใหม่ๆ บริหารจัดการการผลิตให้มีประสิทธิภาพสูงสุด ตลอดจนประสานความร่วมมือ กั บ ประเทศเพื ่ อ นบ้ า นและประเทศอื ่ น ๆ ในด้ า นปิ โ ตรเลี ย ม เพื ่ อ รั ก ษาความมั ่ น คงด้ า นพลั ง งานของประเทศ ทั้งในปัจจุบันและอนาคตต่อไป

2

ส่วนที่

จากอดีตสู่ปัจจุบัน

40 ปี ของกฎหมายปิโตรเลียมไทย

40 ปี ของกฎหมายปิโตรเลียมไทย

กฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมสองฉบับแรกของไทย ได้แก่ พระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราช บัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ถือกำเนิดขึ้นและประกาศใช้เป็นครั้งแรกเมื่อวันที่ 23 เมษายน 2514 เนื่องจากนโยบายของรัฐที่ต้องการส่งเสริมให้มีการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมภายใต้มาตรการที่เหมาะสมเพื่อ ประโยชน์ของรัฐและประชาชน ตลอดจนอำนวยความสะดวกให้แก่ผู้ประกอบการ

พระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ.2514 เป็นกฎหมายทีใ่ ช้ในการบริหารจัดการและกำกับดูแลการประกอบกิจการ ปิโตรเลียมในประเทศ ครอบคลุมการสำรวจ ผลิต เก็บรักษา ขนส่ง ขายหรือจำหน่ายปิโตรเลียม ซึง่ ในภายหลังมีการแก้ไข ปรับปรุงรวม 5 ครัง้ ในปี พ.ศ. 2516 2522 2532 2534 และ 2550 เพือ่ ให้เหมาะสมกับสถานการณ์ในแต่ละช่วงเวลาและ แก้ไขข้อขัดข้องในการประกอบกิจการปิโตรเลียม โดยการแก้ไขในปี 2532 เป็นการแก้ไขครัง้ ใหญ่ ทัง้ ในเรือ่ งส่วนแบ่งของ ผลประโยชน์ทร่ี ฐั และผูป้ ระกอบการจะได้รบั เรือ่ งพืน้ ทีแ่ ละระยะเวลาในการสำรวจและผลิต รวมทัง้ แก้ไขกติกาและเงือ่ นไข ต่าง ๆ ให้ชดั เจนและเหมาะสมยิง่ ขึน้ แต่โดยทีก่ ฎหมายดังกล่าวไม่อาจกำหนดให้มผี ลย้อนหลัง ทำให้ปจั จุบนั ผูร้ บั สัมปทาน ปิโตรเลียมในประเทศไทยจึงแบ่งออกเป็น 2 กลุม่ คือ กลุม่ ทีไ่ ด้รบั สัมปทานภายใต้เงือ่ นไขของพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 ทีเ่ รียกว่ากฎหมายเก่า หรือ Thailand I และกลุม่ ทีไ่ ด้รบั สัมปทานภายใต้เงือ่ นไขของพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2532 ที่เรียกว่ากฎหมายใหม่ หรือ Thailand III สำหรับผู้รับสัมปทานที่ได้รับสัมปทานในช่วงปี พ.ศ.

2525 ถึง 2528 ซึ่งอยู่ภายใต้เงื่อนไขของประกาศกระทรวงอุตสาหกรรมเรื่องการยื่นคำขอสัมปทานปิโตรเลียมสำหรับ แปลงสำรวจบนบก ลงวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2525 หรือที่เรียกว่า Thailand II ซึ่งกำหนดให้เสียผลประโยชน์รายปีให้แก่รัฐ ในอัตราที่สูง ทำให้ไม่เอื้ออำนวยต่อการลงทุนนั้น ได้ขอเข้ามาอยู่ภายใต้บังคับของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่4) พ.ศ. 2532 ทุกรายแล้ว ปัจจุบันจึงไม่มีผู้รับสัมปทานที่อยู่ภายใต้ Thailand II เลย

ก่อนกำเนิดกฎหมายปิโตรเลียม

การดำเนินกิจการปิโตรเลียมของประเทศในช่วงปี พ.ศ. 2464 - 2496 กระทำโดยหน่วยงานของรัฐ มีจดุ มุง่ หมาย ในการสำรวจหาน้ำมันเพือ่ เป็นเชือ้ เพลิงสำหรับรถไฟ หลังจากปี พ.ศ. 2496 รัฐจึงเริม่ ให้สทิ ธิแก่เอกชนหรือนิตบิ คุ คลทีเ่ ป็น คนไทยดำเนินการภายใต้กฎหมายเหมืองแร่ และตั้งแต่ปี พ.ศ. 2504 เป็นต้นมา จึงเริ่มให้สิทธิแก่บริษัทต่างประเทศ ดำเนินการสำรวจปิโตรเลียมในประเทศ โดยในระยะแรกมีการสำรวจเฉพาะบนบกภายใต้กฎหมายเหมืองแร่และกฎหมาย ส่งเสริมการลงทุน ต่อมาเมื่อเทคโนโลยีการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในทะเลมีการพัฒนามากขึ้น ทำให้พื้นที่นอก ชายฝั่งทะเลของประเทศต่างๆ เป็นที่สนใจของบริษัทน้ำมันนานาชาติ ในปี พ.ศ. 2507 ก็เริ่มมีบริษัทน้ำมันขนาดใหญ่ แสดงความจำนงขออนุญาตสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย กระทรวงพัฒนาการแห่งชาติซง่ึ เป็นต้นสังกัดของกรม ทรัพยากรธรณีในขณะนัน้ จึงดำริวา่ ควรจะออกประกาศให้แพร่หลายเพือ่ เชิญชวนบริษทั น้ำมันทีส่ นใจเข้าร่วมการแข่งขัน และเพื่อให้มีกติกาที่เป็นสากล สร้างความมั่นใจแก่ผู้ลงทุน จึงได้แต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณาวางหลักเกณฑ์การขอ สำรวจน้ำมันแร่ดิบ เมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2508 คณะกรรมการดังกล่าว มีนายพจน์ สารสิน รัฐมนตรีว่าการกระทรวง พัฒนาการแห่งชาติเป็นประธานกรรมการ ทำหน้าที่วางหลักเกณฑ์การขอสำรวจน้ำมันแร่ดิบให้เป็นไปโดยรวดเร็วและ รอบคอบ

24

รายงานประจำปี 2554

ที่มาของกฎหมายปิโตรเลียมของไทย : หลักเกณฑ์การพิจารณาขออนุญาตสำรวจและหรือผลิตปิโตรเลียม

25

หลังจากคณะกรรมการพิจารณาวางหลักเกณฑ์การขอสำรวจน้ำมันแร่ดบิ ได้ศกึ ษากฎหมายปิโตรเลียมทีใ่ ช้ใน ประเทศอืน่ ๆ แล้ว ก็ได้จดั ทำหลักเกณฑ์การพิจารณาการขออนุญาตสำรวจแหล่งปิโตรเลียมและหรือผลิตปิโตรเลียม ซึง่ ได้รบั ความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีเมือ่ เดือนกันยายน 2508 ต่อมาคณะกรรมการฯ เห็นควรกำหนดรายละเอียดต่างๆ ในหลักเกณฑ์ดังกล่าวเพิ่มขึ้น เช่น การคิดมูลค่าที่จะใช้ในการเก็บค่าภาคหลวงและภาษีเงินได้ การแบ่งปันผลประโยชน์ ระหว่างรัฐกับผูป้ ระกอบการ เป็นต้น กระทรวงพัฒนาการแห่งชาติจงึ ได้ขออนุมตั คิ ณะรัฐมนตรีและได้รบั อนุมตั เิ มือ่ เดือน เมษายน 2509 ให้ว่าจ้างบริษัทวอลเตอร์ เจ เลฟวี่ เอส เอ (Walter J. Levy S.A.) แห่งประเทศสวิสเซอร์แลนด์ มาเป็น ที่ปรึกษาพิจารณากำหนดรายละเอียดต่าง ๆ ร่วมกับคณะกรรมการฯ โดยองค์การยูซ่อม (USOM - United States Operation Mission) เป็นผู้สนับสนุนค่าใช้จ่ายทั้งหมด

ทีป่ รึกษาได้เสนอให้ใช้ระบบกฎหมายของประเทศลิเบีย ซึง่ จูงใจบริษทั น้ำมันมากทีส่ ดุ ในสมัยนัน้ มาเป็นปรัชญา และแนวคิดในการร่างกฎหมายปิโตรเลียมของไทย โดยคณะกรรมการฯ และที่ปรึกษาด้านปิโตรเลียมได้ยึดถือนโยบาย สำคัญ 2 ประการ ในการจัดทำหลักเกณฑ์พิจารณาการขออนุญาตสำรวจและหรือผลิตปิโตรเลียม ดังนี้

1. ให้ผู้รับอนุญาตมีสิทธิ ประโยชน์ และเงื่อนไขในช่วงเวลาสำรวจทัดเทียมกับประเทศอื่นๆ เช่น งดเว้น อากรขาเข้าของอุปกรณ์ทจ่ี ะต้องนำเข้ามาใช้ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม งดเว้นการเก็บค่าใช้พน้ื ทีส่ ำรวจ และอนุญาต ช่วงเวลาการสำรวจให้ยาวกว่าเดิม เป็นต้น หลักเกณฑ์ฉบับนี้จึงจูงใจบริษัทปิโตรเลียมขนาดใหญ่ให้สนใจลงทุนสำรวจ ปิโตรเลียมในประเทศไทยมากรายไม่แพ้ประเทศเพื่อนบ้าน

2. วางเงื่อนไขในช่วงเวลาการผลิตในลักษณะที่ให้ประโยชน์แก่รัฐมาก ไม่แพ้เงื่อนไขของประเทศผู้ผลิต ปิโตรเลียมส่วนใหญ่ เช่น คิดค่าภาคหลวงเป็นค่าชดเชยทรัพยากรของแผ่นดิน โดยไม่ถือเป็นส่วนหนึ่งของกำไรที่รัฐจะ ได้รบั และในกรณีทพ่ี บปิโตรเลียมเป็นจำนวนมาก ผูร้ บั อนุญาตจะต้องจำหน่ายปิโตรเลียมเพือ่ ใช้ภายในประเทศด้วยราคา ที่ย่อมเยากว่าราคาขายส่งต่างประเทศ กับในกรณีที่ช่วงเวลาการผลิตสิ้นอายุ ผู้รับอนุญาตต้องมอบสินทรัพย์ที่จำเป็น ในการผลิตทั้งหมดให้แก่รัฐ

ในสมัยนั้นโอเปกเริ่มจับกลุ่มกันได้เหนียวแน่นและเปลี่ยนแปลงสัญญาโดยให้เพิ่มผลประโยชน์แก่ประเทศ เจ้าของแหล่งน้ำมันโดยไม่เคารพสัญญาเดิมทีไ่ ด้ตกลงไว้ ทำให้บริษทั น้ำมันหวัน่ เกรงมาก ดังนัน้ หลักเกณฑ์ฯ ทีจ่ ดั ทำขึน้ นี้ จึงเน้นมากในเรื่องการเคารพสัญญา โดยคณะกรรมการฯ ได้เปิดโอกาสให้ตัวแทนของบริษัทน้ำมันต่างๆ มาศึกษาและ วิพากษ์วิจารณ์หลักเกณฑ์ฯ ที่ร่างไว้ด้วย ทั้งนี้ เรื่องที่ควรจะต้องมีการเปลี่ยนแปลงไปตามเหตุการณ์และเวลานั้น บริษัทน้ำมันยอมรับได้หากมีการเจรจาตกลงกันโดยไม่เป็นการเปลี่ยนแปลงแต่เพียงฝ่ายเดียว

ต่อมา กระทรวงพัฒนาการแห่งชาติได้นำหลักเกณฑ์การขออนุญาตสำรวจและหรือผลิตปิโตรเลียม เสนอต่อ คณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2509 ดังนี้

1. รับหลักการเกีย่ วกับหลักเกณฑ์และเงือ่ นไขการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยตามทีค่ ณะกรรมการฯ และที่ปรึกษาเสนอ ทั้งนี้ให้ตราเป็นกฎหมายเกี่ยวกับการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมขึ้นมาโดยเฉพาะ

2. ให้ตง้ั คณะกรรมการขึน้ คณะหนึง่ เพือ่ ทำหน้าทีร่ า่ งกฎหมายตามหลักเกณฑ์ดงั กล่าว โดยมีปลัดกระทรวง พัฒนาการแห่งชาติเป็นประธาน ส่วนกรรมการประกอบด้วย ผู้แทนกรมสนธิสัญญาและกฎหมาย ผู้แทนสำนักงาน คณะกรรมการกฤษฎีกา ผู้แทนกรมอัยการ ผู้แทนกรมสรรพากร ผู้แทนสำนักงานวิชาการและวางแผน ผู้แทนกรม ทรัพยากรธรณี และผู้แทนกรมการพลังงานทหาร โดยให้คณะกรรมการแต่งตั้งเลขานุการและผู้ช่วยเลขานุการได้ ตามความจำเป็น

3. เนื่องจากที่ปรึกษาด้านปิโตรเลียมได้เสนอให้เจรจาต่อรองเงื่อนไขบางประการกับบริษัทน้ำมันได้ การเจรจากับบริษัทต่างๆ ที่สนใจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยในระหว่างที่ดำเนินการร่างกฎหมาย อยูน่ น้ั รัฐมนตรีวา่ การกระทรวงพัฒนาการแห่งชาติอาจพิจารณาเปลีย่ นแปลงเงือ่ นไขบางประการได้ ถ้ามีเหตุผลสมควร แต่จะต้องเสนอให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติการเปลี่ยนแปลงแก้ไขดังกล่าวอีกครั้งหนึ่งด้วยจึงจะมีผลสมบูรณ์

หลังจากนั้น จึงได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการร่างกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมเพื่อทำการยกร่างกฎหมาย ปิโตรเลียมตามมติคณะรัฐมนตรี รวมทั้งจัดตั้งคณะอนุกรรมการร่างกฎหมายภาษีเงินได้ปิโตรเลียมขึ้น เพื่อดำเนินการ ยกร่างกฎหมายภาษีเงินได้ปิโตรเลียมควบคู่กันไป

ขณะทีก่ ารยกร่างกฎหมายทัง้ สองฉบับยังไม่แล้วเสร็จ ราคาปิโตรเลียมในตลาดโลกมีแนวโน้มทีจ่ ะสูงยิง่ ขึน้ ทำให้ บริษทั ปิโตรเลียมหลายรายสนใจจะขอดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมภายใต้หลักเกณฑ์การขออนุญาตสำรวจและ หรือผลิตปิโตรเลียม โดยเสนอให้ทำเป็นสัญญาปิโตรเลียมและแนบหลักเกณฑ์ดังกล่าวให้เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาด้วย เมื่อใดที่กฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมทั้งสองฉบับประกาศใช้เป็นพระราชบัญญัติแล้ว จึงออกเป็นสัมปทานปิโตรเลียม ให้แก่บริษัทที่ถือสัญญาปิโตรเลียมต่อไป ทั้งนี้ มีเงื่อนไข 2 ประการคือ ประการแรก หากพระราชบัญญัติปิโตรเลียม และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียมประกาศใช้หลังเวลาหนึ่งปีเต็มนับจากวันที่ลงนามในสัญญาปิโตรเลียม ให้นับ ระยะเวลาสำรวจปิโตรเลียมก่อนวันที่พระราชบัญญัติทั้งสองฉบับมีผลบังคับใช้เพียงหนึ่งปีเต็มเท่านั้น ส่วนเงินค่าใช้จ่าย และงานทีไ่ ด้ดำเนินงานไปก่อนหน้านัน้ ทัง้ หมดให้ถอื เป็นการปฏิบตั ติ ามข้อผูกพันตามสัมปทานปิโตรเลียม ประการทีส่ อง จะไม่มีการเจาะหลุมสำรวจปิโตรเลียมและจ่ายผลประโยชน์พิเศษในรูปโบนัสเงินสดในระหว่างที่พระราชบัญญัติ ทั้งสองยังไม่มีผลบังคับใช้

กระทรวงพัฒนาการแห่งชาติได้พจิ ารณาร่วมกับคณะกรรมการร่างกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียม เห็นว่าข้อเสนอ ของบริษัทดังกล่าวสามารถรับได้ และเป็นประโยชน์กับทั้งสองฝ่าย คือ รัฐบาลจะได้เห็นการสำรวจปิโตรเลียม เกิดขึ้นโดยเร็วทั้งๆ ที่ยังร่างกฎหมายไม่แล้วเสร็จ ขณะที่บริษัทปิโตรเลียมจะได้ถือโอกาสในยามที่ปิโตรเลียมมีราคาดี ใช้งบประมาณก้อนใหญ่ในการสำรวจให้แน่ชัดว่าประเทศไทยมีแหล่งทรัพยากรปิโตรเลียมในเชิงพาณิชย์หรือไม่ และมีอยูท่ ใ่ี ดบ้าง ดังนัน้ จึงได้มกี ารเสนอเรือ่ งนีต้ อ่ คณะรัฐมนตรีเมือ่ ต้นเดือนมิถนุ ายน 2510 ขอความเห็นชอบให้กระทรวง พัฒนาการแห่งชาติประกาศเชิญชวนให้บริษัทปิโตรเลียมยื่นคำขออนุญาตสำรวจและหรือผลิตปิโตรเลียมทั้งในอ่าวไทย และบนบกภายใต้หลักเกณฑ์การขออนุญาตสำรวจและหรือผลิตปิโตรเลียม และภายใต้กฎหมายเหมืองแร่ทใ่ี ช้อยูใ่ นขณะ นัน้ ภายใน 45 วันนับแต่วนั ประกาศ ตามแผนทีแ่ นบท้ายประกาศซึง่ แสดงขอบเขตของแปลงสำรวจ 19 แปลงในอ่าวไทย ขณะทีแ่ ปลงสำรวจบนบกนัน้ บริษทั ทีส่ นใจสามารถกำหนดขอบเขตได้เอง เมือ่ คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ กระทรวง พัฒนาการแห่งชาติได้ออกประกาศลงวันที่ 21 มิถุนายน 2510 เชิญชวนให้บริษัทที่สนใจยื่นขออนุญาตสำรวจและผลิต ปิโตรเลียมในเขตไหล่ทวีปของไทย

หลังการประกาศได้มบี ริษทั มายืน่ ขอสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทัง้ บนบกและในอ่าวไทยรวม 14 ราย คณะกรรมการ พิจารณาคำขอสำรวจและหรือผลิตปิโตรเลียม กับคณะกรรมการพิจารณาวางหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการสำรวจหา น้ำมันแร่ดบิ ได้พจิ ารณาคัดเลือกบริษทั ทีเ่ หมาะสม และกระทรวงพัฒนาการแห่งชาติได้ประกาศผลการพิจารณาเมือ่ วันที่ 21 กันยายน 2510 ให้มีผู้ได้รับสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นจำนวน 6 ราย ครอบคลุมแปลงสำรวจในอ่าวไทย 17 แปลง และแปลงสำรวจบนบก 1 แปลง โดยออกเป็นอาชญาบัตรผูกขาดสำรวจปิโตรเลียมและให้ดำเนินการ

26

รายงานประจำปี 2554

27

สำรวจทางด้านธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ได้ แต่ยังไม่ให้เจาะสำรวจจนกว่ารัฐจะประกาศใช้กฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียม ในระหว่างนั้น รัฐก็ได้ยืดอายุสิทธิสำรวจปิโตรเลียมและเลื่อนข้อผูกพันการสำรวจที่ยังไม่สามารถดำเนินงานได้ออกไป เมือ่ พระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียมและพระราชบัญญัตภิ าษีเงินได้ปโิ ตรเลียมมีผลใช้บงั คับ ก็ให้บริษทั ทีถ่ อื อาชญาบัตรผูกขาด สำรวจปิโตรเลียมดำเนินการขอสัมปทานให้ถูกต้องตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม โดยสัมปทานปิโตรเลียมที่ออก ในครัง้ แรกนีค้ รอบคลุมแหล่งก๊าซธรรมชาติและน้ำมันดิบทีส่ ำคัญในอ่าวไทย ซึง่ ยังคงมีการดำเนินการผลิตอยูใ่ นปัจจุบนั

การร่างพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียมและพระราชบัญญัตภิ าษีเงินได้ปโิ ตรเลียมใช้เวลาประมาณ 2 ปี เมือ่ แล้วเสร็จ กระทรวงพัฒนาการแห่งชาติจึงได้เสนอนายกรัฐมนตรี เพื่อให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2511 และ เมือ่ ผ่านการพิจารณาเห็นชอบของสภาผูแ้ ทนราษฎรและวุฒสิ ภา กฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียม 2 ฉบับแรกของประเทศ คือ พระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัตภิ าษีปโิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 จึงประกาศใช้เมือ่ วันที่ 23 เมษายน 2514 (ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เล่ม 88 ตอนที่ 43 วันที่ 23 เมษายน 2514) และมีผลใช้บังคับในวันถัดไปคือวันที่ 24 เมษายน 2514 เป็นต้นไป

สาระสำคัญของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514

พระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 เป็นกฎหมายหลักทีใ่ ช้บงั คับในการบริหารจัดการกำกับดูแลการประกอบ กิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศ โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพัฒนาการแห่งชาติเป็นผู้รักษาการตาม พระราชบัญญัติ (ขณะนัน้ เป็นหน่วยงานทีม่ หี น้าทีก่ ำกับดูแลการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของประเทศ ปัจจุบนั รัฐมนตรี ว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้รักษาการตามพระราชบัญญัตินี้)

พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 แบ่งออกเป็น 8 หมวด รวมทั้งหมด 113 มาตรา มีสาระสำคัญสรุปได้ ดังนี้

หมวด 1 บททั่วไป

ว่าด้วยคำจำกัดความ อำนาจพนักงานเจ้าหน้าที่ และผู้รักษาการตามพระราชบัญญัติ

หมวด 2 คณะกรรมการปิโตรเลียม

ว่าด้วยองค์ประกอบคณะกรรมการฯ อำนาจหน้าที่ การพ้นจากตำแหน่ง และการประชุมของคณะกรรมการฯ

หมวด 3 การสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

ว่าด้วยอำนาจหน้าที่ของรัฐมนตรี การขอสัมปทาน คุณสมบัติของผู้ยื่นขอสัมปทาน ระยะเวลาสำรวจ ระยะเวลาผลิต การขอต่อระยะเวลาสำรวจและระยะเวลาผลิตปิโตรเลียม การกำหนดจำนวนและพื้นที่แปลงสำรวจ การขอกำหนดพื้นที่ผลิต การกำหนดข้อผูกพันการสำรวจในด้านปริมาณเงินและปริมาณงาน การคืนพื้นที่แปลงสำรวจ การสงวนพื้นที่ การโอนสัมปทาน การเพิกถอนสัมปทาน และอนุญาโตตุลาการ

หมวด 4 การเก็บรักษาและขนส่งปิโตรเลียม

ว่าด้วยการเก็บรักษาและขนส่งปิโตรเลียมที่ผู้รับสัมปทานผลิตได้

หมวด 5 การขายและจำหน่ายปิโตรเลียม

ว่าด้วยการกำหนดราคาน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ การห้ามส่งออกปิโตรเลียม

หมวด 6 ประโยชน์ สิทธิ และหน้าที่ของผู้รับสัมปทาน

ว่าด้วยหลักประกันสำหรับผู้รับสัมปทาน การถือกรรมสิทธิ์ในที่ดิน การนำเข้าช่างฝีมือและผู้เชี่ยวชาญ ชาวต่างประเทศ สิทธิในการยกเว้นการเสียภาษีอากรในการนำเครื่องจักรอุปกรณ์ในการประกอบกิจการปิโตรเลียม เข้ามาในราชอาณาจักร สิทธิในเงินตรา การป้องกันและบำบัดความเสียหายต่อสิ่งแวดล้อม

หมวด 7 ค่าภาคหลวง

ว่าด้วยการเสียค่าภาคหลวงปิโตรเลียม อตั ราค่าภาคหลวง การคำนวณมูลค่าปิโตรเลียม สถานทีข่ ายหรือจำหน่าย ปิโตรเลียม รอบระยะเวลาการชำระค่าภาคหลวงปิโตรเลียม การประเมินค่าภาคหลวง และลดค่าภาคหลวงชั่วคราว

หมวด 8 บทกำหนดโทษ

บทเฉพาะกาล

กำหนดให้สัญญาสำรวจหาแหล่งน้ำมันแร่ดิบที่ทำไว้แล้วมีผลใช้บังคับต่อไปตามสัญญานั้น และให้ผู้ถือ อาชญาบัตรผูกขาดสำรวจปิโตรเลียมและผู้ถือประทานบัตรทำเหมืองปิโตรเลียมตามกฎหมายว่าด้วยแร่มาขอสัมปทาน ภายในเวลาที่กำหนด (หกเดือนนับแต่วันที่พระราชบัญญัติมีผลใช้บังคับ) และให้สัมปทานดังกล่าวมีระยะเวลาสำรวจ และผลิตย้อนหลังไปจนถึงวันออกอาชญาบัตรผูกขาดสำรวจปิโตรเลียมและประทานบัตรทำเหมืองปิโตรเลียม

28

รายงานประจำปี 2554

พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และการแก้ไขปรับปรุงที่ผ่านมา

29

หลังการประกาศใช้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ในเดือนเมษายน 2514 แล้ว ต่อมาในภายหลัง ได้มีการแก้ไขปรับปรุงเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ในแต่ละช่วงเวลารวม 5 ครั้ง ได้แก่

ครั้งที่ 1 : พระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2516

ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เล่ม 90 ตอนที่ 157 วันที่ 4 ธันวาคม 2516 และมีผลใช้บงั คับเมือ่ วันที่ 5 ธันวาคม 2516

เพื่อแก้ไขเพิ่มเติมบทบัญญัติให้เอื้อต่อการส่งเสริมการสำรวจปิโตรเลียมในทะเลที่มีน้ำลึกเกิน 200 เมตร ซึ่งต้องเสียค่าใช้จ่ายสูง โดยมิให้นำข้อจำกัดที่ให้ผู้รับสัมปทานได้รับสัมปทานเกินห้าแปลงสำรวจ และมีพื้นที่ไม่เกิน 50,000 ตารางกิโลเมตร มาใช้กับการสำรวจแปลงในทะเลที่มีน้ำลึกเกิน 200 เมตร เพื่อจูงใจให้มีผู้ยื่นขอสัมปทาน ในแปลงดังกล่าว

ครั้งที่ 2 : พระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2522

ประกาศราชกิจจานุเบกษา เล่ม 96 ตอนที่ 75 วันที่ 10 พฤษภาคม 2522 และมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2522

เพื่อแก้ไขเพิ่มเติมบทบัญญัติเกี่ยวกับการต่อระยะเวลาสำรวจปิโตรเลียม การต่อระยะเวลาผลิตปิโตรเลียม การปฏิบัติตามข้อผูกพันในการสำรวจปิโตรเลียม และการเปิดเผยรายงานเกี่ยวกับการสำรวจปิโตรเลียมให้รัดกุมยิ่งขึ้น

ครั้งที่ 3 : พระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2532

ประกาศราชกิจจานุเบกษา เล่ม 106 ตอนที่ 128 วันที่ 14 สิงหาคม 2532 และมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2532

เพือ่ แก้ไขปรับปรุงข้อขัดข้องและอุปสรรคทีท่ ำให้การลงทุนสำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ ไม่ขยายตัวเท่าที่ควร โดยที่ได้มีการสำรวจปิโตรเลียมในประเทศมาประมาณ 20 ปี มีข้อมูลว่าแหล่งปิโตรเลียมส่วนใหญ่ มีขนาดเล็ก และสภาพการณ์ปิโตรเลียมได้เปลี่ยนแปลงไปมาก ราคาน้ำมันดิบตกต่ำ จึงควรปรับปรุงมาตรการเร่งรัด การสำรวจและปรับปรุงข้อกำหนดเกี่ยวกับระยะเวลาและการจัดเก็บรายได้ของรัฐให้เหมาะสมยิ่งขึ้น

ครั้งที่ 4 : พระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2534

ประกาศราชกิจจานุเบกษา เล่ม 108 ตอนที่ 201 วันที่ 21 พฤศจิกายน 2534 และมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 1 มกราคม 2535

เนือ่ งจากได้มกี ารยกเลิกบทบัญญัตวิ า่ ด้วยภาษีการค้าตามประมวลรัษฎากร และบัญญัตใิ หม่เป็นภาษีมลู ค่าเพิม่ ซึ่งกระทบต่อบทบัญญัติในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514 จึงต้องแก้ไขให้สอดคล้องกัน

ครั้งที่ 5 : พระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 6) พ.ศ. 2550

ประกาศราชกิจจานุเบกษา เล่ม 124 ตอนที่ 69 ก วันที่ 17 ตุลาคม 2550 และมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550

เพือ่ แก้ไขปรับปรุงกฎหมายให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานของโลกและคล่องตัวยิง่ ขึน้ สามารถแข่งขันกับ ประเทศอื่นได้ โดยเพิ่มแรงจูงใจให้มีการสำรวจและผลิตในพื้นที่ที่มีความเสี่ยงในการลงทุนสูงหรือพื้นที่ที่มีพลังการผลิต ลดต่ำลง ปรับปรุงขัน้ ตอนการอนุมตั อิ นุญาตเกีย่ วกับการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมให้รวดเร็วยิง่ ขึน้ เพิม่ บทบัญญัตเิ กีย่ วกับ หลักเกณฑ์ในการรื้อถอนสิ่งปลูกสร้าง วัสดุ อุปกรณ์ และสิ่งอำนวยความสะดวกที่หมดอายุใช้งานออกจากพื้นที่ผลิต เพื่อมิให้เกิดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

การแก้ไขพระราชบัญญัติปิโตรเลียมเพื่อส่งเสริมการสำรวจในทะเลอันดามัน

ในปี พ.ศ. 2514 บริษัทน้ำมันที่มีชื่อเสียงหลายรายแสดงความสนใจที่จะขอสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ในเขตน้ำลึกเกิน 200 เมตรของทะเลอันดามัน โดยแจ้งว่าค่าใช้จา่ ยในการดำเนินงานจะสูงู กว่าเขตน้ำตืน้ มาก แต่จะสามารถ กระทำได้หากรัฐเพิม่ แรงจูงใจ เช่น เก็บค่าภาคหลวงปิโตรเลียมในเขตน้ำลึกต่ำกว่าเขตน้ำตืน้ กำหนดส่วนลดของปิโตรเลียม ในราคาประกาศของเขตน้ำลึกสูงกว่าเขตน้ำตืน้ รวมทัง้ กำหนดค่าชดเชยรายจ่ายทีเ่ ป็นทุนให้สงู ขึน้ กว่าอัตราเดิม ขณะนัน้ รัฐบาลต้องการส่งเสริมให้มีการสำรวจปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น คณะกรรมการปิโตรเลียมจึงได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ พิจารณาหลักเกณฑ์การให้สัมปทานปิโตรเลียมในเขตน้ำลึกเกิน 200 เมตร โดยให้มีอำนาจหน้าที่ในการแบ่งเขต แปลงสำรวจและกำหนดวิธจี ดั สรรแปลงสำรวจให้แก่ผยู้ น่ื คำขอสัมปทานปิโตรเลียมในเขตน้ำลึกเกิน 200 เมตร พิจารณา ลดหย่อนอัตราค่าภาคหลวงปิโตรเลียมและเพิ่มอัตราค่าชดเชยรายจ่ายที่เป็นทุนสำหรับผู้รับสัมปทานในเขตน้ำลึก เกิน 200 เมตร รวมทัง้ ศึกษาเงือ่ นไขทีป่ ระเทศอืน่ ใช้กนั อยูแ่ ละพิจารณาว่าควรจะมีผลประโยชน์พเิ ศษในการให้สมั ปทาน ปิโตรเลียมในเขตน้ำลึกเกิน 200 เมตรหรือไม่ ถ้ามีควรเป็นอย่างไร

โดยที่การลงทุนสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในเขตน้ำลึกจะสูงกว่าในเขตน้ำตื้นประมาณ 2 - 4 เท่าตัว และมี ค วามเสี ่ ย งสู ง กว่ า บริ ษ ั ท จะสนใจลงทุ น ต่ อ เมื ่ อ กำหนดให้ แ ปลงสำรวจมี พ ื ้ น ที ่ ม ากและเพิ ่ ม แรงจู ง ใจ คณะอนุกรรมการฯ จึงได้แบ่งพื้นที่ประมาณ 60,176 ตารางกิโลเมตร ในเขตน้ำลึกเกิน 200 เมตรของทะเลอันดามัน ออกเป็นแปลงสำรวจขนาดใหญ่ 5 แปลง และลดอัตราส่วนของพื้นที่แปลงสำรวจที่ต้องคืนเมื่อครบห้าปีแรกให้น้อยลง เพื่อให้ผู้รับสัมปทานมีพื้นที่เหลือมากขึ้นสำหรับการสำรวจเพิ่มเติมในระยะต่อไป เป็นผลให้ต้องมีการแก้ไขเพิ่มเติม พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 โดยแก้ไขข้อกำหนดเรื่องจำนวนและพื้นที่แปลงสำรวจ การโอนข้อผูกพันข้าม แปลงสำรวจ การคืนพื้นที่แปลงสำรวจ การโอนสัมปทาน และอัตราค่าภาคหลวงปิโตรเลียม เพื่อใช้บังคับสำหรับ แปลงสำรวจในน้ำลึกเกิน 200 เมตร

การแก้ไขพระราชบัญญัติปิโตรเลียมครั้งที่สอง

เมือ่ ผูร้ บั สัมปทานดำเนินการสำรวจปิโตรเลียมจนครบระยะเวลาสำรวจแปดปีตามทีก่ ฎหมายกำหนด และได้ขอ ใช้สิทธิในการต่อระยะเวลาสำรวจออกไปอีก ทำให้ต้องนำข้อกำหนดเกี่ยวกับการต่อระยะเวลาสำรวจปิโตรเลียม มาบังคับใช้ และพบว่าพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ในส่วนที่ว่าด้วยการต่อระยะเวลาสำรวจปิโตรเลียม การต่อระยะเวลาผลิตปิโตรเลียม การปฏิบัติตามข้อผูกพันในการสำรวจปิโตรเลียม และการเปิดเผยรายงานเกี่ยวกับ การสำรวจปิโตรเลียมยังไม่รดั กุม จึงสมควรมีการแก้ไขเพิม่ เติมให้เหมาะสมยิง่ ขึน้ และตราเป็นพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2522

30

รายงานประจำปี 2554

สาระสำคัญของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2516

มีวตั ถุประสงค์เพือ่ ส่งเสริมให้มกี ารสำรวจปิโตรเลียมในทะเลทีม่ นี ำ้ ลึกเกิน 200 เมตร โดยแก้ไขพระราชบัญญัติ ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ใน 5 มาตรา ดังนี้

1. มาตรา 28 การกำหนดจำนวนและพื้นที่แปลงสำรวจ สำหรับแปลงสำรวจในทะเลที่มีน้ำลึกเกิน 200 เมตร ให้รัฐมนตรีมีอำนาจให้ผู้ขอสัมปทานได้รับตามจำนวนแปลงสำรวจและพื้นที่ที่เห็นสมควร โดยไม่อยู่ภายใต้บังคับ ของวรรคหนึ่งที่กำหนดให้ถือสัมปทานได้ไม่เกินห้าแปลงสำรวจ และพื้นที่ไม่เกิน 50,000 ตารางกิโลเมตร

2. มาตรา 33 การโอนข้อผูกพันข้ามแปลงสำรวจ มิให้มีการโอนข้อผูกพันข้ามแปลงสำรวจสำหรับแปลง สำรวจในทะเลที่มีน้ำลึกเกิน 200 เมตร กับแปลงสำรวจที่ไม่ใช่แปลงสำรวจในทะเลที่มีน้ำลึกเกิน 200 เมตร

3. มาตรา 36 การคืนพืน้ ทีแ่ ปลงสำรวจ เมือ่ ครบห้าปีนบั แต่วนั เริม่ ระยะเวลาการสำรวจสำหรับแปลงสำรวจ ในทะเลทีม่ นี ำ้ ลึกเกิน 200 เมตร ให้คนื พืน้ ทีร่ อ้ ยละสามสิบห้าของพืน้ ทีแ่ ปลงสำรวจนัน้ และเมือ่ สิน้ ระยะเวลาการสำรวจ ให้คนื พืน้ ทีอ่ กี ร้อยละสีส่ บิ ของพืน้ ทีแ่ ปลงสำรวจนัน้ (แปลงสำรวจทีไ่ ม่อยูใ่ นน้ำลึกเกิน 200 เมตร จะต้องคืนพืน้ ทีร่ อ้ ยละ ห้าสิบ และอีกร้อยละยี่สิบห้า ตามลำดับ)

4. มาตรา 50 การโอนสัมปทานปิโตรเลียม กำหนดจำนวนและพื้นที่แปลงสำรวจที่ผู้รับโอนสัมปทาน มีอยู่แล้วและที่จะรับโอน โดยไม่รวมแปลงสำรวจในทะเลที่มีน้ำลึกเกิน 200 เมตร

5. มาตรา 84 อัตราค่าภาคหลวงปิโตรเลียม สำหรับปิโตรเลียมที่ผลิตได้จากพื้นที่ผลิตในแปลงสำรวจ ในทะเลที่มีน้ำลึกเกิน 200 เมตร ในกรณีที่เสียเป็นตัวเงินให้เสียในอัตราร้อยละแปดเศษสามส่วนสี่ของมูลค่าปิโตรเลียม ทีข่ ายหรือจำหน่าย หรือในกรณีทเ่ี สียเป็นปิโตรเลียมให้เสียเป็นปริมาณทีม่ มี ลู ค่าเท่ากับเจ็ดในเจ็ดสิบสามส่วนของมูลค่า ปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่าย แต่ถ้าเป็นกรณีน้ำมันดิบที่ส่งออก ให้เสียเป็นปริมาณที่มีมูลค่าเท่ากับเจ็ดในเจ็ดสิบสาม ส่วนของปริมาณน้ำมันดิบที่ส่งออกคูณด้วยราคาประกาศ และหารด้วยราคามาตรฐานตามกฎหมายว่าด้วยภาษีเงินได้ ปิโตรเลียม

แก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ให้รัดกุมยิ่งขึ้นใน 6 มาตรา ดังนี้

1. มาตรา 25 การต่อระยะเวลาสำรวจช่วงที่สาม เพิ่มเงื่อนไขว่าการต่อระยะเวลาการสำรวจจะกระทำได้ เมือ่ ผูร้ บั สัมปทานได้ปฏิบตั ติ ามสัมปทานทุกประการ และได้ตกลงในเรือ่ งปริมาณงานและปริมาณเงินสำหรับการสำรวจ ปิโตรเลียมในช่วงข้อผูกพันช่วงที่สาม ก่อนสิ้นสุดช่วงข้อผูกพันช่วงที่สองไม่น้อยกว่าสิบห้าวัน

2. มาตรา 26 การต่อระยะเวลาผลิต เพิ่มเงื่อนไขว่าการต่อระยะเวลาผลิตจะกระทำได้เมื่อผู้รับสัมปทาน ได้ปฏิบตั ติ ามสัมปทานทุกประการ และได้ตกลงในเรือ่ งข้อกำหนด ข้อผูกพัน และเงือ่ นไขทีใ่ ช้อยูท่ ว่ั ไปในขณะนัน้ ก่อนสิน้ ระยะเวลาผลิตไม่น้อยกว่าสิบห้าวัน

3. มาตรา 31 การกำหนดระยะเวลาแต่ละปีในช่วงข้อผูกพัน กำหนดว่าในช่วงข้อผูกพันการสำรวจแต่ละช่วง จะแบ่งการปฏิบตั งิ านเป็นระยะเวลาแต่ละปีไว้ในสัมปทานก็ได้ และผูร้ บั สัมปทานต้องปฏิบตั งิ านตามระยะเวลาทีก่ ำหนดไว้

4. มาตรา 32 พันธะหน้าที่เมื่อปฏิบัติไม่ครบข้อผูกพัน เป็นการแก้ไขให้สอดคล้องกับมาตรา 31 กำหนดว่าเมื่อสิ้นระยะเวลาใดตามที่กำหนดในสัมปทาน ถ้าผู้รับสัมปทานปฏิบัติงานตามข้อผูกพันที่กำหนดในแต่ละ ระยะเวลาไม่ครบถ้วน จะต้องจ่ายเงินสำหรับงานส่วนที่ปฏิบัติไม่ครบถ้วนให้แก่รัฐ

5. มาตรา 34 สิทธิเมื่อปฏิบัติเกินข้อผูกพัน เป็นการแก้ไขให้สอดคล้องกับมาตรา 31 และ 32 กำหนดว่า ในกรณีที่ได้ใช้จ่ายหรือกระทำเกินข้อผูกพันในระยะเวลาใด ให้ผู้รับสัมปทานมีสิทธิหักปริมาณงานและปริมาณเงิน ส่วนที่เกินออกจากข้อผูกพันการสำรวจในระยะเวลาถัดไปได้

6. มาตรา 76 การรายงานผลการประกอบกิจการ แก้ไขจากเดิมที่กำหนดให้รายงานที่ถือเป็นความลับ จะมิให้เปิดเผยจนกว่าพ้นสองปีนบั แต่วนั ทีส่ มั ปทานสิน้ อายุหรือถูกเพิกถอน โดยเพิม่ เติมว่าถ้าเป็นรายงานเกีย่ วกับพืน้ ที่ ที่ผู้รับสัมปทานคืนในช่วงที่หนึ่งก็ให้เปิดเผยได้ถ้าครบสองปี

31

สาระสำคัญของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2522

การเพิ่มเงื่อนไขผลประโยชน์พิเศษรายปีตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรมปี 2525 (ระบบ THAILAND II)

ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2521 ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้เพิ่มสูงขึ้นเรื่อยๆ จากบาร์เรลละประมาณ 15 ดอลลาร์ สหรัฐเป็นมากกว่า 30 ดอลลาร์สหรัฐในปี 2524 และดูจะมีแนวโน้มสูงขึน้ อีก รวมทัง้ ยังมีการสำรวจพบแหล่งปิโตรเลียม ใหม่ๆ เพิ่มขึ้นหลายแห่งในภูมิภาคเอเซีย โดยประเทศผู้เป็นเจ้าของทรัพยากร เช่น อินโดนีเซีย และมาเลเซีย ต่างก็เริ่ม ตระหนักถึงการที่รัฐควรเข้าไปมีบทบาทในการควบคุมดูแลและเรียกเก็บส่วนแบ่งผลประโยชน์ให้เพิ่มมากขึ้น

สำหรับประเทศไทย ปี 2524 นับเป็นปีทม่ี เี หตุการณ์สำคัญด้านพลังงานหลายประการ อาทิ เป็นปีทม่ี กี ารลงทุน พัฒนาวางท่อและผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณในอ่าวไทยขึ้นมาใช้ประโยชน์ได้เป็นครั้งแรก บริษัท เอสโซ่ เอ็กซ์พลอเรชัน่ แอนด์ โพรดักชัน่ โคราช อิงค์ พบแหล่งก๊าซธรรมชาตินำ้ พองในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และทีส่ ำคัญยิง่ คือการที่บริษัท ไทยเชลล์ เอ็กซ์พลอเรชั่น แอนด์ โปรดักชั่น จำกัด สำรวจพบแหล่งน้ำมันดิบที่กิ่งอำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ซึง่ นับว่าเป็นแหล่งน้ำมันดิบในเชิงพาณิชย์แหล่งแรกทีพ่ บในประเทศ รัฐบาลขณะนัน้ จึงมีแนวคิดว่า พื้นที่บนบกของประเทศอีกเป็นจำนวนมากที่ยังมิได้เปิดให้สัมปทานแก่ผู้ใดนั้น น่าจะมีโอกาสสำรวจพบแหล่งน้ำมันดิบ เช่นเดียวกันนี้ได้อีกหลายแหล่ง ขณะเดียวกันทิศทางของราคาน้ำมันก็เพิ่มสูงขึ้นมาโดยตลอด ย่อมจะทำให้มีผู้ที่สนใจ มาลงทุนในประเทศอีกเป็นจำนวนมาก จงึ ควรมีการปรับปรุงหลักเกณฑ์หรือเงือ่ นไขในกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียม เพือ่ ให้รฐั ได้รับส่วนแบ่งผลประโยชน์เพิ่มมากขึ้นกว่าเดิม จึงได้จัดตั้งคณะทำงานขึ้นเพื่อแก้ไขกฎหมายตามแนวนโยบายดังกล่าว

คณะทำงานพิจารณาเห็นว่าการแก้ไขกฎหมายเพื่อเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขการแบ่งผลประโยชน์นั้น จะต้องมี รายละเอียดขั้นตอนมากและใช้เวลานานจึงจะแล้วเสร็จ อันอาจทำให้โอกาสของประเทศในการเร่งรัดพัฒนาทรัพยากร ปิโตรเลียมต้องล่าช้าออกไป จึงเห็นควรกำหนดให้ผทู้ จ่ี ะขอรับสัมปทานแปลงสำรวจบนบกนับตัง้ แต่ปี พ.ศ. 2525 ต้องเสนอ ผลประโยชน์รายปีและโบนัสรายปีให้แก่รฐั โดยระบุไว้ในสัมปทาน เป็นเงือ่ นไขทีเ่ พิม่ ขึน้ จากการชำระค่าภาคหลวงร้อยละ 12.5 และภาษีเงินได้ปโิ ตรเลียมร้อยละ 50 ตามกฎหมาย (เรียกรวมว่าระบบ Thailand II) ข้อกำหนดผลประโยชน์พเิ ศษ รายปีน้ี นำหลักการมาจากระบบแบ่งปันผลประโยชน์ (Production Sharing) ของมาเลเซียทีก่ ำหนดว่าผูล้ งทุนสามารถ หักค่าใช้จา่ ยในการลงทุนแต่ละปีได้ไม่เกินร้อยละ 20 ของมูลค่าผลผลิต ค่าใช้จา่ ยทีห่ กั ไม่หมดให้ทบในปีตอ่ ไปได้ แล้วมา ปรับใช้โดยกำหนดให้ผรู้ บั สัมปทานหักค่าใช้จา่ ยในการลงทุนได้ตามพระราชบัญญัตภิ าษีเงินได้ปโิ ตรเลียม แต่ถา้ ค่าใช้จา่ ย ดังกล่าวเกินกว่าอัตราร้อยละทีก่ ำหนดของมูลค่าผลผลิต ผูร้ บั สัมปทานต้องนำค่าใช้จา่ ยส่วนเกินมาให้รฐั เป็นผลประโยชน์ พิเศษรายปี โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อจำกัดค่าลงทุนและค่าใช้จ่ายคืนของผู้รับสัมปทาน เพื่อให้รัฐได้รับผลประโยชน์ เพิ่มขึ้นจากที่กฎหมายกำหนดไว้เดิม ทั้งนี้ หากผู้รับสัมปทานมีค่าใช้จ่ายที่พึงหักได้ตามพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ ปิโตรเลียมไม่เกินอัตราที่กำหนด รัฐจะได้รับภาษีเงินได้ปิโตรเลียมเต็มที่ แต่ถ้ามีค่าใช้จ่ายที่พึงหักได้เกินกว่าที่กฎหมาย กำหนด รัฐก็จะได้รับผลประโยชน์รายปีทดแทนภาษีเงินได้ปิโตรเลียมที่ลดน้อยลง

การกำหนดให้มขี อ้ เสนอผลประโยชน์พเิ ศษรายปีดงั กล่าว ได้รบั ความเห็นชอบให้ประกาศเป็นแนวนโยบายของ รัฐบาลเมือ่ วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2525 ควบคูไ่ ปกับการออกประกาศกระทรวงอุตสาหกรรมเชิญชวนให้มกี ารยืน่ ขอสัมปทาน ปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจบนบก ซึ่งเป็นผลให้มีผู้ได้รับสัมปทานภายใต้ระบบ Thailand II นี้ จำนวน 7 ราย

32

รายงานประจำปี 2554

หลักเกณฑ์การเสนอผลประโยชน์พเิ ศษรายปีตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรมปี 2525

33

กำหนดให้ผู้ที่จะขอรับสัมปทานนับตั้งแต่ปี พ.ศ. 2525 ต้องเสนอผลประโยชน์พิเศษให้แก่รัฐโดยระบุไว้ใน สัมปทาน เป็นเงื่อนไขที่เพิ่มขึ้นจากข้อกำหนดของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ดังนี้

1. ผลประโยชน์รายปี (Annual Benefit) กำหนดเงือ่ นไขให้ผรู้ บั สัมปทานจะต้องจำกัดค่าใช้จา่ ยทีพ่ งึ หักได้ ในแต่ละปีภายใต้กฎหมายภาษีเงินได้ปโิ ตรเลียมมิให้เกินร้อยละ 20 ของรายได้ทไ่ี ด้จากการขายหรือจำหน่ายปิโตรเลียม ในรอบปีนั้น มิฉะนั้นจะต้องจ่ายเงินผลประโยชน์เป็นรายปีให้แก่รัฐเท่ากับจำนวนค่าใช้จ่ายส่วนที่เกิน

2. โบนัสรายปี (Annual Bonus) กำหนดเงื่อนไขให้ผู้รับสัมปทานจะต้องจ่ายเงินเพิ่มเป็นพิเศษรายปี ต่างหากจากค่าภาคหลวง ในอัตราก้าวหน้าตามปริมาณน้ำมันดิบที่ผลิตได้ ดังนี้

ร้อยละ 27.5 ของรายได้จากน้ำมันดิบส่วนที่ขายหรือจำหน่ายเฉลี่ยเกินวันละ 10,000 บาร์เรล แต่ไม่เกิน 20,000 บาร์เรล

ร้อยละ 37.5 ของรายได้จากน้ำมันดิบส่วนที่ขายหรือจำหน่ายเฉลี่ยเกินวันละ 20,000 บาร์เรล แต่ไม่เกิน 30,000 บาร์เรล

ร้อยละ 43.5 ของรายได้จากน้ำมันดิบส่วนที่ผลิตเฉลี่ยเกินวันละ 30,000 บาร์เรลขึ้นไป

การแก้ไขพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียมจากระบบ Thailand I เป็น Thailand III

ต่ อ มาในปี 2526 สำนั ก เลขาธิ ก ารนายกรั ฐ มนตรี ไ ด้ ร ั บ โครงการความช่ ว ยเหลื อ ด้ า น Legislative, Contractual and Institutional Arrangements for Petroleum and Natural Gas Development จาก UNDP/UNCTC และเห็นว่าควรอยู่ในความรับผิดชอบของกระทรวงอุตสาหกรรม จึงได้โอนโครงการดังกล่าวมาให้ กับกรมทรัพยากรธรณี เป็นผลให้มีการประชุม Round Table on Petroleum Laws and Policy Options for Thailand ที่พัทยาในเดือนมิถุนายน 2527 โดยมีผู้เข้าร่วมประชุมประกอบด้วยผู้เชี่ยวชาญจาก UNDP/UNCTC คณะกรรมการปิโตรเลียม และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อระดมความคิดเห็นเกี่ยวกับกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมที่มีอยู่ และแนวทางการปรับปรุงแก้ไข

ในปี 2528 กรมทรัพยากรธรณีได้รับการร้องเรียนจากผู้รับสัมปทานและผู้สนใจลงทุนอื่นๆ ว่าข้อกำหนด ผลประโยชน์พเิ ศษรายปีสำหรับแปลงสำรวจบนบกตามประกาศในปี 2525 เป็นอุปสรรคอย่างมากจนไม่อาจตัดสินใจลงทุนได้ ซึ่งการศึกษาวิเคราะห์อย่างละเอียดในเวลาต่อมา พบว่าหลักการของระบบ Thailand II จะเกิดผลเพิ่มรายได้ให้แก่รัฐ เฉพาะกรณีทพ่ี บแหล่งน้ำมันดิบขนาดใหญ่และราคาน้ำมันดิบสูงเท่านัน้ สำหรับแหล่งขนาดเล็กหรือแหล่งทีม่ คี วามเสีย่ งสูง ซึง่ มีคา่ ใช้จา่ ยในการลงทุนสูง ระบบ Thailand II จะทำให้ผรู้ บั สัมปทานไม่พฒ ั นาแหล่งปิโตรเลียมทีพ่ บ เนือ่ งจากไม่คมุ้ ทุน ทั้งนี้ ข้อมูลการสำรวจตั้งแต่ปี 2525 เป็นต้นมา บ่งชี้ว่าแหล่งน้ำมันดิบบนบกที่มีอยู่น่าจะเป็นแหล่งขนาดเล็ก มีต้นทุน ในการสำรวจและผลิตต่อหน่วยบาร์เรลค่อนข้างสูง ขณะทีร่ าคาน้ำมันดิบในตลาดโลกก็กลับลดต่ำลงจนบางครัง้ อยูใ่ นช่วง 9-15 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ทำให้แหล่งขนาดเล็กทีส่ ำรวจพบแล้วหลายแหล่งไม่อาจพัฒนาผลิตภายใต้ระบบ Thailand II ได้อย่างคุ้มทุน ฉะนั้น นับตั้งแต่ประกาศใช้ระบบ Thailand II เป็นต้นมา ก็ไม่มีการผลิตน้ำมันดิบหรือเรียกเก็บ ผลประโยชน์พเิ ศษภายใต้ระบบดังกล่าวได้เลย และหากประเทศไทยยังเชิญชวนเอกชนให้มาลงทุนภายใต้เงือ่ นไขของระบบ Thailand II ต่อไป ก็คงไม่มผี สู้ นใจมาขอสัมปทาน ทัง้ จะส่งผลให้นโยบายการเร่งรัดการสำรวจและผลิตขาดความต่อเนือ่ ง ดังนัน้ จึงมีความคิดทีจ่ ะแก้ไขปรับปรุงระบบการจัดเก็บรายได้ของรัฐ โดยจะเปิดโอกาสให้ผรู้ บั สัมปทานแปลงสำรวจบนบก ทีอ่ ยูภ่ ายใต้เงือ่ นไขของประกาศกระทรวงอุตสาหกรรมลงวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2525 พ้นจากเงือ่ นไขการชำระผลประโยชน์ รายปีและโบนัสรายปีตามสัมปทานด้วย เพื่อเร่งรัดให้มีการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมที่พบแล้วต่อไป

กรมทรัพยากรธรณี ได้รวบรวมความเห็นจากการข้อเสนอแนะของ UNDP/UNCTC ในการประชุม Round Table on Petroleum Laws and Policy Options for Thailand ปี 2527 คำร้องเรียนของผู้รับสัมปทานเกี่ยวกับ ข้อกำหนดผลประโยชน์พิเศษรายปี และการสัมมนา Upstream Petroleum Symposium ในปี 2529 นำมาใช้ใน การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม ซึ่งเริ่มดำเนินการในปี 2530 และมีผลบังคับใช้ในปี 2532 โดยการปรับปรุงแก้ไขแยกเป็น 2 ส่วนหลักๆ ได้ดังนี้

1. แก้ไขหลักเกณฑ์และเงื่อนไขเกี่ยวกับการจัดเก็บรายได้ของรัฐ เพื่อจูงใจให้บริษัทน้ำมันเข้ามาสำรวจและ ผลิตปิโตรเลียม โดยจะเก็บค่าภาคหลวงในอัตราขั้นบันได (ร้อยละ 5-15) ตามปริมาณการผลิตที่เพิ่มขึ้น เพื่อเป็นรายได้ มาตรฐานของรัฐสำหรับการนำทรัพยากรของประเทศมาใช้ประโยชน์ หลังจากนั้น จะเรียกเก็บผลประโยชน์ตอบแทน พิเศษ ในอัตราก้าวหน้าตามผลกำไรที่เพิ่มขึ้นจากการประกอบกิจการปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทาน วิธีการนี้จะช่วยให้ แหล่งขนาดเล็กสามารถพัฒนาผลิตได้อย่างคุ้มทุน แต่หากแหล่งปิโตรเลียมมีขนาดใหญ่ขึ้น รัฐก็สามารถจัดเก็บรายได้ เพิ่มขึ้นตามกันได้อย่างเหมาะสม

2. แก้ไขบทบัญญัติต่างๆ ที่เป็นอุปสรรคและข้อขัดข้องในการเร่งรัดการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม เช่น ลดระยะเวลาสำรวจและผลิต ลดขนาดพืน้ ทีแ่ ปลงสำรวจ จำกัดระยะเวลาให้ผรู้ บั สัมปทานต้องทำการผลิตเมือ่ ได้รบั อนุมตั ิ พื้นที่ผลิต แก้ไขหลักฐานในการโอนสัมปทานปิโตรเลียม และการกำหนดราคาประกาศให้ชัดเจนขึ้น ตลอดจนปรับปรุง ข้อกำหนดที่ไม่รัดกุมหรือล้าสมัยให้เหมาะสม

34

รายงานประจำปี 2554

แก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 โดยเพิ่มหมวด 7 ทวิ ว่าด้วย ผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ และแก้ไขกฎหมายรวม 23 มาตรา กำหนดเพิม่ ขึน้ 9 มาตรา และมีบทเฉพาะกาล 2 มาตรา โดยมีรายละเอียดดังต่อไปนี้

1. มาตรา 4 บทนิยาม แก้ไขนิยามของคำว่า น้ำมันดิบ น้ำมันดิบที่ส่งออก ผลิต และ จำหน่าย

น้ำมันดิบ แก้ไขให้รวมถึงก๊าซธรรมชาติเหลว เพือ่ ให้นำบทบัญญัตเิ กีย่ วกับการกำหนดราคา ค่าภาคหลวง และภาษีเงินได้ของน้ำมันดิบมาใช้กับก๊าซธรรมชาติเหลวได้ด้วย

น้ำมันดิบที่ส่งออก แก้ไขให้ครอบคลุมถึงการส่งน้ำมันดิบออกนอกราชอาณาจักรโดยบุคคลที่ไม่ใช่ผู้รับ สัมปทานหรือผู้ดำเนินกิจการโรงกลั่นด้วยและไม่ว่าการส่งออกจะทำในรูปน้ำมันดิบ หรือผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการกลั่น น้ำมันดิบ

ผลิต และ จำหน่าย แก้ไขให้ชัดเจนว่าการประกอบอุตสาหกรรมโรงแยกก๊าซ โรงทำก๊าซธรรมชาติให้เป็น ของเหลว (LNG) หรือโรงอัดก๊าซธรรมชาติ (CNG) ไม่ถือว่าเป็นการประกอบกิจการปิโตรเลียม บทบัญญัติเดิมกำหนดไว้ เฉพาะการกลั่นน้ำมันและอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเท่านั้น

2. มาตรา 15 คณะกรรมการปิโตรเลียม แก้ไขประธานกรรมการปิโตรเลียมจากปลัดกระทรวงพัฒนาการ แห่งชาติ เป็นปลัดกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อให้ถูกต้องตามที่เป็นจริง

3. มาตรา 16 อำนาจหน้าที่คณะกรรมการปิโตรเลียม และ มาตรา 22 อำนาจหน้าที่รัฐมนตรีโดยอนุมัติ คณะรัฐมนตรี แก้ไขให้สอดคล้องกับมาตราอื่นๆ ในกฎหมายที่เปลี่ยนแปลง

4. มาตรา 25 ระยะเวลาสำรวจ แก้ไขจากเดิม 8 ปี และต่อได้ 3 ปี เป็น 6 ปี และต่อได้ 3 ปี

5. มาตรา 25 ระยะเวลาผลิต แก้ไขจากเดิม 30 ปี และต่อได้ 10 ปี เป็น 20 ปี และต่อได้ 10 ปี

6. มาตรา 28 จำนวนและพื้นที่แปลงสำรวจ แก้ไขพื้นที่แปลงสำรวจบนบกให้ลดลงจากแปลงละ 10,000 ตารางกิโลเมตร เป็นไม่เกิน 4,000 ตารางกิโลเมตร และพืน้ ทีแ่ ปลงสำรวจรวมของผูร้ บั สัมปทานแต่ละรายจากมีได้ไม่เกิน 50,000 ตารางกิโลเมตร เป็นไม่เกิน 20,000 ตารางกิโลเมตร

7. มาตรา 30 ข้อผูกพันการสำรวจ แก้ไขเพิ่มเติมให้รัฐมนตรีสามารถอนุมัติให้เปลี่ยนแปลงข้อผูกพัน ในการสำรวจได้ในกรณีที่ปริมาณงานไม่เหมาะสมกับสภาพธรณีวิทยา หรือมีเทคโนโลยีในการสำรวจที่ทันสมัยขึ้น

8. มาตรา 36 การคืนพืน้ ทีแ่ ปลงสำรวจ แก้ไขการคืนพืน้ ทีร่ อ้ ยละห้าสิบให้เร็วขึน้ จากเดิมทีต่ อ้ งคืนเมือ่ ครบ ห้าปี เป็นครบสี่ปีนับแต่เริ่มระยะเวลาสำรวจ

9. มาตรา 39 การพ้นข้อผูกพันโดยการคืนพืน้ ทีท่ ง้ั แปลง และ มาตรา 40 การลดหย่อนข้อผูกพันโดยการ คืนพื้นที่บางส่วน แก้ไขให้สอดคล้องกับการคืนพื้นที่ที่กำหนดให้เร็วขี้น

10. มาตรา 42 การขอกำหนดพื้นที่ผลิต เพิ่มมาตรา 42 ทวิ โดยกำหนดให้ต้องเริ่มทำการผลิตภายใน สี่ปีนับแต่ได้รับอนุมัติพื้นที่ผลิต ถ้าไม่สามารถเริ่มผลิตได้ให้ขออนุมัติขยายระยะเวลาเริ่มผลิตได้สองครั้งครั้งละสองปี และต้องทบทวนแผนการผลิตทุกปี

11. มาตรา 45 การสงวนพื้นที่ แก้ไขให้สงวนได้ไม่เกินห้าปี นับแต่สิ้นสุดระยะเวลาสำรวจ

12. มาตรา 48 การโอนสัมปทาน แก้ไขจากเดิมกำหนดให้โอนให้แก่บริษทั ทีม่ คี วามสัมพันธ์ในด้านทุนได้โดย ไม่ตอ้ งขอรับอนุญาต เป็นให้ตอ้ งแสดงหลักฐานว่าผูร้ บั รองเดิมจะรับรองผูร้ บั สัมปทานใหม่ดว้ ยหรือมีบริษทั อืน่ มารับรองแทน และการโอนจะมีผลเมื่อได้รับหนังสือแจ้งจากอธิบดี

13. มาตรา 51 การเพิกถอนสัมปทาน แก้ไขเพิม่ เติมให้รวมถึงกรณีการไม่ชำระผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษด้วย

14. มาตรา 52 การแก้ไขเหตุที่จะเพิกถอนสัมปทาน เพิ่มมาตรา 52 ทวิ ในกรณีที่รัฐต้องการผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมเพือ่ ดำเนินการตามโครงการพัฒนาเศรษฐกิจ รัฐบาลอาจขอให้ผรู้ บั สัมปทานเร่งรัดการผลิตหรือให้รฐั มีอำนาจ เข้าประกอบกิจการปิโตรเลียมในพื้นที่สัมปทานใดๆ ที่ผู้รับสัมปทานไม่ประสงค์จะพัฒนา โดยรัฐจะเข้าดำเนินการโดย ความเสี่ยงภัยแต่ฝ่ายเดียว

35

สาระสำคัญของพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2532

15. มาตรา 59 ราคาประกาศน้ำมันดิบส่งออก แก้ไขให้อธิบดีสามารถพิจารณาการกำหนดราคาประกาศ น้ำมันดิบที่ส่งออกของผู้รับสัมปทานได้ และในกรณีที่เห็นว่าผู้รับสัมปทานประกาศราคาไม่ถูกต้องตามหลักเกณฑ์ที่ กฎหมายกำหนด อธิบดีมีอำนาจสั่งให้แก้ไขให้ถูกต้อง หรือกำหนดราคาประกาศใหม่แทนผู้รับสัมปทานได้

16. มาตรา 71 สิทธิยกเว้นการเสียภาษีอากร เพิ่มเติมผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษเป็นสิทธิที่ไม่ได้รับการ ยกเว้นการเสียภาษีอากรด้วย

17. มาตรา 76 การรายงานผลการประกอบกิจการปิโตรเลียม แก้ไขระยะเวลารักษาข้อมูลรายงานการ ประกอบกิจการปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทานไว้เป็นความลับจากเดิม 2 ปี หลังสัมปทานสิ้นอายุ เป็น 1 ปี หลังจากที่ กรมทรัพยากรธรณีได้รับรายงาน

18. มาตรา 82 ปิโตรเลียมทีไ่ ด้รบั ยกเว้นค่าภาคหลวง แก้ไขให้ไม่รวมถึงปิโตรเลียมทีส่ ง่ ชำระเป็นค่าภาคหลวง

19. มาตรา 84 อัตราค่าภาคหลวง แก้ไขปรับปรุงอัตราค่าภาคหลวงจากเดิมที่กำหนดในอัตราคงที่ร้อยละ สิบสองครึ่งของมูลค่าปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่าย เป็นกำหนดในอัตราแบบขั้นบันไดตามระดับปริมาณการขายหรือ จำหน่ายในรอบเดือนในอัตราดังนี้

ปริมาณปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่าย (บาร์เรล/เดือน) อัตราค่าภาคหลวง (ร้อยละ)

0 - 60,000 5

60,000 - 150,000 6.25

150,000 - 300,000 10

300,000 - 600,000 12.5

600,000 ขึ้นไป 15

20. มาตรา 85 การคำนวณมูลค่าปิโตรเลียม แก้ไขให้รวมถึงก๊าซธรรมชาติเหลว ตามการแก้ไขนิยามของ น้ำมันดิบ

21. มาตรา 87 รอบระยะเวลาชำระค่าภาคหลวง แก้ไขจากทุกสามเดือนให้เป็นทุกเดือน

22. มาตรา 88 การส่งออกน้ำมันดิบหรือผลิตภัณฑ์ที่ขายหรือจำหน่ายไปแล้วในประเทศ แก้ไขให้รวมถึง การส่งออกโดยบุคคลอื่นที่ไม่ใช่โรงกลั่นด้วย

23. มาตรา 89 การเก็บค่าภาคหลวงสำหรับการส่งออก และ มาตรา 90 การเสียค่าภาคหลวงเป็นปิโตรเลียม แก้ไขจากรอบระยะเวลาสามเดือนเป็นรายเดือน

24. มาตรา 94 การประเมินค่าภาคหลวง แก้ไขวิธกี ารอุทธรณ์ผลการประเมินค่าภาคหลวงให้เป็นการร้องขอ ต่อศาล

25. มาตรา 99 การลดหย่อนค่าภาคหลวง เพิ่มมาตรา 99 ทวิ และ มาตรา 99 ตรี โดยเพิ่มบทบัญญัติให้รัฐ มีอำนาจลดหย่อนค่าภาคหลวงให้แก่พื้นที่แปลงสำรวจหรือพื้นที่ผลิตบางพื้นที่ที่มสี ภาพทางธรณีวิทยาไม่เอื้ออำนวยต่อ การสำรวจหรือพัฒนา โดยพืน้ ทีด่ งั กล่าวต้องมีขนาดไม่เกินสองร้อยตารางกิโลเมตร และค่าภาคหลวงทีจ่ ะลดหย่อนต้อง ไม่เกินร้อยละสามสิบของจำนวนค่าภาคหลวงที่ต้องเสีย

26. มาตรา 100 การเก็บค่าภาคหลวงจากการส่งออกน้ำมันดิบ (ซึง่ รัฐจะมอบให้กรมสรรพสามิตดำเนินการ แทนกรมทรัพยากรธรณีก็ได้) แก้ไขให้รวมถึงการส่งออกโดยบุคคล ซึ่งไม่ใช่โรงกลั่นด้วย

27. เพิม่ หมวด 7 ทวิ ผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ กำหนดมาตรการในการจัดเก็บผลประโยชน์ของรัฐเพิม่ เติม จากการจัดเก็บภาคหลวง โดยจะนำไปใช้ทดแทนข้อกำหนดผลประโยชน์รายปีและโบนัสรายปีตามประกาศกระทรวง อุตสาหกรรมในปี พ.ศ. 2525 (Thailand II) ซึง่ ใช้บงั คับสำหรับแปลงสำรวจบนบกทีไ่ ด้รบั สัมปทานหลังวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2525 ด้วย

36

รายงานประจำปี 2554

37

ข้อกำหนดผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ มีหลักการว่าเมื่อผู้รับสัมปทานหักค่าใช้จ่ายในการลงทุนหมดแล้ว หากมีผลกำไรเกิดขึ้นเกินกว่าที่ควรจะได้รับตามปกติ เช่น ในกรณีที่ราคาปิโตรเลียมสูงขึ้น หรือพบแหล่งปิโตรเลียม ที่มีสมรรถนะเชิงพาณิชย์สูงมาก (แหล่งขนาดใหญ่) ก็ให้ผู้รับสัมปทานจ่ายผลประโยชน์ให้รัฐเพิ่มขึ้นจากผลกำไรนั้น การเสียผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษจากผลกำไรมีอัตราและหลักเกณฑ์ดังนี้

- คำนวณกำไรขาดทุนแยกออกเป็นแต่ละแปลงสัมปทานโดยคำนวณเป็นรายปี สำหรับรายได้และรายจ่าย ทีใ่ ช้คำนวณให้เป็นไปตามกฎหมายภาษีเงินได้ปโิ ตรเลียม ยกเว้นรายจ่ายทีเ่ ป็นทุน (Capital Expenditure) ให้หกั ได้หมด (ไม่ตอ้ งคำนวณเป็นค่าชดเชยรายจ่ายทีเ่ ป็นทุน) และให้นำผลขาดทุนในปีกอ่ นรอบระยะเวลาบัญชีปจั จุบนั ไปหักลดหย่อน ได้เท่าจำนวนที่ยังคงเหลืออยู่

- ให้เสียผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษจากผลกำไรประจำปี ในอัตราที่กำหนดจากค่าของรายได้ในรอบปี ต่อหลุมเจาะลึกหนึ่งเมตร ดังนี้ ค่าของรายได้ (บาท/เมตร) อัตรา (ร้อยละ)

ต่ำกว่า 4,800 0

4,800 - 14,400 เพิ่มขึ้นร้อยละ 1 ทุก 240 บาท/เมตร

14,400 - 33,600 เพิ่มขึ้นร้อยละ 1 ทุก 960 บาท/เมตร

สูงกว่า 33,600 เพิ่มขึ้นร้อยละ 1 ทุก 3,840 บาท/เมตร

ทั้งนี้จะเรียกเก็บผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษเกินร้อยละ 75 ของผลกำไรปิโตรเลียมในแต่ละปีไม่ได้

- ค่าของรายได้ในรอบปีต่อหลุมเจาะลึกหนึ่งเมตร หมายถึง รายได้หารด้วยผลบวกของความลึกสะสม ของหลุมเจาะปิโตรเลียมทั้งหมด ซึ่งผู้รับสัมปทานได้เจาะไปแล้วในแปลงสำรวจนั้น กับค่าคงที่แสดงสภาพทางธรณี วิทยาของแปลงสำรวจ ซึ่งจะได้ตกลงกันกำหนดโดยรัฐมนตรีและผู้รับสัมปทาน (ไม่ต่ำกว่า 150,000 เมตร)

28. มาตรา 104 ทวิ บทกำหนดโทษ เพิ่มเติมกรณีผู้รับสัมปทานไม่ยื่นแผนการผลิตหรือไม่แจ้งทบทวนแผน การผลิต ตามมาตรา 42 ทวิ ต้องถูกปรับไม่เกินห้าหมื่นบาท หรือปรับอีกวันละห้าพันบาทจนกว่าจะปฏิบัติให้ถูกต้อง

29. มาตรา 109 ทวิ บทกำหนดโทษ เพิม่ เติมกรณีไม่ปฏิบตั ติ ามมาตรา 100 อัฏฐ ขัดขวางเจ้าพนักงานในการ ตรวจสอบค่าใช้จา่ ยเพือ่ การจัดเก็บผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ ถูกจำคุกไม่เกิน 1 เดือน หรือปรับไม่เกินหนึง่ หมืน่ บาท

30. มาตรา 110 บทกำหนดโทษ เกี่ยวกับการแจ้งความอันเป็นเท็จ แก้ไขให้ครอบคลุมถึงผลประโยชน์ ตอบแทนพิเศษ และเพิ่มโทษปรับให้สูงขึ้นจากสองพันบาทถึงสองแสนบาท เป็นห้าหมื่นบาทถึงห้าแสนบาทเพื่อให้ เหมาะสมยิ่งขี้น

31. ปรับปรุงบัญชีอัตราค่าธรรมเนียม (สูงสุด) ท้ายพระราชบัญญัติให้เหมาะสม ดังนี้

- คำขอสัมปทาน จากฉบับละ 100 บาท เป็น 50,000 บาท (ปัจจุบันใช้ 10,000 บาท)

- ค่าสงวนพื้นที่ จากตารางกิโลเมตรละ 6,000 บาท เป็น 200,000 บาทต่อปี

(ปัจจุบันใช้อัตรา 100,000 บาทต่อปี)

- ค่ารังวัด จากกิโลเมตรละ 180 บาท เป็น 500 บาท (ปัจจุบันใช้ 250 บาท)

- ค่าหลักเขตที่ดิน จากหลักละ 750 บาท เป็น 1,000 บาท (ปัจจุบันใช้หลักละ 750 บาท)

32. เพิ่มบัญชีอัตราค่าภาคหลวงปิโตรเลียม ตามที่กำหนดในมาตรา 84 ให้เป็นบัญชีท้ายพระราชบัญญัติ

33. มาตรา 35 บทเฉพาะกาล กำหนดให้บทบัญญัติตามพระราชบัญญัติฉบับใหม่ ไม่ใช้บังคับแก่ผู้ที่ได้รับ สัมปทานอยูแ่ ล้วก่อนวันทีพ่ ระราชบัญญัตนิ ใ้ี ช้บงั คับ นอกจากบทบัญญัตวิ า่ ด้วยค่าธรรมเนียมรังวัดและหลักเขตบนพืน้ ดิน เนือ่ งจากรัฐได้ให้ความมัน่ ใจแก่ผรู้ บั สัมปทานเหล่านัน้ ตามข้อกำหนดในสัมปทานว่าจะไม่เปลีย่ นแปลงแต่ฝา่ ยเดียวซึง่ ข้อ กำหนดขั้นมูลฐานเกี่ยวกับประโยชน์ สิทธิ และหน้าที่ของผู้รับสัมปทาน

34. มาตรา 36 บทเฉพาะกาล กำหนดให้ผรู้ บั สัมปทานก่อนวันทีพ่ ระราชบัญญัตนิ ใ้ี ช้บงั คับ มีสทิ ธิเลือกจะอยู่ ภายใต้บงั คับกฎหมายทีแ่ ก้ไขใหม่ หรืออยูภ่ ายใต้บงั คับของกฎหมายปัจจุบนั ก็ได้ โดยถ้าจะอยูภ่ ายใต้บงั คับของกฎหมายใหม่ ก็จะต้องใช้ทุกมาตรา ยกเว้นข้อกำหนดเกี่ยวกับระยะเวลาการสำรวจ และพื้นที่แปลงสำรวจที่ให้คงไว้ตามเดิม

การตราพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2534

เนื่องจากบทบัญญัติว่าด้วยภาษีการค้าตามประมวลรัษฎากรได้ถูกยกเลิก และบัญญัติใหม่เป็นภาษีมูลค่าเพิ่ม จึงต้องแก้ไขมาตรา 70 แห่งพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 เกีย่ วกับการนำเครือ่ งมือ เครือ่ งใช้ และอุปกรณ์ในการ ประกอบกิจการปิโตรเลียมเข้ามาในราชอาณาจักรโดยยกเว้นอากรขาเข้าและภาษีการค้า โดยแก้ไขข้อความจากยกเว้น อากรขาเข้าและภาษีการค้า เป็นยกเว้นอากรขาเข้าและภาษีมลู ค่าเพิม่ เพือ่ ให้สอดคล้องกันกับการแก้ไขประมวลรัษฎากร

การแก้ไขพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียมในโอกาสครบรอบ 200 ปีของกฎหมายตราสามดวง

ในโอกาสครบรอบ 200 ปี ของการจัดทำกฎหมายตราสามดวง คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2547 เห็นชอบให้มีการชำระสะสางกฎหมายทั้งระบบ เพื่ออำนวยต่อการพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ โดยให้กระทรวง กรม รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานของรัฐทุกแห่ง จัดทำแผนพัฒนากฎหมายให้สอดคล้องกับกรอบ นโยบายการพัฒนากฎหมาย นโยบายของรัฐ แผนการบริหารราชการแผ่นดิน และหลักเกณฑ์และวิธีการบริหารกิจการ บ้านเมืองทีด่ ี ทัง้ นี้ พระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 ใช้บงั คับมาเป็นเวลานานมีบทบัญญัตบิ างประการทีไ่ ม่เหมาะสม จึงเห็นควรมีการแก้ไขปรับปรุง โดยมีวัตถุประสงค์ 3 ประการ คือ

1. เพิ่มแรงจูงใจในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในแหล่งที่มีขนาดเล็กหรือมีสภาพธรณีวิทยาซับซ้อน ซึ่งต้องใช้ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการสูง รวมทั้งแหล่งปิโตรเลียมที่มีการผลิตมานานแล้วและมีกำลังการผลิตลดต่ำลง โดยเพิม่ เหตุในการลดหย่อนค่าภาคหลวง และปรับเพดานอัตราและระยะเวลาทีไ่ ด้รบั การลดหย่อนค่าภาคหลวงให้สงู ขึน้ เพื่อส่งเสริมให้ผู้รับสัมปทานพัฒนาและผลิตปิโตรเลียมที่มีอยู่ในแหล่งปิโตรเลียมแต่ละแหล่งให้มากที่สุด ซึ่งจะเป็นการ ใช้ทรัพยากรอย่างคุ้มค่า

2. กำหนดบทบัญญัติเกี่ยวกับการสำรวจและผลิต รวมทั้งการจัดการสิ่งแวดล้อมให้เหมาะสมและชัดเจน ยิง่ ขึน้ โดยการเพิม่ ข้อกำหนดเกีย่ วกับการบำบัดปัดป้องความโสโครกอันเนือ่ งมาจากประกอบกิจการปิโตรเลียม ในกรณี ที่ผู้รับสัมปทานไม่ดำเนินการหรือดำเนินการล่าช้า หรือหากไม่ดำเนินการทันที อาจก่อให้เกิดความเสียหายมากขึ้น โดยกำหนดให้หน่วยงานของรัฐดำเนินการ โดยผู้รับสัมปทานรับผิดชอบค่าใช้จ่าย นอกจากนี้ ยังได้เพิ่มข้อกำหนดให้ผู้ รับสัมปทานมีหน้าที่รับผิดชอบในการรื้อถอนสิ่งปลูกสร้าง วัสดุ อุปกรณ์ และสิ่งอำนวยความสะดวกในการสำรวจ ผลิต เก็บรักษา หรือขนส่งปิโตรเลียมเมื่อสิ้นสุดการผลิตหรือหมดอายุใช้งาน โดยให้ผู้รับสัมปทานยื่นแผนงานและประมาณ การค่าใช้จ่ายในการรื้อถอน รวมทั้งการจัดการสิ่งแวดล้อมให้อยู่ในสภาพเดิม

3. ลดขัน้ ตอนการอนุมตั แิ ละอนุญาตเกีย่ วกับการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม โดยให้เรือ่ งทีน่ ำเสนอขออนุมตั คณะรัฐมนตรีมเี ฉพาะเรือ่ งนโยบายและเรือ่ งสำคัญส่วนด้านเทคนิคให้เป็นอำนาจรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการ ปิโตรเลียม อธิบดีโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการปิโตรเลียม และอธิบดีตามลำดับ โดยแก้ไขเพิ่มเติมอำนาจ หน้าที่ของรัฐมนตรี คณะกรรมการปิโตรเลียม และ อธิบดีให้เหมาะสมยิ่งขึ้น

38

รายงานประจำปี 2554

สาระสำคัญของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 6) พ.ศ. 2550

39

ประกอบด้วย 24 มาตรา เพื่อแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ในประเด็นต่างๆ ดังนี้

1. มาตรา 15 องค์ประกอบของคณะกรรมการปิโตรเลียม เพิ่มผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน พลังงาน และเลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เป็นกรรมการอีก 2 ท่าน และ ลดจำนวนกรรมการที่แต่งตั้งโดยคณะรัฐมนตรีจาก 6 ท่าน เป็น 5 ท่าน

2. มาตรา 16 อำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการ แก้ไขให้สอดคล้องกับการแก้ไขอำนาจรัฐมนตรีและอธิบดี ตามมาตรา 22 และ 22/1

3. เพิ่ม มาตรา 16/1 คุณสมบัติของกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ บทบัญญัติเกี่ยวกับคุณสมบัติและลักษณะ ต้องห้าม ของกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิซึ่งแต่งตั้งโดยคณะรัฐมนตรี

4. มาตรา 17 วาระการดำรงตำแหน่ง และ มาตรา 18 การพ้นจากตำแหน่งของกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ แก้ไขปรับปรุงบทบัญญัติวาระการดำรงตำแหน่ง และการพ้นจากตำแหน่งของกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ

5. มาตรา 22 อำนาจรัฐมนตรีโดยอนุมัติคณะรัฐมนตรี แก้ไขอำนาจของรัฐมนตรีโดยอนุมัติคณะรัฐมนตรี ให้คงพิจารณาเฉพาะเรื่องนโยบายสำคัญและเกี่ยวข้องกับผลประโยชน์โดยตรงของประเทศเท่านั้น ได้แก่ เรื่องการ ให้สัมปทาน ปิโตรเลียม การต่อระยะเวลาผลิต การโอนสัมปทาน และการลดหย่อนค่าภาคหลวงปิโตรเลียมในพื้นที่ ที่มีความเสี่ยงสูง ส่วนเรื่องการอนุมัติหรืออนุญาตที่เป็นเรื่องที่มีความสำคัญรองลงมาหรือเรื่องเทคนิค ซึ่งกฎหมายเดิม กำหนดให้เป็นอำนาจ ของรัฐมนตรีโดยอนุมัติคณะรัฐมนตรี ให้เป็นอำนาจของรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรม การปิโตรเลียม

6. เพิม่ มาตรา 22/1 อำนาจอธิบดี แก้ไขเรือ่ งการอนุมตั หิ รืออนุญาตทีเ่ ป็นเรือ่ งทีม่ คี วามสำคัญลดหลัน่ ลงมา หรือเรือ่ งเทคนิค ซึง่ กฎหมายเดิมกำหนดให้เป็นอำนาจของรัฐมนตรี ให้เป็นอำนาจของอธิบดีโดยความเห็นชอบของคณะ กรรมการปิโตรเลียม

7. มาตรา 27 เหตุสดุ วิสยั แก้ไขปรับปรุงกรณีทผ่ี รู้ บั สัมปทานสามารถขอขยายอายุสมั ปทานเมือ่ การประกอบ กิจการปิโตรเลียมส่วนใหญ่ต้องหยุดชะงักลง ซึ่งเดิมกำหนดเฉพาะกรณีที่เป็นเหตุสุดวิสัย แก้ไขให้เปลี่ยนเป็นเหตุซึ่งมิใช่ ความผิดของผูร้ บั สัมปทาน เพือ่ ให้ครอบคลุมถึงกรณีทม่ี ใิ ช่เฉพาะเหตุสดุ วิสยั โดยตรง แต่เป็นเพราะเหตุอน่ื ทีม่ ใิ ช่ความผิด ของผูร้ บั สัมปทาน เพือ่ ให้ความเป็นธรรมในการดำเนินงานของผูร้ บั สัมปทาน และเอือ้ ประโยชน์แก่ประเทศในการส่งเสริม และเร่งรัดให้มีการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

8. มาตรา 28 จำนวนและพื้นที่แปลงสำรวจ ยกเลิกการจำกัดจำนวนแปลงและพื้นที่รวมของแปลงสำรวจ ซึง่ เป็นอุปสรรคและเพิม่ ภาระในการดำเนินงานของผูป้ ระกอบการ เพือ่ ให้เหมาะสมกับสภาพการดำเนินธุรกิจปิโตรเลียม ในปัจจุบัน และเป็นผลให้ต้องแก้ไขมาตรา 50 การโอนสัมปทาน และ มาตรา 99 ตรี วรรคสอง ในประเด็นการจำกัด จำนวนแปลงและพื้นที่ให้สอดคล้องกันด้วย

9. มาตรา 33 การโอนข้อผูกพันข้ามแปลงสำรวจ ยกเลิกบทบัญญัติที่ห้ามโอนข้อผูกพันการสำรวจ ปิโตรเลียมระหว่างแปลงสำรวจในทะเลที่มีน้ำลึกเกินสองร้อยเมตรกับแปลงหนึ่งที่มิใช่แปลงสำรวจในทะเลที่มีน้ำลึก เกินสองร้อยเมตร

10. มาตรา 42 การกำหนดพื้นที่ผลิต และ มาตรา 42 ทวิ กำหนดเวลาเริ่มผลิตและยื่นแผนการผลิต แก้ไขข้อความจาก ได้รับความเห็นชอบจากอธิบดี เป็น ได้รับอนุมัติจากอธิบดี เพื่อให้สอดคล้องกับมาตรา 22/1 (2) อธิบดีโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการปิโตรเลียมมีอำนาจหน้าที่อนุมัติการกำหนดพื้นที่ผลิต

11. มาตรา 51 การเพิกถอนสัมปทาน เพิม่ กรณีผรู้ บั สัมปทานไม่วางหลักประกันการรือ้ ถอนตามมาตรา 80/2 เป็นเหตุให้เพิกถอนสัมปทานได้

12. มาตรา 75 การป้องกันและบำบัดความเสียหายต่อสิ่งแวดล้อม เพิ่มวรรคสามในกรณีที่ผู้รับสัมปทาน ไม่ดำเนินการบำบัดปัดป้องความโสโครกจากการประกอบกิจการปิโตรเลียม หรือดำเนินการล่าช้า หรือหากไม่ดำเนินการทันที อาจก่อให้เกิดความเสียหายมากขึ้น กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติหรือบุคคลอื่นที่อธิบดีมอบหมายอาจเข้าดำเนินการแทน หรือร่วมกับผู้รับสัมปทานดำเนินการ โดยให้ผู้รับสัมปทานเป็นผู้รับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมด

13. มาตรา 76 การรายงานผลการประกอบกิจการปิโตรเลียม และ มาตรา 77 งบบัญชีคา่ ใช้จา่ ย แก้ไขโดย กำหนดให้ผู้รับสัมปทานต้องเสนอแผนงาน งบประมาณประจำปี และงบการเงินประจำปีต่อกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และระยะเวลาที่อธิบดีกำหนด เพื่อให้รับทราบข้อมูลการดำเนินงานที่จำเป็นของผู้ประกอบการ เพิ่มขึ้นจากเดิมที่กำหนดให้เสนอเฉพาะรายงานผลการประกอบกิจการปิโตรเลียมและงบบัญชีค่าใช้จ่าย

14. เพิ่ม มาตรา 80/1 การรื้อถอน บทบัญญัติที่กำหนดให้ผู้รับสัมปทานมีหน้าที่รับผิดชอบในการรื้อถอน สิง่ ปลูกสร้าง วัสดุ อุปกรณ์ และสิง่ อำนวยความสะดวกในการสำรวจ ผลิต เก็บรักษาหรือขนส่งปิโตรเลียม เมือ่ สิน้ สุดสิทธิ การดำเนินการในพืน้ ทีห่ รือหมดอายุการใช้งานโดยต้องยืน่ แผนงานการรือ้ ถอนและประมาณการค่าใช้จา่ ยในการรือ้ ถอน เพือ่ ขอรับความเห็นชอบจากอธิบดี รวมทัง้ ให้อำนาจรัฐในการกำหนดหลักเกณฑ์เกีย่ วกับการรือ้ ถอนโดยออกเป็นกฎกระทรวง ซึ่งจะทำให้สามารถบัญญัติและแก้ไขได้เร็ว เหมาะสมกับเทคโนโลยีและสภาวการณ์การประกอบกิจการปิโตรเลียม ทีเ่ ปลีย่ นแปลงไปในแต่ละช่วงเวลา พร้อมทัง้ กำหนดให้อธิบดีมอี ำนาจในการสัง่ การให้บคุ คลอืน่ รือ้ ถอนสิง่ ปลูกสร้าง วัสดุ อุปกรณ์ และสิง่ อำนวยความสะดวกแทน หรือร่วมกับผูร้ บั สัมปทาน โดยผูร้ บั สัมปทานเป็นผูร้ บั ผิดชอบค่าใช้จา่ ยทัง้ หมด เพือ่ ป้องกันปัญหาสิง่ แวดล้อมทีอ่ าจเกิดขึน้ ในอนาคต และส่งเสริมการปฏิบตั ติ ามหลักการประกอบกิจการปิโตรเลียมทีด่ ี

15. เพิ่ม มาตรา 80/2 การวางหลักประกันการรื้อถอน บทบัญญัติให้ผู้รับสัมปทานต้องวางหลักประกัน การรือ้ ถอนสิง่ ปลูกสร้างหรือวัสดุอน่ื ใดตามมาตรา 80/1 ต่ออธิบดี ตามหลักเกณฑ์ วิธกี าร เงือ่ นไข และระยะเวลาทีก่ ำหนด ในกฎกระทรวง

16. มาตรา 99 ทวิ และ มาตรา 99 ตรี วรรคหนึ่ง การลดค่าภาคหลวงชั่วคราว แก้ไขโดยเพิ่มเหตุในการ ลดหย่อนค่าภาคหลวง และปรับเพดานอัตราและระยะเวลาที่ได้รับการลดหย่อนค่าภาคหลวงเพิ่มขึ้น เพื่อเพิ่มแรงจูงใจ ในการกระตุ้นให้มีการผลิตปิโตรเลียมในแหล่งที่มีสภาพธรณีวิทยาไม่เอื้ออำนวย หรือแหล่งที่มีอัตราการผลิตลดต่ำลง หรือแหล่งที่มีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการสูงกว่าปกติ

17. มาตรา 104 บทกำหนดโทษ กรณีผู้รับสัมปทานผลิตปิโตรเลียมโดยมิได้รับอนุมัติจากอธิบดีตามมาตรา 42 วรรคหนึ่ง ต้องระวางโทษปรับไม่เกินสองแสนบาท

พระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ.2514 และการแก้ไขปรับปรุงที่ผ่านมา

พระราชบัญญัตภิ าษีเงินได้ปโิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 เป็นกฎหมายทีม่ บี ทบัญญัตใิ นการจัดเก็บภาษีเงินได้จากการ ประกอบกิจการปิโตรเลียมในประเทศตามอัตราและโดยวิธกี ารพิเศษ ต่างหากจากภาษีเงินได้ทเ่ี ก็บตามประมวลรัษฎากร เป็นกฎหมายที่อยู่ในการกำกับดูแลของกรมสรรพากร โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังเป็นผู้รักษาการตาม พระราชบัญญัต ิ โดยแบ่งออกเป็น 8 หมวด รวมทัง้ สิน้ 77 มาตรา หลักการส่วนใหญ่และแบบเป็นไปตามประมวลรัษฎากร มีสาระสำคัญคือการแบ่งผลกำไรระหว่างรัฐและผูร้ บั สัมปทานในอัตราร้อยละห้าสิบ ซึง่ การแบ่งผลกำไรนีถ้ อื เป็นภาษีเงินได้ ต่างหากจากประมวลรัษฎากร และได้มีการแก้ไขปรับปรุงมาแล้วรวม 5 ครั้ง ได้แก่

40

รายงานประจำปี 2554

41

ครั้งที่ 1 : พระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2516

ประกาศราชกิจจานุเบกษา เล่ม 90 ตอนที่ 157 วันที่ 4 ธันวาคม 2516 และมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 5 ธันวาคม 2516

โดยที่รัฐบาลได้ส่งเสริมให้มีการสำรวจปิโตรเลียมในทะเลที่มีน้ำลึกเกิน 200 เมตร จึงสมควรกำหนดส่วนลด เพื่อประโยชน์ในการคำนวณราคามาตรฐานให้แก่ผู้รับสัมปทานที่ผลิตปิโตรเลียมในแปลงสำรวจในทะเลที่มีน้ำลึกเกิน 200 เมตร และกำหนดการนับระยะเวลาในกรณีที่มีการขยายอายุสัมปทานในส่วนที่เกี่ยวกับการผลิตปิโตรเลียม เพื่อให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514

ครั้งที่ 2 : พระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2522

ประกาศราชกิจจานุเบกษา เล่ม 96 ตอนที่ 220 วันที่ 30 ธันวาคม 2522 และมีผลใช้บงั คับเมือ่ วันที่ 31 ธันวาคม 2522

เพิ่มเติมบทบัญญัติเฉพาะกรณีเพื่อใช้บังคับแก่บริษัทซึ่งได้ทำสัญญาปิโตรเลียมก่อนปี พ.ศ. 2512 และ ได้ทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับองค์การก๊าซธรรมชาติก่อนปี พ.ศ. 2522 เนื่องจากพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ได้กำหนดหลักการจัดเก็บภาษีเงินได้แตกต่างกับประมวลรัษฎากร ทำให้บริษทั ดังกล่าวไม่สามารถ นำภาษีเงินได้ที่ชำระในประเทศไทยไปเป็นเครดิตหักออกจากภาษีเงินได้ที่ต้องชำระในต่างประเทศได้ และจำเป็น ต้องเสียภาษีเงินได้ในต่างประเทศซ้อนอีกครัง้ หนึง่ ดังนัน้ เพือ่ ให้หลักการจัดเก็บภาษีมคี วามอ่อนตัวและสามารถใช้บงั คับ ในแต่ละกรณีได้อย่างเหมาะสม และเพื่อรักษาประโยชน์ของประเทศ อีกทั้งยังทำให้ผู้รับสัมปทานได้รับความเป็นธรรม จึงได้แก้ไขเพิ่มเติมกฎหมาย

ครั้งที่ 3 : พระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2532

ประกาศราชกิจจานุเบกษาเล่ม 106 ตอนที่ 128 วันที่ 14 สิงหาคม 2532 และมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2532

ปรับปรุงแก้ไขให้ค่าภาคหลวงสำหรับปิโตรเลียมที่ขายหรือจำหน่ายในประเทศซึ่งเดิมให้เครดิตภาษี เป็นไม่ให้ เครดิตภาษีแต่ให้ถือเป็นค่าใช้จ่าย และให้เปลี่ยนแปลงการชำระภาษีเงินได้ปิโตรเลียมจากทุกรอบระยะเวลาบัญชีเป็น ครึ่งรอบระยะเวลาบัญชี เพื่อให้รัฐได้รับภาษีเงินได้ปิโตรเลียมเร็วขึ้น

ครั้งที่ 4 : พระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2541

ประกาศราชกิจจานุเบกษาเล่ม 115 ตอนที่ 70 ก วันที่ 9 ตุลาคม 2541 และมีผลใช้บงั คับเมือ่ วันที่ 23 มกราคม 2534

เพิ่มเติมบทบัญญัติสำหรับใช้บังคับแก่บริษัทซึ่งได้ทำสัญญาแบ่งปันผลผลิตกับองค์กรร่วมไทย-มาเลเซีย เนื่องจากองค์กรร่วมไทย-มาเลเซียจัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติองค์กรร่วมไทย-มาเลเซีย พ.ศ. 2533 เพื่อแสวงหา ประโยชน์จากทรัพยากรในพื้นดินใต้ทะเลรวมทั้งปิโตรเลียมในเขตพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย จึงสมควรกำหนด อัตราและหลักเกณฑ์ในการคำนวณภาษีเงินได้ปโิ ตรเลียมให้สอดคล้องกับลักษณะการดำเนินกิจการขององค์กรร่วมไทยมาเลเซีย

ครั้งที่ 5 : พระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 6) พ.ศ. 2550

ประกาศราชกิจจานุเบกษาเล่ม 124 ตอนที่ 69 ก วันที่ 17 ตุลาคม 2550 และมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550

แก้ไขเพือ่ ให้สอดคล้องกับการแก้ไขเพิม่ เติมมาตรา 27 แห่งพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 เรือ่ งการขอ ขยายอายุสมั ปทานในส่วนทีเ่ กีย่ วกับการผลิตปิโตรเลียม โดยแก้ไขเหตุในการขอขยายอายุสมั ปทานจาก “เหตุสดุ วิสยั ” มาเป็น “เหตุซึ่งมิใช่ความผิดของผู้รับสัมปทาน”

ส่วนที่

3

การสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

พื้นที่ในประเทศภายใต้ พ.ร.บ. ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 สัมปทานปิโตรเลียม การสำรวจปิโตรเลียม การเจาะหลุมปิโตรเลียม พื้นที่ผลิตปิโตรเลียม ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

การผลิตปิโตรเลียม รายได้จากการประกอบกิจการปิโตรเลียม การลงทุนสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทาน การส่งเสริมและอำนวยความสะดวกในการประกอบกิจการปิโตรเลียม พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ภายใต้ พ.ร.บ. องค์กรร่วม ไทย - มาเลเซีย พ.ศ. 2533

พื้นที่ในประเทศ ภายใต้ พ.ร.บ. ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514

ณ สิ้นปี 2554 ประเทศไทยมีสัมปทานปิโตรเลียม 63 สัมปทาน ให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ใน 79 แปลงสำรวจ พื้นที่รวม 225,893 ตร.กม. จำแนกเป็น l อ่าวไทย 29 สัมปทาน 36 แปลงสำรวจ พื้นที่ 104,690 ตร.กม.

l บนบก 33 สัมปทาน 40 แปลงสำรวจ พื้นที่ 76,681 ตร.กม.

l ทะเลอันดามัน 1 สัมปทาน 3 แปลงสำรวจ พื้นที่ 44,521 ตร.กม.

สัมปทานปิโตรเลียม

สัมปทานเลขที่

ผู้รับสัมปทาน

1/2550/77 บริษัท แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ (สยาม) ลิมิเต็ด 2/2550/78 บริษัท เพิร์ล ออย ออฟชอร์ จำกัด 3/2550/79 บริษัท เพิร์ล ออย (อ่าวไทย) จำกัด และคณะ 4/2550/80 บริษัท เพิร์ล ออย (อมตะ) จำกัด และคณะ 5/2550/81 บริษัท เพิร์ล ออย บางกอก จำกัด และคณะ 6/2550/82 บริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด

7/2550/83 บริษัท อดานิ เวลสปัน เอ็กซ์พลอเรชั่น ลิมิเต็ด 8/2550/84 บริษทั เจเอสเอ็กซ์ เอ็นเนอร์ย่ี (ประเทศไทย) จำกัด และคณะ 9/2550/85 บริษัท CEC International, Ltd. 10/2550/86 บริษัท เชฟรอน ปิโตรเลียม (ประเทศไทย) จำกัด และคณะ 11/2550/87 บริษัท เชฟรอน ปิโตรเลียม (ประเทศไทย) จำกัด และคณะ 14/2550/90 บริษทั ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ย่ี (อีแอนด์พ)ี ลิมเิ ต็ด และคณะ 15/2550/91 บริษัท มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด

แปลงสำรวจ

คืนพื้นที่ (ร้อยละ)

พื้นที่คงเหลือ (ตร.กม.)

วันที่มีผล

L53/48 G2/48 G3/48 G6/48 G11/48 A4/48 A5/48 A6/48 L39/48 L9/48 G5/50 G6/50 G7/50 L26/50 G4/50

50.73 50.07 50.04 50.54 50.05 35.30 35.46 35.07 50.04 50.01 51.22 50.60 51.07 50.14 50.02

1,959.43 9,449.11 5,850.47 1,123.53 6,791.18 13,081.06 16,248.11 15,192.49 1,979.62 1,958.67 270.03 243.32 150.15 1,659.16 5,823.66

8 ม.ค.54 8 ม.ค.54 8 ม.ค.54 8 ม.ค.54 13 ก.พ.54 13 ก.พ.54 13 ก.พ.54 13 ก.พ.54 20 เม.ย.54 20 เม.ย.54 19 ธ.ค.54 19 ธ.ค.54 19 ธ.ค.54 19 ธ.ค.54 19 ธ.ค.54

45

มาตรา 23 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 กำหนดไว้ว่า “ปิโตรเลียมเป็นของรัฐ ผู้ใดสำรวจหรือผลิต ปิโตรเลียมในทีใ่ ด ไม่วา่ ทีน่ น้ั เป็นของตนเองหรือบุคคลอืน่ ต้องได้รบั สัมปทาน.....” ดังนัน้ กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติในฐานะหน่วยงาน ของรัฐซึง่ มีหน้าทีก่ ำกับดูแลการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศ จึงต้องดำเนินการในเรือ่ งทีเ่ กีย่ วข้องกับสัมปทานปิโตรเลียม และการอนุมตั อิ นุญาตการดำเนินการของผูร้ บั สัมปทานปิโตรเลียมให้เป็นไปตามบทบัญญัตขิ องพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ.

2514 โดยในรอบปี พ.ศ. 2554 ได้ดำเนินการในเรื่องต่างๆ ดังต่อไปนี้

1. การให้สัมปทานปิโตรเลียมตามมาตรา 22 รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการปิโตรเลียมและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรีมีอำนาจหน้าที่ในการให้ สัมปทานปิโตรเลียมแก่ผู้ที่ยื่นคำขอสัมปทานตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขที่กำหนดในกฎกระทรวง ซึ่งได้รับการคัดเลือก ให้เป็นผู้รับสัมปทาน ทั้งนี้ผลจากการออกประกาศกระทรวงพลังงานเชิญชวนให้ผู้ที่สนใจยื่นคำขอสัมปทานรอบที่ 20 ในวันที่ 23 พฤษภาคม 2550 ทำให้มีการออกสัมปทานรวมทั้งสิ้น 24 สัมปทาน ครอบคลุมแปลงสำรวจบนบก 21 แปลง และแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทย 7 แปลง โดยสัมปทานปิโตรเลียมสองฉบับสุดท้ายออกในวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2554 ได้แก่ สัมปทานเลขที่ 1/2554/109 ออกให้แก่บริษัท JSX Energy Holdings Limited ครอบคลุมแปลงสำรวจหมายเลข L14/50 บริเวณจังหวัดเพชรบูรณ์ ชัยภูมิ เลย และพิษณุโลก และสัมปทานเลขที่ 2/2554/110 ออกให้แก่บริษัท ทีพีไอ โพลีน พาวเวอร์ จำกัด ครอบคลุมแปลงสำรวจหมายเลข L29/50 บริเวณจังหวัดนครราชสีมาและชัยภูมิ

2. การคืนพื้นที่แปลงสำรวจเมื่อครบสี่ปีของระยะเวลาสำรวจตามมาตรา 36(1) เมือ่ ครบสีป่ นี บั แต่วนั เริม่ ระยะเวลาสำรวจปิโตรเลียม ผูร้ บั สัมปทานต้องคืนพืน้ ทีร่ อ้ ยละห้าสิบของพืน้ ทีแ่ ปลงสำรวจ แต่ถา้ เป็นแปลงสำรวจทีก่ ำหนดให้เป็นแปลงสำรวจในทะเลทีม่ นี ำ้ ลึกเกินกว่าสองร้อยเมตรให้คนื พืน้ ทีร่ อ้ ยละสามสิบห้าของแปลง สำรวจ โดยในปี 2554 มีแปลงสำรวจทีต่ อ้ งคืนพืน้ ทีร่ อ้ ยละห้าสิบจำนวน 12 แปลง และแปลงสำรวจในน้ำลึกของทะเลอันดามัน ที่ต้องคืนพื้นที่ร้อยละสามสิบห้าจำนวน 3 แปลง ดังรายละเอียดต่อไปนี้

3. การคืนพื้นที่แปลงสำรวจบางส่วนโดยได้รับการลดหย่อนข้อผูกพันการสำรวจตามมาตรา 40 ในกรณีที่ผู้รับสัมปทานใช้สิทธิคืนพื้นที่แปลงสำรวจในช่วงข้อผูกพันช่วงที่สองเกินกว่าที่กฎหมายกำหนด สามารถได้รับการลดหย่อนการปฏิบัติงานตามข้อผูกพันการสำรวจปิโตรเลียมที่ยังคงเหลืออยู่ในแปลงสำรวจแปลงนั้น โดยพิจารณาจากอัตราส่วนของพื้นที่สำรวจที่คืนเกินกฎหมายกำหนด หรือจากอัตราส่วนของระยะเวลาสำรวจที่เหลือ ในช่วงข้อผูกพันช่วงที่สอง แล้วแต่ว่าอัตราส่วนอย่างใดน้อยกว่ากัน โดยในปี 2554 มีแปลงสำรวจ 2 แปลงที่คืนพื้นที ่ เกินกว่าที่กฎหมายกำหนด และได้รับสิทธิลดหย่อนการปฏิบัติงานตามข้อผูกพันการสำรวจปิโตรเลียมในช่วงที่สอง คือ แปลงสำรวจบนบกหมายเลข L7/50 และ L13/50 ของบริษทั Twinza Oil Limited ผูร้ บั สัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 13/2550/89 ซึ่งคืนพื้นที่ร้อยละ 67.87 และ 84.02 และคงเหลือพื้นที่สำรวจ 1,256.76 และ 628.62 ตารางกิโลเมตร ตามลำดับ เป็นผลให้ได้รับการลดหย่อนจากอัตราส่วนของพื้นที่สำรวจที่คืนเกินกว่าที่กฎหมายกำหนด คิดเป็นร้อยละ 35.74 สำหรับ แปลงสำรวจ L7/50 และร้อยละ 68.04 สำหรับแปลงสำรวจ L13/50

4. การคืนพื้นที่ทั้งหมดของแปลงสำรวจตามมาตรา 37 ในปี 2554 มีผู้รับสัมปทานซึ่งดำเนินงานสำรวจในแปลงสำรวจที่ได้รับสัมปทานแล้ว ผลปรากฏว่ามีโอกาส ในการพบปิโตรเลียมต่ำและไม่ประสงค์จะดำเนินการสำรวจอีกต่อไป จึงได้ใช้สิทธิในการคืนพื้นที่แปลงสำรวจทั้งแปลง เมื่อสิ้นช่วงข้อผูกพันการสำรวจช่วงที่หนึ่งในวันที่ 20 มกราคม 2554 จำนวน 2 ราย ได้แก่ บริษัท นอร์ธเทิร์น กัลฟ์ ออย (ประเทศไทย) จำกัด คืนพื้นที่แปลงสำรวจ L2/50 ของสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2551/94 และบริษัท มิตรา เอ็นเนอร์ยี่ ลิมิเต็ด คืนพื้นที่แปลงสำรวจ L46/50 ของสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 10/2551/101

5. การเปลี่ยนแปลงข้อผูกพันการสำรวจปิโตรเลียม ตามมาตรา 30 ในกรณีที่ปรากฏว่าปริมาณงานตามที่กำหนดไว้ในช่วงข้อผูกพันช่วงหนึ่งๆ ของสัมปทานไม่เหมาะสมกับสภาพ ทางธรณีวทิ ยาของพืน้ ทีส่ มั ปทาน หรือในกรณีทม่ี เี ทคโนโลยีการสำรวจปิโตรเลียมทีท่ นั สมัยขึน้ และผูร้ บั สัมปทานขอเปลีย่ นแปลง ข้อผูกพันด้านปริมาณงาน รัฐมนตรีมอี ำนาจอนุมตั ใิ ห้เปลีย่ นแปลงข้อผูกพันดังกล่าวได้ตามความเหมาะสม และถ้าการเปลีย่ นแปลง ข้อผูกพันนัน้ ทำให้ผรู้ บั สัมปทานใช้จา่ ยเงินน้อยกว่าจำนวนเงินทีต่ อ้ งใช้จา่ ยตามข้อผูกพันเดิม ผูร้ บั สัมปทานต้องจ่ายเงินส่วนทีล่ ดลง ให้แก่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติภายในสามสิบวันนับแต่วันที่รัฐมนตรีอนุมัติ ในปี 2554 มีการอนุมัติให้ผู้รับสัมปทานเปลี่ยนแปลงข้อผูกพันการสำรวจปิโตรเลียมดังต่อไปนี้ การเปลี่ยนแปลงข้อผูกพันการสำรวจ เปลี่ยนแปลงปริมาณงานในปีที่สองของช่วงข้อผูกพันช่วงที่สาม จากการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสองมิติระยะทาง 150 กม. เป็นแบบสามมิติพื้นที่ 75 ตร.กม. เปลี่ยนแปลงข้อผูกพันในปีที่สองของช่วงข้อผูกพันช่วงที่สาม โดยนำงานเจาะหลุมสำรวจ 1 หลุมของแต่ละแปลงสำรวจไปดำเนินการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 21 มกราคม 2556 เปลี่ยนแปลงปริมาณงานในปีที่หนึ่งของช่วงข้อผูกพันช่วงที่สอง จากการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสองมิติระยะทาง 150 กม. เป็นแบบสามมิติพื้นที่ 150 ตร.กม. เปลี่ยนแปลงข้อผูกพันในปีที่สามของช่วงข้อผูกพันช่วงที่หนึ่ง โดยนำงานเจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม ไปดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน วันที่ 20 พฤษภาคม 2554 เปลี่ยนแปลงข้อผูกพันในปีที่สามของช่วงข้อผูกพันช่วงที่หนึ่ง โดยนำงาน ศึกษาธรณีวิทยา สำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสองมิติระยะทาง 60 กม. และแบบสามมิติพื้นที่ 200 ตร.กม. และเจาะหลุมสำรวจ 1 หลุม ไปดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 20 มกราคม 2555 เปลี่ยนแปลงปริมาณงานในช่วงข้อผูกพันช่วงที่หนึ่ง จากการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสองมิติระยะทาง 50 กม. ในปีที่สอง และการประมวลผลข้อมูลเดิมในปีที่หนึ่ง สอง และสาม เป็นการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสามมิติพื้นที่ 50 ตร.กม. ในปีที่สอง

47

สัมปทานเลขที่ แปลงสำรวจ ผู้รับสัมปทาน 9/2546/66 L27/43 บริษัท อพิโก้ (โคราช)

จำกัด

2/2547/68 L53/43 และ บริษัท ปตท.สผ.

L54/43 อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด

14/2550/90 L26/50 บริษัท ซาลามานเดอร์

เอนเนอร์ยี่ (อีแอนด์พี)

ลิมิเต็ด และคณะ 4/2551/95 L15/50 บริษัท ซาลามานเดอร์

เอนเนอร์ยี่ (อีแอนด์พี)

ลิมิเต็ด และคณะ 5/2551/96 L18/50 บริษัท อ่าวสยาม มารีน

จำกัด

2/2554/110 L29/50 บริษัท ทีพีไอ โพลีน

เพาเวอร์ จำกัด

สัมปทานปิโตรเลียมในประเทศไทย ณ วันที่ 1 มกราคม 2555 สัมปทานเลขที่ ออกเมื่อวันที่ ในทะเลอ่าวไทย

ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม

สัดส่วน (%)

แปลง พื้นที่สัมปทาน (ตร.กม.) สำรวจ พื้นที่ผลิต พื้นที่สงวน หมายเลข พื้นที่สำรวจ

49

1/2514 พื้นที่ทับซ้อนไทย-กัมพูชา 5 4,645.000 – – 26 พ.ย. 2514 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 20.00 6 5,510.000 – – บ.Idemitsu Oil & Gas Co., Ltd. 50.00 บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 20.00 * บ.Chevron Blocks 5 and 6 Ltd. 10.00 1/2515/5 สัญญาซื้อขายก๊าซฉบับที่ 2 10 – 512.330 376.670 1 มี.ค. 2515 * บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 70.00 11 – 1,032.520 156.4 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 30.00

สัญญาซื้อขายก๊าซฉบับที่ 2 (เพิ่มเติม)

* บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 71.25 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 23.75 บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 5.00

พื้นที่ทับซ้อนไทย-กัมพูชา 10 1,382.900 – – * บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 60.00 11 1,401.490 – – บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 40.00 17 ธ.ค. 2540 * บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 60.00 10A – 166.000 – เพิ่มเติมฉบับที่ 9 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 40.00 11A – 88.000 – 2/2515/6 สัญญาซื้อขายก๊าซฉบับที่ 1 12 – 1,297.000 – 6 มี.ค. 2515 * บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 80.00 13 – 1,176.000 2.540 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 20.00

สัญญาซื้อขายก๊าซฉบับที่ 2

* บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 70.00 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 30.00

สัญญาซื้อขายก๊าซฉบับที่ 2 เพิ่มเติม

* บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 71.25 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 23.75 บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 5.00 8 มิ.ย. 2542 พื้นที่ทับซ้อนไทย-กัมพูชา 12 (A) 294.000 – – เพิ่มเติมฉบับที่ 6 * บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 80.00 12 (B) 125.000 – – บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 20.00 13 471.000 – – 3/2515/7 * บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 44.45 16 – 1,608.477 – 8 มี.ค. 2515 บ.โททาล อี แอนด์ พี ไทยแลนด์ 33.33 17 – 518.380 – บ.บีจี เอเชีย แปซิฟิก พีทีอี จำกัด 22.22 1 มิ.ย. 2541 * บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 80.00 16A – 719.846 – เพิ่มเติมฉบับที่ 11 บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 16.00 บ.โมเอโกะ ไทยแลนด์ จำกัด 4.00 4/2515/8 พื้นที่ทับซ้อนไทย-กัมพูชา 7 4,760.000 – – 9 มี.ค. 2515 * บ.บริติช แก๊ส เอเชีย อิงค์ 50.00 8 3,400.000 – – บ.Chevron Overseas Petroleum (Thailand) Ltd. 33.33 9 2,260.000 – – บ.Petroleum Resources (Thailand) Pty., Ltd. 16.67

สัมปทานเลขที่ ออกเมื่อวันที่

ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม

สัดส่วน (%)

แปลง พื้นที่สัมปทาน (ตร.กม.) สำรวจ พื้นที่ผลิต พื้นที่สงวน หมายเลข พื้นที่สำรวจ

17 ก.ค. 2546 * บ.เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด 44.34 9A – 80.028 – เพิ่มเติมฉบับที่ 9 บ.ออเร้นจ์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด 46.34

บ.เชฟรอน บล็อก บี8/32 (ประเทศไทย) จำกัด 7.32

บ.พลังโสภณ จำกัด 2.00 5/2515/9 * บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 44.45 15 – 1,073.632 – 10 มี.ค. 2515 บ.โททาล อี แอนด์ พี ไทยแลนด์ 33.33

บ.บีจี เอเชีย แปซิฟิก พีทีอี จำกัด 22.22 1 มิ.ย. 2541 * บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 80.00 14A – 1,373.184 – เพิ่มเติมฉบับที่ 11 บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 16.00

บ.โมเอโกะ ไทยแลนด์ จำกัด 4.00

พื้นที่ทับซ้อนไทย-กัมพูชา 14A 133.000 – – * บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 80.00

บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 16.00

บ.โมเอโกะ ไทยแลนด์ จำกัด 4.00 1 มิ.ย. 2541 * บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 80.00 15A – 1,466.052 – เพิ่มเติมฉบับที่ 11 บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 16.00

บ.โมเอโกะ ไทยแลนด์ จำกัด 4.00 3/2528/28 * บ.ปตท.สผ. สยาม จำกัด 60.00 B6/27 – 9.638 1,296.963 6 ก.พ. 2528 บ.JX Nippon Oil & Gas Exploration Corporation 40.00 1/2529/33 * บ.เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 35.00 B12/27 – 1,640.540 1,480.570 15 ม.ค. 2529 บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 45.00

บ.เฮสส์ (ไทยแลนด์) จำกัด 15.00

บ.โมเอโกะ ไทย ออยล์ ดิเวลล็อปเม้นท์ จำกัด 5.00 1/2532/35 บ.เพิร์ล ออย (ประเทศไทย) จำกัด 100.00 B5/27 – 75.899 1,855.340 9 ส.ค. 2532 1/2534/36 พื้นที่ทานตะวัน B8/32 – 274.667 – 1 ส.ค. 2534 * บ.เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด 44.34

บ.ออเร้นจ์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด 46.34

บ.เชฟรอน บล็อก บี8/32 (ประเทศไทย) จำกัด 7.32

บ.พลังโสภณ จำกัด 2.00

นอกพื้นที่ทานตะวัน B8/32 – 1,717.430 – * บ.เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด 29.67

บ.ออเร้นจ์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด 31.67

บ.บี8/32 พาร์ทเนอร์ จำกัด 31.67

บ.เชฟรอน บล็อก บี8/32 (ประเทศไทย) จำกัด 5.00

บ.พลังโสภณ จำกัด 2.00 3/2539/50 * บ.ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ยี่ (บัวหลวง) ลิมิเต็ด 60.00 B8/38 – 376.563 – 24 ต.ค. 2539 บ.ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ยี่ (ประเทศไทย) จำกัด 40.00 4/2546/61 * บ.เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด 51.00 G4/43 2,120.520 454.651 – 17 ก.ค. 2546 บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 21.38

บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 21.25

บ.พลังโสภณ จำกัด 6.38 7/2546/64 บ.ซี อี ซี อินเตอร์เนชั่นแนล ลิมิเต็ด 100.00 G5/43 4,467.460 357.700 – 17 ก.ค. 2546

50

รายงานประจำปี 2554

สัมปทานเลขที่ ออกเมื่อวันที่

สัดส่วน (%)

แปลง พื้นที่สัมปทาน (ตร.กม.) สำรวจ พื้นที่ผลิต พื้นที่สงวน หมายเลข พื้นที่สำรวจ

8/2546/65 พื้นที่ทับซ้อนไทย-กัมพูชา

17 ก.ค. 2546 บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 100.00 G9/43 2,619.000 – – 1/2549/69 * บ.เชฟรอน ปัตตานี จำกัด 71.25 G4/48 218.490 70.794 – 15 มี.ค. 2549 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 23.75 บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 5.00 2/2549/70 * บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 80.00 G9/48 121.910 – – 15 มี.ค. 2549 บ.เชฟรอน ปัตตานี จำกัด 16.00 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 4.00 3/2549/71 * บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 44.45 G12/48 307.320 – – 15 มี.ค. 2549 บ.โททาล อี แอนด์ พี ไทยแลนด์ 33.33 บ.ไทยเอนเนอร์จี จำกัด 22.22 7/2549/75 * บ.เพิร์ล ออย (อมตะ) จำกัด 40.00 G1/48 8,807.170 – – 8 ธ.ค. 2549 บ.Northern Gulf Petroleum Pte. Ltd. 40.00 บ.Pearl Oil (G1) Limited 20.00 8/2549/76 * บ.เพิร์ล ออย (ประเทศไทย) จำกัด 50.00 G10/48 9,441.430 – – 8 ธ.ค. 2549 บ.เพิร์ล ออย (จี2-จี10) จำกัด 25.00 บ.คริสเอ็นเนอร์ยี่ ออย แอนด์ แก๊ซ (ประเทศไทย) จำกัด 25.00 2/2550/78 บ.เพิร์ล ออย ออฟชอร์ จำกัด 100.00 G2/48 9,449.110 – – 8 ม.ค. 2550 3/2550/79 * บ.เพิร์ล ออย (อ่าวไทย) จำกัด 40.00 G3/48 5,850.470 – – 8 ม.ค. 2550 บ.นอร์ธเทิร์น กัลฟ์ ออย (ประเทศไทย) จำกัด 40.00 บ.Pearl Oil (G3-G6) Limited 20.00 4/2550/80 * บ.เพิร์ล ออย (อมตะ) จำกัด 40.00 G6/48 1,123.530 – – 8 ม.ค. 2550 บ.Northern Gulf Petroleum Pte. Ltd. 40.00 บ.Pearl Oil (G3-G6) Limited 20.00 5/2550/81 * บ.เพิร์ล ออย บางกอก จำกัด 50.00 G11/48 6,791.180 – – 13 ก.พ. 2550 บ.เพิร์ล ออย (จี11) จำกัด 25.00 บ.คริสเอ็นเนอร์ยี่ รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด 25.00 9/2550/85 บ.ซี อี ซี อินเตอร์เนชั่นแนล ลิมิเต็ด 100.00 G5/50 270.030 – – 19 ธ.ค. 2550 10/2550/86 * บ.เชฟรอน ปิโตรเลียม (ประเทศไทย) จำกัด 71.25 G6/50 243.320 – – 19 ธ.ค. 2550 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 23.75 บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 5.00 11/2550/87 * บ.เชฟรอน ปิโตรเลียม (ประเทศไทย) จำกัด 35.00 G7/50 150.150 – – 19 ธ.ค. 2550 บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 45.00 บ.เฮสส์ เอ็กซ์โพลเรชั่น (ประเทศไทย) จำกัด 15.00 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 5.00 12/2550/88 * บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 80.00 G8/50 122.000 – – 19 ธ.ค. 2550 บ.เชฟรอน ปิโตรเลียม (ประเทศไทย) จำกัด 16.00 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 4.00 15/2550/91 บ.มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 100.00 G4/50 5,823.660 – – 19 ธ.ค. 2550 1/2551/92 บ.เพิร์ล ออย (ปิโตรเลียม) จำกัด 100.00 G2/50 1,123.000 – – 21 ม.ค. 2551 รวม 29 สัมปทาน 36 แปลง 83,432.140 16,089.329 5,168.563

51

ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม

สัมปทานเลขที่ ออกเมื่อวันที่ บนบก

ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม

สัดส่วน (%)

แปลง พื้นที่สัมปทาน (ตร.กม.) สำรวจ พื้นที่ผลิต พื้นที่สงวน หมายเลข พื้นที่สำรวจ

53

1/2522/16 * บ.ปตท.สผ. สยาม จำกัด 75.00 S1 – 776.495 548.810 15 มี.ค. 2522 บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 25.00 2/2522/17 พื้นที่น้ำพอง E5 – 34.400 34.540 16 มี.ค. 2522 * บ.เอ็กซอนโมบิล เอ็กซ์โพลเรชัน่ แอนด์ โพรดักชัน่ โคราช อิงค์ 80.00

บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 20.00

พื้นที่ภูฮ่อม E5 – 39.310 – * บ.เฮสส์ (ไทยแลนด์) จำกัด 35.00

บ.อพิโก แอลแอลซี 35.00

บ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 20.00

บ.เอ็กซอนโมบิล เอ็กซ์โพลเรชัน่ แอนด์ โพรดักชัน่ โคราช อิงค์ 10.00 1/2524/19 * บ.เฮสส์ (ไทยแลนด์) จำกัด 35.00 EU1 – 192.890 – 3 มิ.ย. 2524 บ.อพิโก แอลแอลซี 35.00

บ.ปตท.สผ. สยาม จำกัด 20.00

บ.เอ็กซอนโมบิล เอ็กซ์โพลเรชัน่ แอนด์ โพรดักชัน่ โคราช อิงค์ 10.00 1/2526/23 * บ.ซิโน-ยู.เอส. ปิโตรเลียม อิงค์ 33.33 NC – 11.244 – 12 เม.ย. 2526 บ.Central Place Company Ltd. 33.33

บ.Thai Energy Resources Ltd. 16.67

บ.Sino Thai Energy Ltd. 16.67 1/2527/24 บ.แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ (ไทยแลนด์) ลิมิเต็ด 100.00 SW1 – 14.461 – 24 ก.ค. 2527 2/2528/27 บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 100.00 PTTEP1 – 9.040 – 5 ก.พ. 2528 1/2546/58 บ.ซีเอ็นพีซีเอชเค (ไทยแลนด์) จำกัด 100.00 L21/43 751.030 28.770 – 17 ก.ค. 2546 2/2546/59 บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 100.00 L22/43 859.120 – – 17 ก.ค. 2546 3/2546/60 บ.แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด 100.00 L44/43 847.550 79.530 – 17 ก.ค. 2546 5/2546/62 บ.แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด 100.00 L33/43 916.990 11.940 – 17 ก.ค. 2546 9/2546/66 บ.อพิโก้ (โคราช) จำกัด 100.00 L15/43 921.360 – – 25 ก.ย. 2546 L27/43 983.070 – – 1/2547/67 * บ.สยาม โมเอโกะ จำกัด 70.00 L10/43 884.790 77.660 – 22 ม.ค. 2547 บ.GS Caltex Corporation 30.00 L11/43 908.850 47.420 2/2547/68 บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 100.00 L53/43 944.840 1.980 – 22 ม.ค. 2547 L54/43 966.840 1.960 6/2549/74 * บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 70.00 L21/48 1,824.870 – – 8 ธ.ค. 2549 บ.รีซอร์สฟูล ปิโตรเลียม (ไทยแลนด์) จำกัด 30.00 L28/48 1,939.470 – – L29/48 1,955.450 – – 1/2550/77 บ.แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ (สยาม) ลิมิเต็ด 100.00 L53/48 1,959.430 1.990 – 8 ม.ค. 2550 7/2550/83 บ.อดานิ เวลสปัน เอ็กซ์พลอเรชั่น ลิมิเต็ด 100.00 L39/48 1,979.620 – – 20 เม.ย. 2550

สัมปทานเลขที่ ออกเมื่อวันที่

แปลง พื้นที่สัมปทาน (ตร.กม.) สำรวจ พื้นที่ผลิต พื้นที่สงวน หมายเลข พื้นที่สำรวจ 8/2550/84 * บ.อินเทอร์รา รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด 50.00 L9/48 1,958.670 – – 20 เม.ย. 2550 บ.เจเอสเอ็กซ์ เอ็นเนอร์ยี่ (ประเทศไทย) จำกัด 50.00 13/2550/89 บ.Twinza Oil Limited 100.00 L7/50 1,256.760 – – 19 ธ.ค. 2550 L13/50 628.620 – – 14/2550/90 * บ.ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ยี่ (อีแอนด์พี) ลิมิเต็ด 60.00 L26/50 1,659.160 – – 19 ธ.ค. 2550 บ.Origin Energy (L26/50) Pte. Limited 40.00 3/2551/94 บ.นอร์ธเทิร์น กัลฟ์ ออย (ประเทศไทย) จำกัด 100.00 L1/50 3,213.000 – – 21 ม.ค. 2551 4/2551/95 * บ.ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ยี่ (อีแอนด์พี) ลิมิเต็ด 60.00 L15/50 1,966.340 – – 21 ม.ค. 2551 บ.Origin Energy (L15/50) Pte.Limited 40.00 5/2551/96 บ.อ่าวสยาม มารีน จำกัด 100.00 L18/50 2,164.000 – – 21 ม.ค. 2551 7/2551/98 * บ.คาร์นาร์วอน ไทยแลนด์ ลิมิเต็ด 50.00 L20/50 1,943.050 – – 21 ม.ค. 2551 บ.Sun Resources NL 50.00 8/2551/99 บ.เพิร์ล ออย (รีซอสเซส) จำกัด 100.00 L21/50 3,947.000 – – 21 ม.ค. 2551 9/2551/100 บ.อดานิ เวลสปัน เอ็กซ์พลอเรชั่น ลิมิเต็ด 100.00 L22/50 3,947.000 – – 21 ม.ค. 2551 10/2551/101 บ.มิตรา เอ็นเนอร์ยี่ ลิมิเต็ด 100.00 L45/50 3,983.000 – – 21 ม.ค. 2551 11/2551/102 บ.เทเท็ก ไทยแลนด์ แอลแอลซี 100.00 L16/50 3,934.000 – – 21 ม.ค. 2551 1/2553/103 บ.เจเอสเอ็กซ์ เอ็นเนอร์ยี่ (ประเทศไทย) จำกัด 100.00 L3/50 3,912.000 – – 25 ก.พ. 2553 2/2553/104 บ.เพิร์ล ออย (รีซอสเซส) จำกัด 100.00 L50/50 2,837.000 – – 25 ก.พ. 2553 3/2553/105 * บ.เพิร์ล ออย (ปิโตรเลียม) จำกัด 50.00 L52/50 3,067.000 – – 25 ก.พ. 2553 บ.คาร์นาร์วอน ปิโตรเลียม ลิมิเต็ด 50.00 L53/50 3,855.000 – – 6/2553/108 บ.Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co.,Ltd 100.00 L31/50 3,960.000 – – 25 ก.พ. 2553 1/2554/109 บ.JSX Energy Holdings Limited 100.00 L14/50 3,934.000 – – 8 ก.พ. 2554 2/2554/110 บ.ทีพีไอ โพลีน เพาเวอร์ จำกัด 100.00 L29/50 3,960.000 – – 8 ก.พ. 2554

รวม 33 สัมปทาน 40 แปลง 74,768.880 1,329.090 583.350

ในทะเลอั น ดามั น

6/2550/82 บ.ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 100.00 A4/48 13,081.060 – – 13 ก.พ. 2550 A5/48 16,248.110 – – A6/48 15,192.490 – –

รวม 1 สัมปทาน 3 แปลง 44,521.660 0.000 0.000 รวมทั้งหมด 63 สัมปทาน 79 แปลง 202,722.680 17,418.419 5,751.913 ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม

สัดส่วน (%)

55

* ผู้ดำเนินงาน

การสำรวจปิโตรเลียม

การสำรวจปิโตรเลียมมีจุดประสงค์หลักเพื่อศึกษาลักษณะทางธรณีวิทยาของพื้นที่สำรวจ เพื่อบ่งชี้ตำแหน่ง ที่อาจจะมีปิโตรเลียมสะสมตัวอยู่ เมื่อพบตำแหน่งดังกล่าวก็จะวางแผนการเจาะสำรวจ เพื่อพิสูจน์ว่ามีปิโตรเลียมอยู่จริง หรือไม่ และหากมีอยู่จริงจะเป็นปิโตรเลียมชนิดใด มีปริมาณมากน้อยเท่าไร เพียงพอที่จะนำขึ้นมาใช้ประโยชน์ได้อย่าง คุ้มค่าการลงทุนหรือไม่ ทั้งนี้ มีหลุมสำรวจจำนวนมากที่เจาะไม่พบปิโตรเลียม หรือพบปิโตรเลียมแต่มีปริมาณน้อยมาก จนไม่สามารถผลิตได้

การสำรวจปิโตรเลียมซึ่งดำเนินงานโดยผู้รับสัมปทานในรอบปี 2554 ประกอบด้วยการสำรวจธรณีฟิสิกส์ และการเจาะสำรวจในพื้นที่แปลงสำรวจบนบกและในอ่าวไทย และการสำรวจธรณีเคมีในแปลงสำรวจในทะเลอันดามัน สำหรับรายละเอียดของการเจาะสำรวจจะรายงานอยู่ในหัวข้อของการเจาะหลุมปิโตรเลียม

การสำรวจธรณีฟิสิกส์ การสำรวจธรณีฟิสิกส์เป็นการสำรวจโดยใช้เครื่องมือและอุปกรณ์เพื่อวัดคุณสมบัติทางฟิสิกส์ของชั้นหินที่อยู่ลึก ลงไปใต้ผิวโลก ซึ่งมีอยู่หลายวิธี สำหรับวิธีที่นิยมใช้กันมากในการสำรวจปิโตรเลียม ได้แก่ การสำรวจด้วยวิธีวัดคลื่นไหวสะเทือน วิธีการดังกล่าวใช้หลักการการส่งคลื่นไหวสะเทือน (Seismic wave) จากแหล่งกำเนิดคลื่นลงไปใต้ดินแล้วใช้เครื่องรับสัญญาณ บันทึกระยะเวลาที่คลื่นเดินทางสะท้อนกลับขึ้นสู่ผิวดิน ข้อมูลที่บันทึกได้ทั้งหมดจะต้องผ่านกระบวนการประมวลผลข้อมูล โดยใช้โปรแกรมคอมพิวเตอร์ที่ซับซ้อน แล้วจึงนำไปแปลความหมายออกมาเป็นลักษณะการวางตัวของชั้นหินใต้ดินที่มีความ น่าเชื่อถือค่อนข้างสูง

ในกรณีของการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสองมิติ ข้อมูลที่ได้รับจะเป็นภาพตัดขวางของชั้นหินลึกลงไปใต้ดิน ตามแนวเส้นสำรวจแต่ละเส้น ส่วนการสำรวจแบบสามมิติจะได้รับข้อมูลการวางตัวของชั้นหินครอบคลุมทั้งพื้นที่สำรวจและ มีความถูกต้องแม่นยำมากกว่าการสำรวจแบบสองมิติ แต่ต้องใช้ระยะเวลาและค่าใช้จ่ายในการสำรวจมากขึ้นเช่นกัน ทั้งนี้ การสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนในพื้นที่บนบกจะมีความยุ่งยากมากกว่าและดำเนินงานได้ช้ากว่าการสำรวจในทะเลมาก ดังนั้น การสำรวจในพื้นที่บนบกส่วนใหญ่มักจะเริ่มต้นจากการสำรวจแบบสองมิติก่อน เมื่อพบตำแหน่งที่น่าสนใจและต้องการทราบ รายละเอียดมากขึ้นจึงจะสำรวจแบบสามมิติในพื้นที่ที่มีขนาดเล็กลงอีกครั้งหนึ่ง อย่างไรก็ตาม การสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือน เพียงอย่างเดียวไม่สามารถยืนยันได้ว่ามีปิโตรเลียมอยู่ในพื้นที่นั้น และแม้จะมีการเจาะหลุมสำรวจก็ไม่จำเป็นต้องพบปิโตรเลียม เสมอไป

56

รายงานประจำปี 2554

ในปี 2554 มีการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสองมิติเป็นระยะทางรวม 964 กิโลเมตร โดยดำเนินงานเฉพาะ ในแปลงสำรวจบนบก ทำให้มีปริมาณงานน้อยกว่าในปี 2553 ซึ่งสำรวจทั้งบนบกและในทะเลรวมกันถึง 6,710 กิโลเมตร ส่วนการสำรวจแบบสามมิตดิ ำเนินงานในแปลงสำรวจทัง้ บนบก (1,154 ตารางกิโลเมตร) และในอ่าวไทย (3,828 ตารางกิโลเมตร) คิดเป็นพื้นที่รวม 4,982 ตารางกิโลเมตร ซึ่งมากกว่าปริมาณงาน 2,230 ตารางกิโลเมตรในปี 2553 เป็นเท่าตัว สำหรับข้อมูล การสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนในปี 2554 สรุปแสดงอยู่ในตารางต่อไปนี้ ผู้ดำเนินงาน บนบก (แบบสองมิติ) ฉานซี หยานชาง เพิร์ล ออย รีซอสเซส เพิร์ล ออย (ปิโตรเลียม) อ่าวสยาม บนบก (แบบสามมิติ) เฮสส์ อพิโก้ (โคราช)

ซาลามานเดอร์ ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล ทีพีไอ โพลีน อ่าวไทย (แบบสามมิติ) เพิร์ล ออย (ประเทศไทย) เพิรล์ ออย (อ่าวไทย) เพิรล์ ออย ออฟชอร์ มิตซุย ออยล์

แปลงสำรวจ ผู้รับจ้างสำรวจ

ช่วงเวลาสำรวจ 9 พ.ย.53 - 2 ก.พ.54 8 มี.ค. - 2 พ.ค.54 6 ก.ย. - 26 ต.ค.54 21 - 23 ธ.ค.54

ระยะทาง (กม.) พื้นที่ (ตร.กม.)

L31/50 L50/50 L52/50 L53/50 L18/50

BGP GeoCon BGP CGGVeritas

522* 68 314 60

EU1 E5N L15/43 L15/43 L27/43 L26/50 L53/43 L54/43 L29/50

CGGVeritas CGGVeritas CGGVeritas BGP CGGVeritas CGGVeritas

20 ธ.ค. 53 - 1 เม.ย. 54 19 เม.ย. - 15 พ.ค.54 24 พ.ค. - 15 มิ.ย.54 3 ก.ค. - 18 ก.ย.54 8 ส.ค. - 1 ก.ย.54 29 - 31 ธ.ค.54

391.30* 207.46 116.27 207.65 223.68 8*

B5/27 G3/48 G1/48 G2/48 G1/48 G4/50

Western Geco 17 ธ.ค.53 - 30 ม.ค.54 Western Geco 31 ก.ค. - 14 พ.ย.54 Western Geco 5 - 22 ก.ย.54 Western Geco 2 - 31 ธ.ค.54

823.8* 1,715.18 451.82 837*

หมายเหตุ :* ในกรณีที่การสำรวจคาบเกี่ยวระหว่างปี ตัวเลขที่แสดงในตารางนี้ เป็นตัวเลขของการสำรวจเฉพาะในปี 2554

การสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนบนบก ในปี 2554 มีการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสองมิติในแปลงสำรวจบนบกของสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 20 ซึ่งมีข้อมูลการสำรวจเดิมอยู่น้อยและเป็นการดำเนินงานตามข้อผูกพันการสำรวจ ดังต่อไปนี้

1. บริษัท ฉานซี หยานชาง ปิโตรเลียม (กรุ๊ป) จำกัด สำรวจในแปลง L31/50 บริเวณจังหวัดมหาสารคาม สุรินทร์ บุรีรัมย์ และ ร้อยเอ็ด ครอบคลุมโครงสร้างพุธไธสง พยัคฆภูมิพิสัย หนองขมาร และ ชุมพลบุรี ซึ่งเป็นโครงสร้างที่ยังไม่เคยมี การเจาะสำรวจ โดยทำการบันทึกข้อมูลในเดือนพฤศจิกายน 2553 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2554 รวมระยะทาง 1,042 กิโลเมตร (แบ่งเป็นการสำรวจ 522 กิโลเมตรในปี 2554)

2. บริษทั เพิรล์ ออย (รีซอสเซส) จำกัด สำรวจในแปลง L50/50 บริเวณจังหวัดบุรรี มั ย์และสระแก้ว เป็นระยะทางรวม 68 กิโลเมตร โดยใช้เครื่องกระทุ้งดิน (Wacker) น้ำหนัก 60 กิโลกรัม เป็นแหล่งกำเนิดคลื่นไหวสะเทือน แต่พบว่าคุณภาพของ ข้อมูลที่ได้รับไม่เป็นที่น่าพอใจ บริษัทฯ จึงยุติการสำรวจไว้ก่อน และจะสำรวจต่อในอนาคตโดยใช้แหล่งกำเนิดคลื่นชนิดอื่น

3. บริษัท เพิร์ล ออย (ปิโตรเลียม) จำกัด สำรวจในแปลง L52/50 และ L53/50 บริเวณจังหวัดสุราษฎร์ธานี และกระบี่ ระยะทางรวม 314 กิโลเมตร โดยในพื้นที่นี้มีแอ่งสะสมตัวของถ่านหินอยู่ในระดับตื้น แต่จุดมุ่งหมายของบริษัทฯ ต้องการสำรวจเพื่อค้นหาแหล่งปิโตรเลียมที่อยู่ลึกลงไป

4. บริษัท อ่าวสยามมารีน จำกัด สำรวจในแปลง L18/50 บริเวณจังหวัดมุกดาหาร ระยะทาง 60 กิโลเมตร เพื่อให้ทราบข้อมูลทางตอนใต้ของโครงสร้างธาตุพนม ซึ่งเป็นโครงสร้างที่บริษัทฯ จะสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสามมิติ ต่อไป

57

สำหรับการสำรวจวัดคลืน่ ไหวสะเทือนแบบสามมิตใิ นแปลงสำรวจบนบก ส่วนใหญ่ดำเนินงานอยูใ่ นพืน้ ทีภ่ าคตะวันออก เฉียงเหนือครอบคลุมโครงสร้างกักเก็บปิโตรเลียมที่เป็นหินปูน โดยมีหนึ่งพื้นที่อยู่ในที่ราบลุ่มภาคกลางตอนล่างด้านตะวันตก ดังรายละเอียดต่อไปนี้

5. บริษทั เฮสส์ (ประเทศไทย) จำกัด สำรวจโดยวิธี Wide Azimuth Acquisition ครอบคลุมพืน้ ทีข่ องแหล่งกักเก็บ ก๊าซธรรมชาติภูฮ่อมในแปลง EU1 E5N และ L15/43 บริเวณจังหวัดอุดรธานีและขอนแก่น เพื่อนำข้อมูลไปใช้ในการบ่งชี้ บริเวณที่มีความพรุนหรือรอยแตกในชั้นหินปูนซึ่งเป็นชั้นหินกักเก็บปิโตรเลียม เพื่อใช้ประกอบการกำหนดตำแหน่งหลุมเจาะที่ เหมาะสมสำหรับการผลิตก๊าซธรรมชาติ โดยเริม่ การบันทึกข้อมูลสำรวจในเดือนธันวาคม 2553 และใช้ระยะเวลามากกว่า 3 เดือน จึงแล้วเสร็จ ครอบคลุมพื้นที่รวม 443 ตารางกิโลเมตร (คิดเป็นการสำรวจ 391 ตารางกิโลเมตรในปี 2554)

6. บริษทั อพิโก้ (โคราช) จำกัด สำรวจโดยวิธี Wide Azimuth Acquisition ในแปลง L15/43 บริเวณจังหวัดอุดรธานี เป็นพื้นที่ 207 ตารางกิโลเมตร ครอบคลุมโครงสร้างภูฮ่อมตอนเหนือซึ่งคาดว่าน่าจะมีหินกักเก็บปิโตรเลียมชนิดหินปูน แต่ยงั ไม่มหี ลุมเจาะสำรวจยืนยัน และสำรวจในแปลง L27/43 บริเวณจังหวัดขอนแก่นและกาฬสินธุ์ เป็นพืน้ ที่ 116 ตารางกิโลเมตร ครอบคลุมโครงสร้างดงมูลซึ่งมีหลุมเจาะเดิม 3 หลุมแต่พบปิโตรเลียมเพียงเล็กน้อย และโครงสร้างดงมูลตอนเหนือซึ่งยังไม่มี หลุมเจาะ

7. บริษัท ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ยี่ (อีแอนด์พี) จำกัด สำรวจในแปลง L26/50 บริเวณจังหวัดอุบลราชธานี เป็นพื้นที่ 207 ตารางกิโลเมตร ครอบคลุมโครงสร้างกักเก็บแบบประทุนคว่ำที่วางตัวต่อเนื่องมาจากสาธารณรัฐประชาธิปไตย ประชาชนลาว ซึ่งมีการเจาะสำรวจแล้วแต่ไม่พบปิโตรเลียม และในส่วนของประเทศไทยยังไม่มีหลุมเจาะ

8. บริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สำรวจในแปลง L53/43 และ L54/43 บริเวณจังหวัดสุพรรณบุรี เป็นพื้นที่ 223 ตารางกิโลเมตร ครอบคลุมโครงหัวไม้ซุงซึ่งเคยเจาะสำรวจแต่ไม่พบปิโตรเลียม

9. บริษัท ทีพีไอ โพลีน พาวเวอร์ จำกัด สำรวจในแปลง L29/50 บริเวณจังหวัดชัยภูมิ ครอบคลุมโครงสร้างจัตุรัส ซึ่งมีการสำรวจแบบสองมิติแล้วแต่ยังไม่มีการเจาะสำรวจ โดยเริ่มสำรวจปลายเดือนธันวาคม 2554 ต่อเนื่องไปในเดือนมกราคม 2555 โดยคิดเป็นการบันทึกข้อมูลในเดือนธันวาคม 2554 เพียง 8 ตารางกิโลเมตร

การสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนในทะเล

การสำรวจวัดคลืน่ ไหวสะเทือนในทะเลในปี 2554 ทัง้ หมดเป็นการสำรวจแบบสามมิตแิ ละดำเนินงานอยูใ่ นพืน้ ทีอ่ า่ วไทย ตอนบน ดังรายละเอียดต่อไปนี้

1. บริษัท เพิร์ล ออย (ประเทศไทย) จำกัด สำรวจในแปลง B5/27 ครอบคลุมโครงสร้างกระ-ตอนเหนือ และทัณฑิมาตอนเหนือ โดยเริม่ บันทึกข้อมูลสำรวจกลางเดือนธันวาคม 2553 แล้วเสร็จในปี 2554 พืน้ ทีร่ วม 1,209 ตารางกิโลเมตร (เป็นการสำรวจ 824 ตารางกิโลเมตรในปี 2554)

2. บริษทั เพิรล์ ออย อ่าวไทย จำกัด สำรวจในแปลง G3/48 และ G1/48 นอกชายฝัง่ จังหวัดประจวบคีรขี นั ธ์เป็นพืน้ ที่ 1,715 ตารางกิโลเมตร ครอบคลุมโครงสร้างสัตตะกูต หลังจากนั้น เรือสำรวจได้แล่นต่อไปยังพื้นที่บริเวณโครงสร้างสีดา แต่เมื่อ เริ่มบันทึกข้อมูล ได้เพียง 1.2 ตารางกิโลเมตร ก็ต้องยกเลิกการสำรวจเนื่องจากอยู่ใกล้ชายฝั่งและมีการทำประมงหนาแน่น

3. บริษัท เพิร์ล ออย ออฟชอร์ จำกัด สำรวจในแปลง G2/48 และ G1/48 นอกชายฝั่งจังหวัดระยอง ครอบคลุมโครงสร้างระยอง พื้นที่สำรวจ 452 ตารางกิโลเมตร

4. บริษัท มิตซุย ออย เอ็กซ์โพลเรชั่น จำกัด สำรวจในแปลง G4/50 ครอบคลุมพื้นที่ตอนเหนือและตอนใต้ของ แหล่งน้ำมันดิบบัวหลวง เริ่มบันทึกข้อมูลสำรวจต้นเดือนธันวาคม 2554 จนถึงสิ้นเดือนคิดเป็นพื้นที่ 837 ตารางกิโลเมตร และมีการสำรวจต่อเนื่องไปในปี 2555

การสำรวจธรณีเคมี บริษทั ปตท.สผ. อินเตอร์เนชัน่ แนล จำกัด สำรวจธรณีเคมีพน้ื ทะเล (Seabed Geochemical Exploration) ในแปลง A4/48 A5/48 และ A6/48 โดยการเก็บตัวอย่างตะกอนก้นทะเลในเขตน้ำลึกของทะเลอันดามัน เพื่อนำไปวิเคราะห์หา ร่องรอยของไฮโดรคาร์บอนในตะกอน ผลการวิเคราะห์ไม่พบบริเวณที่มีค่าไฮโดรคาร์บอนสูงผิดปกติ

58

รายงานประจำปี 2554

การเจาะหลุมปิโตรเลียม

ในปี 2554 มีการเจาะหลุมปิโตรเลียมทั้งหมด 563 หลุม ประกอบด้วยหลุมสำรวจ 44 หลุม และหลุมพัฒนา 519 หลุม สามารถแยกเป็นหลุมปิโตรเลียมบนบก 106 หลุม (หลุมสำรวจ 27 หลุม และหลุมพัฒนา 79 หลุม) และ หลุมปิโตรเลียมในทะเลอ่าวไทยจำนวน 457 หลุม (หลุมสำรวจ 17 หลุม และหลุมพัฒนา 440 หลุม) โดยไม่มีการเจาะ ในทะเลอันดามัน

จากหลุมสำรวจปิโตรเลียมทัง้ หมด 44 หลุม ผลการเจาะพบปิโตรเลียมในเชิงพาณิชย์ 30 หลุม คิดเป็นอัตราความสำเร็จ ร้อยละ 68 โดยเป็นการเจาะในแปลงบนบก 27 หลุม พบปิโตรเลียม 13 หลุม (ร้อยละ 48) และในอ่าวไทย 17 หลุม พบปิโตรเลียม ทุกหลุม (ร้อยละ 100) เนื่องจากเจาะสำรวจในโครงสร้างที่เคยมีหลุมเจาะแล้ว เมื่อมองในภาพรวม แม้การเจาะหลุม สำรวจในปี 2554 จะมีอัตราความสำเร็จต่ำกว่าปีที่ผ่านมาเพียงเล็กน้อย แต่ก็ไม่พบแหล่งปิโตรเลียมแหล่งใหม่ที่มีนัยสำคัญ โดยเฉพาะอย่างยิ่งในพื้นที่บนบกภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ที่อาจกล่าวได้ว่าไม่ประสบผลสำเร็จดังที่ทุกฝ่ายได้ตั้งความหวังไว้

การเจาะหลุมเพื่อการสำรวจและประเมินผล ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือมีการเจาะหลุมสำรวจตามข้อผูกพันการสำรวจของบริษัทผู้รับสัมปทานหลายราย โดยเจาะในโครงสร้างเป้าหมายที่เป็นหินปูนทั้งหมด เนื่องจากเป็นเป้าหมายหลักทางธรณีวิทยาปิโตรเลียมในภูมิภาคนี้

59

ผู้ดำเนินงาน

บนบก เทเท็ก ไทยแลนด์ ซาลามานเดอร์ ปตท.สผ. อินเตอร์ฯ

ปตท.สผ.สยาม ซีเอ็นพีซีเอชเค คาร์นาร์วอน แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส

แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ ในทะเล ซีอีซี อินเตอร์ฯ ปตท.สผ.

เชฟรอน ประเทศไทย

เชฟรอน ออฟชอร์

จำนวนหลุมรวม

แปลง

หลุมสำรวจ

หลุม ประเมินผล

L16/50 L15/50 L28/48 L22/43 S1 L21/43 L20/50 L33/43 L44/43 L53/48

1 - 1 2 2 2 2 - 3 1

1 2 3 2 3 2

G5/43 15 14A 15A 11 12 13 B12/27 B8/32 G4/43

2 - - - - - - - - - 16

1 2 1 5 1 2 1 1 1 28

1.

2.

3.

บริษัทเทเท็ก ไทยแลนด์ แอลแอลซี เจาะหลุมสำรวจ ในแปลง L16/50 บริเวณโครงสร้างกาฬสินธุ์ จังหวัด กาฬสินธุ์ จำนวน 2 หลุม คือ TEW-E พบก๊าซธรรมชาติ ในหิ น ปู น ชุ ด ผานกเค้ า แต่ ป ระสบปั ญ หาหลุ ม พั ง ขณะทดสอบอั ต ราการไหลจึ ง ยั ง ไม่ ส ามารถสรุ ป ผล การทดสอบได้ บริ ษ ั ท ฯ จึ ง เจาะหลุ ม TEW-EST ทแยงออกจากหลุ ม เดิ ม เพื ่ อ ทดสอบอั ต ราการไหล ที่แน่นอนอีกครั้ง บริษัท ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ยี่ (อีแอนด์พี) จำกัด เจาะหลุ ม สำรวจในแปลง L15/50 ในโครงสร้ า ง ดาวเรื อ ง บริ เ วณจั ง หวั ด ชั ย ภู ม ิ จำนวน 2 หลุ ม คือ ดาวเรือง-2 พบก๊าซธรรมชาติในหินปูนชุดผานกเค้า แต่มีอัตราการไหลค่อนข้างน้อย ส่วนหลุมดาวเรือง-3 พบร่องรอยก๊าซธรรมชาติในหินปูนแต่ไม่มีการทดสอบ อัตราการไหล บริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เจาะหลุม สำรวจรัตนะ-1 ในโครงสร้างชนบทแปลง L28/48 บริเวณ จังหวัดขอนแก่น พบก๊าซธรรมชาติในหินปูนชุดผานกเค้า ซึ่งมีความดันสูงผิดปกติ และในขณะเดียวกันก็พบว่ามี น้ำเป็นปริมาณมาก บริษัทฯ ได้พยายามอุดหลุมเจาะใน ช่วงที่คาดว่าเป็นชั้นน้ำแต่ไม่สำเร็จจึงสละหลุมชั่วคราว

สำหรับในพื้นที่ภาคเหนือและภาคกลางมีการเจาะหลุมสำรวจปิโตรเลียมในหลายแปลง ดังต่อไปนี้ 1. บริษทั ปตท.สผ. อินเตอร์เนชัน่ แนล จำกัด เจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม ในโครงสร้างวังไผ่สงู แปลง L22/43 บริเวณจังหวัดสุโขทัย ผลการเจาะพบน้ำมันดิบ 1 หลุม 2. บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด เจาะหลุมสำรวจและหลุมประเมินผลรวม 5 หลุม ในแปลง S1 บริเวณจังหวัดสุโขทัย กำแพงเพชร และพิษณุโลก ผลการเจาะพบก๊าซธรรมชาติในโครงสร้างโนนพลวง และ พบน้ำมันดิบในโครงสร้างยางเมือง และประดา ซึ่งเป็นโครงสร้างใหม่ที่มีขนาดเล็กทั้งหมด 3. บริษัท ซีเอ็นพีซีเอชเค (ไทยแลนด์) จำกัด เจาะสำรวจ 2 หลุม ในแปลง L21/43 บริเวณจังหวัดสุโขทัย ผลการเจาะ พบปิโตรเลียมในหลุมยางซ้าย-1 4. บริษัท คาร์นาร์วอน ปิโตรเลียม จำกัด เจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม ในแปลง L20/50 บริเวณจังหวัดพิจิตร ได้แก่ หลุมตะเภาแก้ว-1 และหลุมไกรทอง-1 ผลการเจาะไม่พบปิโตรเลียมทั้งสองหลุม 5. บริษัท แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด เจาะหลุมสำรวจและประเมินผลรวม 8 หลุม ในแปลง L33/43 และ L44/43 บริเวณจังหวัดเพชรบูรณ์ ผลพบน้ำมันดิบในหินอัคนีแทรกซอน 3 หลุม 6. บริษัท แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ (สยาม) จำกัด เจาะหลุมสำรวจและประเมินผลรวม 3 หลุม ในแปลง L53/48 บริเวณจังหวัดนครปฐม พบน้ำมันดิบในชั้นหินทราย 2 หลุม

สำหรับพืน้ ทีใ่ นทะเลอ่าวไทยนัน้ ในปี 2554 ไม่มกี ารเจาะหลุมสำรวจในโครงสร้างใหม่ แต่เป็นการเจาะเพือ่ ประเมินขอบเขต ของโครงสร้างที่พบปิโตรเลียมแล้ว ดังนี้ 1. บริษทั ซีอซี ี อินเตอร์เนชัน่ แนล จำกัด เจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม ในแหล่งสงขลา แปลง G5/43 พบน้ำมันดิบมีอตั ราการไหล 1,000 บาร์เรลต่อวัน 1 หลุม ส่วนอีก 1 หลุม พบชั้นน้ำมันดิบแต่ไม่มีการทดสอบอัตราการไหล

60

รายงานประจำปี 2554

2.

3.

บริษัท ปตท.สผ. เจาะหลุมประเมินผลจำนวน 4 หลุม ในพื้นที่ผลิตอาทิตย์และบงกช ในแปลง 14A 15A และ 15 พบก๊าซธรรมชาติทุกหลุม กลุ่มบริษัทเชฟรอนฯ เจาะหลุมประเมินผลรวม 11 หลุม ในแปลง B8/32 G4/43 11 12 13 และ B12/27 บริเวณโครงสร้าง ทานตะวัน สิมลิ นั ปะการัง ฟูนาน ปลาทอง โกมินทร์ใต้ บรรพต และมรกต พบก๊าซธรรมชาติ 3 หลุม และพบน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ 8 หลุม

การเจาะหลุมเพื่อการผลิตปิโตรเลียม

สำหรับพื้นที่บนบก มีการเจาะหลุมเพื่อการผลิตปิโตรเลียมในแหล่งต่างๆ ดังต่อไปนี้ 1. แหล่งบึงม่วงตอนใต้ และหนองสระ ในแปลง L21/43 โดยบริษัท ซีเอ็นพีซีเอชเค (ไทยแลนด์) จำกัด จำนวน 12 หลุม 2. แหล่งลานกระบือ ทับแรด ประดูเ่ ฒ่าและปรือกระเทียม ในแปลง S1 โดยบริษทั ปตท.สผ.สยาม จำกัด จำนวน 40 หลุม 3. แหล่ง L33 นาสนุน่ ตะวันออก บ่อรัง และ วิเชียรบุรสี ว่ นขยาย ในแปลง L33/43 และ L44/43 โดยบริษทั แพนโอเรียนท์ รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด จำนวน 23 หลุม 4. แหล่ง L53A ในแปลง L53/48 โดยบริษัท แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ (สยาม) จำกัด จำนวน 4 หลุม

ส่วนในทะเลอ่าวไทย มีการเจาะหลุมเพื่อการผลิตปิโตรเลียมจากแท่นหลุมผลิตในแหล่งต่างๆ ดังต่อไปนี้ 1. แหล่งจัสมินและบานเย็น ในแปลง B5/27 โดยบริษัท เพิร์ล ออย (ประเทศไทย) จำกัด จำนวน 11 หลุม 2. แหล่งบัวหลวง ในแปลง B8/38 โดยบริษัท ซาลาแมนเดอร์ เอนเนอร์ยี่ (บัวหลวง) จำกัด จำนวน 5 หลุม 3. แหล่งสงขลา ในแปลง G5/43 โดยบริษัท ซีอีซี อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด จำนวน 22 หลุม 4. แหล่งอาทิตย์และบงกช ในแปลง 14A 15A 15 16 และ 17 โดยกลุ่มบริษัท ปตท.สผ. จำนวน 104 หลุม 5. แหล่งลันตา เบญจมาศ ปลาหมึก ปลาทอง ปลาแดง ปะการัง เอราวัณ จักรวาล สตูล ฟูนาน โกมินทร์ บรรพต มรกต และไพลินในแปลง G4/43 B8/32 10 11 12 13 และ B12/27 โดยกลุ่มบริษัทเชฟรอน จำนวน 298 หลุม แปลง

บนบก ซีเอ็นพีซีเอชเค L21/43

ปตท.สผ. สยาม S1

แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส L33/43

L44/43

แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ L53/48 ในทะเล เพิร์ล ออย (ประเทศไทย) B5/27

ซาลามานเดอร์ (บัวหลวง) B8/38 ซีอีซี อินเตอร์ฯ G5/43 ปตท.สผ.

15

16

17

14A

15A

แหล่ง

หลุมผลิต

บึงม่วงใต้ หนองสระ ลานกระบือ ประดู่เฒ่า ทับแรด ปรือกระเทียม L33 นาสนุ่นตะวันออก บ่อรัง วิเชียรบุรีส่วนขยาย L53A

7 5 32 2 4 2 5 9 3 6 4

จัสมิน บานเย็น บัวหลวง สงขลา

บงกช

อาทิตย์

7 4 5 22 9 24 30 5 36

ผู้ดำเนินงาน เชฟรอน ประเทศไทย

เชฟรอน ออฟชอร์

แปลง

แหล่ง

10 ปลาหมึก 11 ปลาทอง

ปลาทองใต้ ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้

ปลาแดง

ปะการัง 12 เอราวัณ

จักรวาล

สตูล 13 ฟูนาน

โกมินทร์ใต้

บรรพตใต้ B12/27 ไพลิน

มรกต

ไพลินเหนือ B8/32 เบญจมาศ G4/43 ลันตา

จำนวนหลุมรวม

หลุมผลิต 3 24 16 24 6 46 25 20 14 12 9 10 6 19 25 24 15 519

61

ผู้ดำเนินงาน

ตารางแสดงหลุมเจาะเพื่อการสำรวจและประเมินผลในปี 2554 ผู้ดำเนินงาน

แปลง

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

บนบก ปตท.สผ. สยาม

ปตท.สผ. อินเตอร์เนชัน่ แนล

แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส

แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่

ซีเอ็นพีซเี อชเค

คาร์นาร์วอน

เทเท็ก ไทยแลนด์

ซาลามานเดอร์

S1

L22/43

L28/48 L44/43

L33/43

L53/48

L21/43

L20/50

L16/50

L15/50

โนนพลวง-A02ST ยางเมือง-A01ST ยางเมือง-A02 ประดา-A01 หนองตูม-B02 วังไผ่สงู -A01 วังไผ่สงู -A02ST รัตนะ-1ST วิเชียรบุรี EXT-1D วิเชียรบุรี EXT-4AST1 L44-F L44-E(ST) ศรีเทพ-3 นาสนุน่ ตะวันตก-A L33-2ST1 L33-2ST2 L53-C L53-A1 L53-B ยางซ้าย-1 บ้านนาโพธิ-์ 1 ตะเภาแก้ว-1 ไกรทอง-1 TEW-E TEW-EST ดาวเรือง-2 ดาวเรือง-3ST2

24 ธ.ค. 53-4 ม.ค. 54 10 ก.พ.-11 มี.ค. 54 27 เม.ย.-19 พ.ค. 54 16-22 ก.ค. 54 8 ส.ค.-1 ก.ย. 54 2-14 ก.ค.54 14 พ.ย.-12 ธ.ค. 54 24 ธ.ค. 53-30 ธ.ค. 54 19 ธ.ค. 53-5 ม.ค. 54 27 ธ.ค. 53-5 ม.ค. 54 12-22 ก.พ. 54 23 ก.พ.-15 มี.ค. 54 17-31 มี.ค. 54 16-31 ก.ค. 54 8-17 ม.ค. 54 18-26 ม.ค. 54 30 ธ.ค. 53-5, 10-26 ม.ค. 54 28 ม.ค.-17 ก.พ. 54 21 ก.พ.-7 เม.ย. 54 25 ธ.ค. 53-28 ก.พ. 54 4-31 มี.ค. 54 31 ม.ค.-21 ก.พ. 54 28 ก.พ.-22 มี.ค. 54 24 ธ.ค. 53-31 มี.ค. 54 13 พ.ย.-7 ธ.ค. 54 16 ม.ค.-14 เม.ย. 54 25 เม.ย.-16 ก.ค. 54

2,784 4,460 4,480 2,283 3,961 3,432 3,707 3,728 1,231 1,694 1,377 888 1,794 1,800 1,463 1,590 1,586 1,647 2,109 4,558 2,167 1,792 1,294 4,580 3,500 2,781 2,390

ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ ไม่พบปิโตรเลียม น้ำมันดิบ สละหลุม น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ ไม่พบปิโตรเลียม พบร่องรอยน้ำมันดิบ น้ำมันดิบ พบร่องรอยน้ำมันดิบ ไม่พบปิโตรเลียม ไม่พบปิโตรเลียม ไม่พบปิโตรเลียม น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ไม่พบปิโตรเลียม ไม่พบปิโตรเลียม ไม่พบปิโตรเลียม ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ พบร่องรอยก๊าซธรรมชาติ

อ่าวไทย ซีอซี ี อินเตอร์แนชัน่ แนล

ปตท. สผ.

เชฟรอน ออฟชอร์

เชฟรอน ประเทศไทย

G5/43

14A

15A 15 G4/43 B8/32 11

12 13

B12/27

สงขลา H-01 สงขลา H-01ST อาทิตย์-14-19A อาทิตย์-14-19B อาทิตย์-15-23 ต้นรัง-3 สิมลิ นั -04 ทานตะวัน-25 ปะการัง-17 ปลาทอง-25 ปะการัง-14 ปะการัง-15 ปะการัง-16 ฟูนาน-27 โกมินทร์ ใต้-06 บรรพต-17 มรกต-15

3-29 ก.ค. 54 31 ก.ค.-13 ส.ค. 54 15 มิ.ย.-2 ก.ค. 54 2-17 ก.ค. 54 19-13 ส.ค. 54 14 มี.ค.-3 พ.ค. 54 13 - 21 พ.ย.54 21 พ.ย. - 8 ธ.ค. 54 10 - 20 ต.ค. 54 5 - 19 ต.ค. 54 20 - 28 ต.ค. 54 5 - 12 พ.ย.54 28 ต.ค. - 5 พ.ย. 54 2 - 14 ธ.ค. 54 20 - 31 ต.ค. 54 1 - 30 พ.ย. 54 5 - 18 ก.ค. 54

3,489 3,810 3,259 2,445 3,542 4,345 2,166 3,756 3,531 3,598 2,885 2,691 1,857 3,869 3,260 4,268 3,801

น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ

62

รายงานประจำปี 2554

ความลึก (เมตร)

สถานะหลุม

ตารางแสดงหลุมเจาะเพื่อการผลิตในปี 2554 บนบก ปตท. สผ. สยาม

ซีเอ็นพีซเี อชเค

แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส

แปลง

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

S1

L21/43

L33/43

ลานกระบือ-Z10ST ลานกระบือ-ZA10 ลานกระบือ-ZA10ST ลานกระบือ-ZA12 ลานกระบือ-ZA09 ลานกระบือ-ZA08 ลานกระบือ-ZA11 ลานกระบือ-ZA13 ลานกระบือ-L28 ลานกระบือ-L30 ลานกระบือ-L31 ลานกระบือ-V11 ลานกระบือ-V10 ลานกระบือ-W15 ลานกระบือ-F37 ลานกระบือ-F38 ลานกระบือ-C35 ลานกระบือ-C36 ลานกระบือ-C37 ลานกระบือ-B34 ลานกระบือ-B35 ลานกระบือ-B38 ลานกระบือ-B37 ลานกระบือ-B33ST ลานกระบือ-CA12 ลานกระบือ-CB07 ลานกระบือ-ZC04 ลานกระบือ-ZC08ST ลานกระบือ-ZC05 ลานกระบือ-ZC07 ลานกระบือ-ZC06 ลานกระบือ-DD03 ประดูเ่ ฒ่า-D01 ประดูเ่ ฒ่า-D02 ทับแรด-C08 ทับแรด-C09 ทับแรด-C10 ทับแรด-D07 ปรือกระเทียม-A03 ปรือกระเทียม-B06 บึงม่วงใต้ 1-1 บึงม่วงใต้ 1-2 บึงม่วงใต้ 1-3 บึงม่วงใต้ 1-4 บึงม่วงใต้ 1-5 บึงม่วงใต้ 1-5ST บึงม่วงใต้ 1-6 หนองสา 1-1 หนองสา 1-2 หนองสา 1-3 หนองสา 1-4 หนองสา 1-5 L33-2ST3 L33-2ST4 L33-2ST5

6 - 18 ม.ค. 54 20 - 25 ม.ค. 54 26 - 28 ม.ค. 54 29 ม.ค. - 3 ก.พ. 54 3-8 ก.พ. 54 12 - 17 มี.ค. 54 18 - 22 มี.ค. 54 23 - 28 มี.ค. 54 30 มี.ค. - 3 เม.ย. 54 4 - 8 เม.ย. 54 8 - 14 เม.ย. 54 15 - 21 เม.ย. 54 21 - 26 เม.ย. 54 20 พ.ค. - 16 มิ.ย. 54 17 - 25 มิ.ย. 54 25 - 30 มิ.ย. 54 23 - 27 ก.ค. 54 28 ก.ค. - 1 ส.ค. 54 1-6 ส.ค. 54 6-12 ก.ย. 54 13-19 ก.ย. 54 19-28 ก.ย. 54 29 ก.ย.-4 ต.ค. 54 3-5 ก.ย., 5-30 ต.ค. 54 1-6 พ.ย. 54 8-15 พ.ย. 54 16-24 พ.ย. 54 24 พ.ย.-6 ธ.ค. 54 6-11 ธ.ค. 54 11-18 ธ.ค. 54 18-22 ธ.ค. 54 24-28 ธ.ค. 54 29 ก.ค.-10 ส.ค. 54 10-20 ส.ค. 54 24 ส.ค.-6 ก.ย. 54 7-17 ก.ย. 54 17 ก.ย.-5 ต.ค. 54 31 ต.ค.-11 พ.ย. 54 15-18 ธ.ค. 54 20-31 ธ.ค. 54 6-27 เม.ย. 54 27 เม.ย.-17 พ.ค. 54 18 พ.ค.-7 มิ.ย. 54 8-29 มิ.ย. 54 29 มิ.ย.-22 ก.ค. 54 23 ก.ค.-9 ส.ค. 54 26 พ.ย.-17 ธ.ค.54 14 ส.ค.-4 ก.ย. 54 6-25 ก.ย. 54 26 ก.ย.-13 ต.ค. 54 14 ต.ค.-3 พ.ย. 54 3-21 พ.ย. 54 2-6 เม.ย. 54 7-10 เม.ย. 54 11-15 เม.ย. 54

ความลึก (เมตร) 2,938 2,988 2,263 2,700 2,437 2,611 2,795 2,694 2,524 2,327 2,827 2,605 2,583 2,978 2,576 2,313 2,237 2,158 2,528 2,568 2,247 2,593 2,183 2,617 2,440 2,306 3,063 1,848 2,433 2,316 1,806 2,160 3,420 3,570 3,010 3,216 3,263 3,313 1,201 1,423 3,040 3,034 3,075 3,070 3,096 3,050 3,100 3,050 3,000 2,930 2,820 2,660 828 933 898

สถานะหลุม น้ำมันดิบ ไม่พบปิโตรเลียม น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ สละหลุม (ปัญหาเทคนิค) น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ ไม่พบปิโตรเลียม น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ ไม่พบปิโตรเลียม ไม่พบปิโตรเลียม น้ำมันดิบ

63

ผู้ดำเนินงาน

ผู้ดำเนินงาน

แปลง

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส

แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่

L33/43

L44/43

L53/48

L33-4 L33-2A นาสนุน่ ตะวันออก-E4ST วิเชียรบุรี EXT-1E วิเชียรบุรี EXT-1F วิเชียรบุรี EXT-4B วิเชียรบุรี EXT-2BST1 นาสนุน่ -2A วิเชียรบุรี EXT-1DST1 วิเชียรบุรี EXT-1DST2 L44-G2ST1 POR-6B นาสนุน่ ตะวันออก-F6 บ่อรัง-2ST3 บ่อรัง-4D1ST1 นาสนุน่ ตะวันออก-F7 นาสนุน่ ตะวันออก-F5 นาสนุน่ ตะวันออก-F9 บ่อรัง-4D1ST2 POR-6A L53A-2 L53A-3 L53D-ST2 L53A-2ST1

อ่าวไทย เพิรล์ ออย (ประเทศไทย)

ซาลามานเดอร์ เอ็นเนอร์ย่ี (บัวหลวง)

ซีอซี ี อินเตอร์แนชัน่ แนล

B5/27

B8/38

G5/43

จัสมิน-C19H

จัสมิน-C21H จัสมิน-C20 จัสมิน-C17 จัสมิน-C22H จัสมิน-C23H จัสมิน-C18 บานเย็น-A23 บานเย็น-A10 บานเย็น-A24 บานเย็น-A09 บัวหลวง-05HST3 บัวหลวง-08HST2 บัวหลวง-09H บัวหลวง-06H บัวหลวง-12HST1 สงขลา-A12ST สงขลา-A07ST สงขลา-D01 สงขลา-D02 สงขลา-D04 สงขลา-D03 สงขลา D-05ST สงขลา D-06 สงขลา D-07 สงขลา D-08 สงขลา D-09 สงขลา D-10 สงขลา D-11 สงขลา E-01 สงขลา E-02 สงขลา E-03

64

รายงานประจำปี 2554

ความลึก (เมตร)

สถานะหลุม

16-29 เม.ย. 54 3-14 ต.ค. 54 27 ม.ค.-11 ก.พ. 54 30 เม.ย.-10 พ.ค. 54 11 พ.ค.-4 มิ.ย. 54 5-16 มิ.ย. 54 17 มิ.ย.-4 ก.ค. 54 5-15 ก.ค. 54 3-11 ส.ค. 54 12-19 ส.ค. 54 21 ส.ค .-8 ก.ย. 54 9-19 ก.ย. 54 20 ก.ย.-1 ต.ค. 54 16-22 ต.ค. 54 25 ต.ค.-2 พ.ย. 54 3-17 พ.ย. 54 18-28 พ.ย. 54 29 พ.ย.-11 ธ.ค. 54 18-21 ธ.ค. 54 22 มิ.ย.-20 ก.ค. 54 10 เม.ย.-4 พ.ค. 54 8-22 พ.ค. 54 26-29 พ.ค. 54 4-17 มิ.ย. 54

1,288 1,035 1,330 1,100 1,683 1,021 1,121 959 1,189 1,057 1,017 1,045 1,048 813 1,186 1,379 1,150 1,426 1,135 1,504 1,644 1,420 859 1,405

น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ ไม่พบปิโตรเลียม น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ

21-22, 27 ธ.ค. 53-2, 11-14 ม.ค., 27 ก.พ.-3 มี.ค. 54 2-6 ม.ค. 54 6-11, 17-19 ม.ค. 54 22-27 ธ.ค. 53, 14-17 ม.ค. 54 20-21, 26 ม.ค.-2, 18-25 ก.พ. 54 20, 2-18 ก.พ. 54 21-26 ม.ค., 25-27 ก.พ. 54 6-12, 29 มี.ค.-5 เม.ย. 54 6, 20-24 มี.ค., 10-15 เม.ย. 54 4-5, 12-19 มี.ค., 16-17 เม.ย. 54 5, 24-29 มี.ค., 6-10 เม.ย. 54 28 เม.ย.-13 พ.ค. 54 18 พ.ค.-16 มิ.ย. 54 14-16 พ.ค., 3-20 ก.ค. 54 16-17 พ.ค., 16 มิ.ย. - 1, 24 ก.ค.-3 ส.ค. 54 18-30 ส.ค. 54 23 ธ.ค.53-7, 10-16 ม.ค. 54 22 ม.ค.-2, 5-9 ก.พ. 54 22 ก.พ.-10 มี.ค. 54 11-21 มี.ค. 54 23-31 มี.ค. 54 31 มี.ค.-10 เม.ย. 54 17 ส.ค.-11 ก.ย. 54 12-23 ก.ย. 54 23 ก.ย.-2 ต.ค. 54 23 ก.ย., 2-15 ต.ค. 54 18 ต.ค.-9 พ.ย. 54 9-22 พ.ย. 54 23-30 พ.ย. 54 16-28 เม.ย. 54 28 เม.ย.-7 พ.ค. 54 9-17 พ.ค. 54

2,941

น้ำมันดิบ

3,037 1,846 1,911 3,152 3,942 2,013 2,533 2,766 2,641 2,852 2,240 3,019 2,423 2,199 2,163 4,000 3,459 3,164 2,527 2,476 2,812 3,788 1,986 2,681 2,225 3,904 1,935 2,296 2,890 2,377 2,638

ไม่พบปิโตรเลียม น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ สละหลุมชัว่ คราว น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ

ซีอซี ี อินเตอร์แนชัน่ แนล

ปตท. สผ.

แปลง

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

G5/43

14A

15A

15

16

สงขลา E-05 สงขลา E-04 สงขลา E-06 สงขลา E-07 สงขลา E-08 สงขลา E-09 อาทิตย์-13-K(ST) อาทิตย์-13-G(ST) อาทิตย์-2N-Q อาทิตย์-2N-M อาทิตย์-2N-F อาทิตย์-11-K อาทิตย์-11-C อาทิตย์-11-L อาทิตย์-11-F(ST) อาทิตย์-11-K(ST) อาทิตย์-11-G(ST) อาทิตย์-7-P อาทิตย์-7-E อาทิตย์-7-H อาทิตย์-7-B อาทิตย์-3-Q อาทิตย์-3-A อาทิตย์-2-Q อาทิตย์-2-L อาทิตย์-2-B อาทิตย์-16-H อาทิตย์-16-E อาทิตย์-16-G อาทิตย์-16-M อาทิตย์-16-D อาทิตย์-16-F อาทิตย์-16-K อาทิตย์-16-Q อาทิตย์-16-CST อาทิตย์-16-R อาทิตย์-16-A อาทิตย์-17-M อาทิตย์-17-J อาทิตย์-17-L อาทิตย์-17-B อาทิตย์-17-D อาทิตย์-17-P อาทิตย์-17-R อาทิตย์-17-G อาทิตย์-17-H อาทิตย์-17-N บงกช-25-L บงกช-25-B บงกช-25-Q บงกช-25-G บงกช-25-J บงกช-25-F บงกช-25-C บงกช-25-D บงกช-25-A บงกช-S3-C บงกช-S3-N บงกช-S3-R

17-28 พ.ค. 54 28 พ.ค.-6 มิ.ย. 54 8-14 มิ.ย. 54 14-20 มิ.ย. 54 20-29 มิ.ย. 54 12-22 ธ.ค. 54 29 ธ.ค.53-1, 6-9 ม.ค. 54 30 ธ.ค. 53-6 ม.ค. 54 3-9 พ.ค. 54 10-14 พ.ค. 54 16-20 พ.ค. 54 19 ม.ค., 1-10 ก.พ. 54 19, 28-30 ม.ค., 10-13 ก.พ. 54 19, 25-28 ม.ค., 18-23 ก.พ. 54 18, 20-22 ม.ค., 6-8, 15-19 มี.ค. 54 24 ก.พ.-3 มี.ค. 54 20, 30 ม.ค.-1 ก.พ., 8-15 มี.ค. 54 10-17 ม.ค. 54 17-25 ม.ค. 54 2-11 ก.พ. 54 25 ม.ค.-1 ก.พ. 54 15-26 ก.พ. 54 1-10 มี.ค. 54 27 พ.ค.-3 มิ.ย. 54 3-10 มิ.ย. 54 10-19 มิ.ย. 54 16-17, 19 ส.ค.-2 ก.ย. 54 17 ส.ค., 2-15 ก.ย. 54 17-18 ส.ค., 15-24 ก.ย.54 19, 20-30 ต.ค. 54 18 ส.ค., 24 ก.ย.-3 ต.ค. 54 18-19 ส.ค., 3-9 ต.ค. 54 19 ส.ค., 9-19 ต.ค. 54 19-20, 30 ต.ค.-8 พ.ย. 54 8-28 พ.ย. 54 28 พ.ย.-6 ธ.ค. 54 7-17 ธ.ค. 54 23, 24 ส.ค.-6 ก.ย. 54 23 ส.ค., 6-16 ก.ย. 54 24 ส.ค., 16-24 ก.ย. 54 22-23 ส.ค., 7-23 ต.ค. 54 23 ส.ค., 24 ก.ย.-7 ต.ค. 54 24 ส.ค., 23 ต.ค.-5 พ.ย. 54 6, 7-20 พ.ย. 54 6-7, 20 พ.ย.-6 ธ.ค. 54 6 พ.ย., 17-28 ธ.ค. 54 7 พ.ย., 7-16 ธ.ค. 54 22 มิ.ย., 3-11 ก.ค. 54 23 มิ.ย., 17-23 ก.ค. 54 23 มิ.ย., 23-31 ก.ค. 54 23, 24 มิ.ย.-3 ก.ค. 54 23-24 มิ.ย., 11-17 ก.ค. 54 31 ก.ค.-1 ส.ค., 21-29 ส.ค. 54 1-11 ส.ค. 54 1, 11-21 ส.ค. 54 1, 29 ส.ค.-3 ก.ย. 54 9-23 พ.ค. 54 6-8 พ.ค. 54 10, 24 พ.ค.-1 มิ.ย. 54

ความลึก (เมตร)

สถานะหลุม

3,276 2,879 2,155 2,386 2,560 3,105 3,411 3,178 3,202 2,856 2,315 3,777 3,733 4,159 4,030 3,974 4,144 3,589 4,370 3,660 3,464 4,152 4,050 3,245 3,647 3,269 3,952 3,873 4,021 3,781 4,002 3,154 3,770 4,045 3,994 3,807 4,264 4,180 3,958 3,875 4,045 4,042 4,313 4,389 4,182 4,026 4,342 3,237 3,747 4,029 3,575 3,608 3,910 3,745 3,641 3,764 2,557 538 2,511

น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ไม่พบปิโตรเลียม ไม่พบปิโตรเลียม ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ไม่พบปิโตรเลียม ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ สละหลุมชัว่ คราว ยกเลิกการเจาะ ก๊าซธรรมชาติ

65

ผู้ดำเนินงาน

ผู้ดำเนินงาน ปตท. สผ.

เชฟรอน ออฟชอร์

66

แปลง

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

16

17

G4/43

บงกช-S3-H บงกช-S3-D บงกช-S3-N บงกช-S3-L บงกช-S3-K บงกช-S3-B บงกช-S3-Q บงกช-S3-M บงกช-S3-A บงกช-S3-P บงกช-S3-E บงกช-S6-L บงกช-S6-B บงกช-S6-M บงกช-S6-Q บงกช-S6-K บงกช-S6-P บงกช-24-Q บงกช-24-J บงกช-24-F บงกช-24-C บงกช-S5-D บงกช-S5-A บงกช-S5-F บงกช-S5-R บงกช-S5-K บงกช-S5-J บงกช-S5-H บงกช-S5-E บงกช-S5-C บงกช-S5-Q บงกช-S2-G บงกช-S2-C บงกช-S2-H บงกช-S2-F บงกช-S2-A บงกช-S2-D บงกช-S2-M บงกช-S2-B บงกช-S2-P บงกช-S2-L บงกช-S4-B บงกช-S4-N บงกช-S4-A บงกช-S4-E บงกช-S4-K บงกช-S4-L บงกช-S4-F บงกช-S4-P บงกช-S4-Q บงกช-S4-R ลันตา B-03 ลันตา B-05 ลันตา B-08 ลันตา B-10 ลันตา B-13 ลันตา B-11 ลันตา B-15 ลันตา B-30H

8-9, 22-27 มิ.ย. 54 9, 17-22 มิ.ย. 54 6-8 พ.ค., 10-17 มิ.ย. 54 8-9 พ.ค., 1-8 มิ.ย. 54 8, 27 มิ.ย.-1 ก.ค. 54 10, 11-21 ก.ค. 54 9 มิ.ย., 1-5 ก.ค. 54 10 มิ.ย., 5-10 ก.ค. 54 12, 21 ก.ค.-1 ส.ค. 54 11 ก.ค., 1-9 ส.ค. 54 9 พ.ค., 10-18 ส.ค. 54 4, 6-11 พ.ย. 54 4, 20-26 พ.ย. 54 5, 15-20 พ.ย. 54 5-6, 11-15 พ.ย. 54 26 พ.ย.-7 ธ.ค. 54 28 พ.ย., 7-17 ธ.ค. 54 3, 10-18 ธ.ค. 54 4, 24-31 ธ.ค. 54 4, 5-10 ธ.ค. 54 4-5, 18-24 ธ.ค. 54 20, 29 ธ.ค. 53-2 ม.ค. 54 20-22 ธ.ค. 53, 2 ม.ค.-2 ก.พ. 54 23 ธ.ค., 3-20 ก.พ. 54 25 ธ.ค. 53, 20 ก.พ.-6 มี.ค. 54 7, 9-29 มี.ค. 54 9, 29 มี.ค.-18 เม.ย. 54 7-8 มี.ค., 19-28 เม.ย. 54 28 เม.ย.-18 พ.ค. 54 29 เม.ย., 18 พ.ค.-10 มิ.ย. 54 30 เม.ย., 10-17 มิ.ย. 54 28 มิ.ย.-5 ก.ค. 54 5, 7-10 ก.ค. 54 5-6, 10-14 ก.ค. 54 6, 14-17 ก.ค. 54 6-7, 17-21 ก.ค. 54 21-22, 27-30 ก.ค. 54 22, 23-27 ก.ค. 54 21, 31 ก.ค.-3 ส.ค. 54 22-23 ก.ค., 10-14 ส.ค. 54 23 ก.ค., 3-10 ส.ค. 54 8, 10-14 ก.ย. 54 9, 14-24 ก.ย. 54 8 ก.ย., 1-7 ต.ค. 54 8, 24 ก.ย.-1 ต.ค. 54 9 ก.ย., 8-14 ต.ค. 54 9 ก.ย., 14-28 ต.ค. 54 29, 30 ต.ค.-8 พ.ย. 54 29 ต.ค., 23-28 พ.ย. 54 29-30 ต.ค., 8-19 พ.ย. 54 30 ต.ค., 19-23 พ.ย.5 4 21, 27-28 ก.ย., 9-11 ต.ค. 54 21-22, 24-25 ก.ย., 7-9 ต.ค. 54 22, 30 ก.ย.-4 ต.ค. 54 23, 26-27 ก.ย., 13-15 ต.ค. 54 20-21, 23-24 ก.ย., 5-7 ต.ค. 54 21-22, 23-24, 28-30 ต.ค. 54 22, 25-26 ก.ย., 1-2, 11-13 ต.ค. 54 8, 10-11, 13-17 พ.ย. 54

รายงานประจำปี 2554

ความลึก (เมตร) 2,645 2,525 2,468 2,303 2,525 2,833 2,603 2,551 3,044 2,423 2,475 2,533 3,235 3,221 2,538 2,513 3,015 3,917 3,690 3,390 3,709 2,560 3,826 3,574 3,389 3,754 3,741 2,844 3,579 4,364 1,948 2,104 2,152 2,330 2,202 2,417 2,515 2,385 2,363 2,384 2,321 2,773 3,535 3,294 3,025 2,911 4,000 3,439 3,387 4,035 2,800 2,632 2,396 2,517 2,666 2,777 2,813 2,263 1,909

สถานะหลุม ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ สละหลุมชัว่ คราว ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ

แปลง

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

เชฟรอน ออฟชอร์

เชฟรอน ประเทศไทย

G4/43

B8/32

10

11

ลันตา B-31H ลันตา B-01 ลันตา B-02 ลันตา B-04 ลันตา B-17 ลันตา B-32 ลันตา B-25 เบญจมาศ S-02 เบญจมาศ S-07 เบญจมาศ S-09 เบญจมาศ S-12 เบญจมาศ S-18 เบญจมาศ S-21 เบญจมาศ S-25 เบญจมาศ S-35 เบญจมาศ S-39 เบญจมาศ S-03 เบญจมาศ S-04 เบญจมาศ S-19 เบญจมาศ S-28 เบญจมาศ S-34 เบญจมาศ S-40 เบญจมาศ S-32 เบญจมาศ S-33 เบญจมาศ S-46 เบญจมาศ S-36 เบญจมาศ S-44 เบญจมาศ S-41H เบญจมาศ S-45 เบญจมาศ S-47 เบญจมาศ S-48 ปลาหมึก B-51 ปลาหมึก B-52 ปลาหมึก B-53 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-01 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-13 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-15 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-24 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-06 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-08 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-10 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-16 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-19 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-03 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-04 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-17 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-20 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-22 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-23 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-02 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-09 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-31 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-25 ปลาทองตะวันตก เฉียงใต้ A-05 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-07 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-12 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-18 ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ A-21 ปะการัง A-02

8, 9-10, 17-19 พ.ย. 54 21, 24-25, 31 ต.ค. -2 พ.ย. 54 22, 26-27 ต.ค., 2-5 พ.ย. 54 21, 27-28 ต.ค., 5-8 พ.ย. 54 22, 25-26 ก.ย., 15-17 ต.ค. 54 22-24 ต.ค., 11-13 พ.ย. 54 22, 28-30 ก.ย., 17-20 ต.ค. 54 25 ก.พ., 5-7 มี.ค., 18-22 เม.ย. 54 23 ก.พ., 1-4 มี.ค., 6-10 เม.ย. 54 26 ก.พ., 14-16 มี.ค., 22-26 เม.ย. 54 25, 16-20 ก.พ., 3-6 เม.ย. 54 26 ก.พ., 7-8 มี.ค., 10-13 เม.ย. 54 27-28 ก.พ., 13-14 มี.ค., 13-16 เม.ย. 54 24 ก.พ., 4-5 มี.ค., 16-18 เม.ย. 54 27 ก.พ., 11-13 มี.ค., 20-26 เม.ย. 54 25 ก.พ., 8-10, 26 มี.ค.-3 เม.ย. 54 27 เม.ย., 1-2, 13-17 พ.ค. 54 28 เม.ย., 5-7, 17-21 พ.ค. 54 29 เม.ย., 8-9, 28-31 พ.ค. 54 28-29 เม.ย., 7-8, 21-25 พ.ค. 54 27-28 เม.ย., 2-4, 25-28 พ.ค. 54 28 เม.ย., 4-5, 9-13 พ.ค. 54 10, 15-16, 23-28 มิ.ย. 54 10-12, 16-20 มิ.ย. 54 9, 12-13, 20-23 มิ.ย. 54 26-27 ก.พ., 29 เม.ย.-31 พ.ค., 1-5 มิ.ย. 54 9, 13-15, 28 มิ.ย.-1 ก.ค. 54 2-3, 4-6, 11-13, 21-24 ก.ค. 54 3, 8-9, 16-19 ก.ค. 54 3-4, 9-11, 19-21 ก.ค. 54 3, 6-8, 13-16 ก.ค. 54 7-8, 13-17 ม.ค. 54 5-7, 10-12, 22-27 ม.ค. 54 8-10, 12-13, 17-22 ม.ค. 54 21-22, 25-26 ธ.ค. 53, 11-15 ม.ค. 54 21, 24-25 ธ.ค. 53, 7-11 ม.ค. 54 22-23 ธ.ค. 53, 24-28 ม.ค. 54 22, 27-ธ.ค. 53, 20-24 ม.ค. 54 21, 26-27 ธ.ค. 53, 15-20 ม.ค. 54 20-21, 23-24 ธ.ค. 53, 4-7 ม.ค. 54 22 ธ.ค. 53, 4-8 ก.พ. 54 23, 31 ธ.ค. 53-1, 28 ม.ค.-4 ก.พ. 54 21 ธ.ค. 53, 1-2 ม.ค., 8-12 ก.พ. 54 22 ธ.ค. 53, 12-15 ก.พ. 54 16, 23-24 ก.พ., 5-10 มี.ค. 54 17-18, 20-22, 25 ก.พ.-4 มี.ค. 54 17, 19 ก.พ., 10-13 มี.ค. 54 16, 22-23 ก.พ., 13-17 มี.ค. 54 16-17, 24-25 ก.พ., 21-25 มี.ค. 54 16, 22 ก.พ., 7-13 เม.ย. 54 17, 18-19 ก.พ., 25 มี.ค.-7 เม.ย. 54 13, 16-17, 23-29 เม.ย. 54 17, 19-20 ก.พ., 17-21 มี.ค. 54 14, 18-20 เม.ย., 3-8 พ.ค. 54 15, 22 เม.ย., 13-15 พ.ค. 54 15, 20-21 เม.ย., 8-12 พ.ค. 54 14, 17-18, 29 เม.ย.-3 พ.ค. 54 15, 22-23 เม.ย., 15-19 พ.ค. 54 18, 22-23 ก.พ., 4-9 มี.ค. 54

ความลึก (เมตร) 1,966 3,190 2,838 2,586 2,147 2,037 3,372 3,076 3,083 3,007 2,748 2,379 3,233 2,514 3,348 3,110 3,153 3,535 2,485 3,412 2,960 3,283 2,809 3,036 3,032 3,155 2,943 2,437 2,941 2,201 2,620 2,946 3,197 3,418 4,116 3,737 3,901 4,335 4,195 3,714 3,683 4,349 3,373 4,051 4,218 4,151 3,256 3,665 3,981 4,009 3,604 4,727 4,249 4,406 3,945 3,911 4,081 3,405 4,124

สถานะหลุม น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ไม่พบชัน้ กักเก็บปิโตรเลียม

67

ผู้ดำเนินงาน

ผู้ดำเนินงาน

แปลง

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

เชฟรอน ประเทศไทย

11

ปะการัง A-06 ปะการัง A-15 ปะการัง A-18 ปะการัง A-12 ปะการัง A-13 ปะการัง A-29 ปะการัง A-31 ปะการัง A-24 ปะการัง A-28 ปะการัง A-22 ปะการัง A-26 ปะการัง A-36 ปะการัง A-14 ปะการัง A-15S ปะการัง A-16 ปะการัง A-11 ปะการัง A-27 ปะการัง A-32R

ปะการัง A-23 ปะการัง A-38 ปะการัง A-25 ปะการัง A-19 ปะการัง A-30 ปะการัง A-08 ปะการัง A-34 ปะการัง B-08 ปะการัง B-30 ปะการัง B-02 ปะการัง B-05 ปะการัง B-13 ปะการัง B-17 ปะการัง B-22 ปะการัง B-27 ปะการัง B-16 ปะการัง B-19 ปะการัง B-38 ปะการัง B-04 ปะการัง B-24 ปะการัง B-01 ปะการัง B-21 ปะการัง B-23 ปะการัง B-26 ปะการัง B-28 ปะการัง B-41 ปะการัง B-03 ปลาทอง I-01 ปลาทอง I-04 ปลาทอง I-10 ปลาทอง I-29 ปลาทอง I-37 ปลาทอง I-14 ปลาทอง I-40 ปลาทอง I-44 ปลาทอง I-17 ปลาทอง I-24 ปลาทอง I-32 ปลาทอง I-34 ปลาทอง I-36

17, 23-24 ก.พ., 16-21 มี.ค. 54 19, 21-22, 27 ก.พ.-4 มี.ค. 54 17, 26-27 ก.พ., 9-15 มี.ค. 54 18, 20-21 ก.พ., 10-11, 22-26 เม.ย. 54 11-12, 18-22 เม.ย. 54 16, 20 ก.พ., 25 มี.ค.-6 เม.ย. 54 17 ก.พ., 9-11, 13-18 เม.ย. 54 27 เม.ย., 2-10 พ.ค. 54 28, 30 เม.ย . -2, 25-30 พ.ค. 54 26-27, 28-29 เม.ย., 19-25 พ.ค. 54 16-17, 25-26 ก.พ., 27 เม.ย., 3-4, 10-16 พ.ค. 54 17-18, 25 ก.พ., 7-8, 29-30 เม.ย., 16-20 พ.ค. 54 31 พ.ค., 7-8, 20-23 มิ.ย. 54 1-2, 23-26 มิ.ย. 54 31 พ.ค.-1, 8-12 มิ.ย. 54 3-4, 16-20 มิ.ย. 54 31 พ.ค.-6, 26-30 มิ.ย. 54 18, 19-20 ก.พ., 6-7 เม.ย., 30-31 พ.ค., 6-7, 12-16 มิ.ย. 54 30 มิ.ย.-14 ก.ค. 54 30 มิ.ย., 6-7, 24-29 ก.ค. 54 30 มิ.ย.-1 ก.ค., 9-10, 21-24 ก.ค. 54 1, 3-4, 14-17 ก.ค. 54 1, 7-9, 17-21 ก.ค. 54 17, 24-25 ก.พ., 7 เม.ย. 54 1, 5-6, 29 ก.ค.-2 ส.ค. 54 23-24, 26 มี.ค.-4, 20-24 เม.ย. 54 23 มี.ค., 13-20 เม.ย. 54 25 มี.ค., 6-10 พ.ค. 54 26 มี.ค., 12-13 เม.ย., 19-25 พ.ค. 54 24 มี.ค., 6-8, 10-11 เม.ย., 2-6 พ.ค. 54 24 มี.ค., 4-6, 24 เม.ย.-1 พ.ค. 54 24-25 มี.ค., 8-10 เม.ย., 10-16 พ.ค. 54 25-26 มี.ค., 11-12 เม.ย., 16-19 พ.ค. 54 26-27, 29-31 พ.ค., 15-20 มิ.ย. 54 27 พ.ค., 2-4, 23-28 มิ.ย. 54 26 พ.ค., 6-12 มิ.ย. 54 26 พ.ค., 5-6, 20-23 มิ.ย. 54 25-26, 28-29 พ.ค., 12-15 มิ.ย. 54 9, 10, 15-18 ก.ค. 54 25 พ.ค., 4-5, 28 มิ.ย.-4 ก.ค. 54 26, 31 พ.ค.-2 มิ.ย., 4-8 ก.ค. 54 8, 10-11, 18-21 ก.ค. 54 8, 13-14, 26-29 ก.ค. 54 9, 11-13, 21-26 ก.ค. 54 8-9, 14-15, 29-31 ก.ค., 8-9 ส.ค. 54 17-18, 25-28 เม.ย., 16-24 พ.ค. 54 17, 20-22 เม.ย., 1-2 , 24-30 พ.ค. 54 18, 30 เม.ย.-2 พ.ค., 7-11 พ.ค. 54 18, 26-27 เม.ย., 11-16 พ.ค. 54 16-17, 18-20 เม.ย., 3-7 พ.ค. 54 18, 23-25 เม.ย., 11-15 มิ.ย. 54 18, 29-30 เม.ย., 5-10 มิ.ย. 54 17, 22-23 เม.ย., 31 พ.ค.-6 มิ.ย. 54 19, 28 มิ.ย., 4-6 ก.ค. 54 19, 27-28 มิ.ย., 11-16 ก.ค. 54 19, 20-21, 29 มิ.ย.-2 ก.ค. 54 18-19, 22-23 มิ.ย., 7-10 ก.ค. 54 17-18, 23-25 มิ.ย., 21-25 ก.ค. 54

68

รายงานประจำปี 2554

ความลึก (เมตร) 4,165 3,805 4,062 4,212 3,814 4,042 4,048 4,361 4,586 4,261 4,268 4,440 3,636 3,505 3,593 4,211 4,417 4,047

4,411 4,832 4,023 4,167 4,451 2,155 4,381 3,738 3,482 3,563 4,342 3,997 4,588 4,773 3,444 3,677 4,706 4,143 3,791 4,479 3,496 4,570 4,176 3,255 3,550 4,988 3,558 4,721 4,671 3,555 4,152 4,531 4,467 4,238 4,268 3,632 3,667 3,834 4,018 4,037

สถานะหลุม น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ

น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ สละหลุมชัว่ คราว น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ

แปลง

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

เชฟรอน ประเทศไทย

11

12

ปลาทอง I-39 ปลาทอง I-15 ปลาทอง I-18 ปลาทอง I-05 ปลาทอง I-06 ปลาทอง I-16 ปลาทอง I-27 ปลาทอง I-23 ปลาทอง I-33 ปลาทอง I-38 ปลาทอง I-07 ปลาทอง ใต้ A-28 ปลาทอง ใต้ A-03 ปลาทอง ใต้ A-07 ปลาทอง ใต้ A-10 ปลาทอง ใต้ A-12 ปลาทอง ใต้ A-16 ปลาทอง ใต้ A-37 ปลาทอง ใต้ A-04 ปลาทอง ใต้ A-22 ปลาทอง ใต้ A-29 ปลาทอง ใต้ A-41 ปลาทอง ใต้ A-24 ปลาทอง ใต้ A-05 ปลาทอง ใต้ A-18 ปลาทอง ใต้ A-19 ปลาทอง ใต้ A-46 ปลาแดง B-01 ปลาแดง B-04 ปลาแดง B-06 ปลาแดง B-11 ปลาแดง B-20 ปลาแดง B-22S เอราวัณ ZA-01 เอราวัณ ZA-03 เอราวัณ ZA-02 เอราวัณ ZA-33 เอราวัณ ZA-35 เอราวัณ ZC-04 เอราวัณ ZC-17 เอราวัณ ZC-19 เอราวัณ ZC-20 เอราวัณ ZC-01 เอราวัณ ZC-02 เอราวัณ ZC-06 เอราวัณ ZC-12 เอราวัณ ZC-16 เอราวัณ ZC-18 เอราวัณ ZC-21 เอราวัณ ZC-14 เอราวัณ ZC-07 เอราวัณ ZC-09 เอราวัณ ZC-10 เอราวัณ ZC-13 เอราวัณ ZC-15 เอราวัณ ZC-11 เอราวัณ ZC-03 เอราวัณ ZC-05 จักรวาล I-03

19, 25-26 มิ.ย., 16-21 ก.ค. 54 27 ก.ค., 13-15, 21-27 ส.ค. 54 27-28 ก.ค., 8-9, 15-21 ส.ค. 54 28 ก.ค., 6-8 ส.ค., 11-15 ก.ย. 54 26-27 ก.ค., 3-5 ส.ค., 19-25 ก.ย. 54 27 ก.ค., 1-3 ส.ค., 1-6 ก.ย. 54 28 ก.ค., 9-11 ส.ค., 15-19 ก.ย. 54 27 ก.ค., 11-13 ส.ค., 6-11 ก.ย. 54 27 ก.ค., 5-6 ส.ค., 25-28 ก.ย. 54 25-26, 30 ก.ค.-1, 27-31 ส.ค., 1 ก.ย. 54 27, 28-30 ก.ค., 28-30 ก.ย., 2-5 ต.ค. 54 9, 15-16, 24-30 ก.ย. 54 9-10, 13-15 ก.ย., 5-8 ต.ค. 54 10, 21 ก.ย., 25-30 ต.ค. 54 10, 16-17 ก.ย., 19-25 ต.ค. 54 10, 21-22 ก.ย., 9-15 ต.ค. 54 11, 22-23, 30 ก.ย.-5 ต.ค. 54 11-13, 18-19 ก.ย., 15-19 ต.ค. 54 11, 17-18 ก.ย., 3-7 พ.ย. 54 9, 16, 23-26 พ.ย. 54 8, 11-12, 20-23 พ.ย. 54 7-11,16-20 พ.ย. 54 10, 19-21 ก.ย., 30 ต.ค.-3 พ.ย. 54 8, 12-13 พ.ย., 5-8 ธ.ค. 54 9, 14-15, 26 พ.ย.-1 ธ.ค. 54 8, 15-16 พ.ย., 1-5 ธ.ค. 54 9, 13-14 พ.ย., 8-14 ธ.ค. 54 16, 21-22, 29 พ.ย.-4 ธ.ค. 54 15, 28-29 พ.ย., 4-10 ธ.ค. 54 15, 24-25 พ.ย., 14-18 ธ.ค. 54 14-15, 26-28 พ.ย., 25-29 ธ.ค. 54 15-16 พ.ย., 20-25 ธ.ค. 54 14, 16-19 พ.ย., 10-13 ธ.ค. 54 13-14, 23-27 ก.พ. 54 12, 17, 19-23 ก.พ. 54 12, 18-19 ก.พ., 10-15 มี.ค. 54 14-15, 27 ก.พ.-5 มี.ค. 54 12-13, 15-17 ก.พ., 5-10 มี.ค. 54 14, 15-16, 26 ส.ค.-2 ก.ย. 54 13, 23-24 ส.ค., 25-29 ก.ย. 54 14, 19-20 ส.ค., 8-25 ก.ย. 54 15, 16-17, 24-26 ส.ค., 1-8 ก.ย. 54 14, 22-23 ส.ค., 15-19 ต.ค. 54 14, 23 ส.ค., 7-11 ต.ค. 54 13, 21-22 ส.ค., 19-23 ต.ค. 54 13, 20-21 ส.ค., 11-15 ต.ค. 54 15, 18-19 ส.ค., 29 ก.ย.-3 ต.ค. 54 13-14, 17-18 ส.ค., 3-7 ต.ค. 54 24, 27-28 ต.ค., 7-12 พ.ย. 54 23-24, 28-29 ต.ค. 16-20 พ.ย. 54 25, 26-27 ต.ค., 20-24 พ.ย. 54 25, 26 ต.ค., 24-28 พ.ย. 54 23 ต.ค., 4-7, 12-16 พ.ย. 54 25, ต.ค., 1-2 พ.ย., 10-14 ธ.ค. 54 24-25, 30 ต.ค.-1, 29 พ.ย.-2 ธ.ค. 54 24 ต.ค., 2-3 พ.ย., 14-21 ธ.ค. 54 23 ต.ค., 3-4 พ.ย., 2-6 ธ.ค. 54 24, 29-30 ต.ค., 6-10 ธ.ค. 54 25 มี.ค., 10-11, 22-25 เม.ย. 54

ความลึก (เมตร) 4,413 4,088 3,527 4,052 3,998 3,773 3,612 3,548 3,833 4,447 3,777 3,793 3,883 4,252 3,914 3,964 3,696 4,174 4,105 3,332 3,864 3,967 4,129 3,298 3,770 4,214 4,191 3,720 3,523 3,280 3,760 3,382 3,497 3,732 3,216 3,395 4,110 4,283 3,703 3,445 2,831 3,661 3,520 3,483 3,701 4,351 3,512 3,614 3,457 4,090 4,286 3,874 3,747 4,568 4,396 4,073 3,789 4,057 3,377

สถานะหลุม น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ไม่พบปิโตรเลียม ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ

69

ผู้ดำเนินงาน

ผู้ดำเนินงาน

แปลง

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

เชฟรอน ประเทศไทย

12

13

จักรวาล I-04 จักรวาล I-05 จักรวาล I-06 จักรวาล I-18 จักรวาล I-02 จักรวาล I-09 จักรวาล I-11 จักรวาล I-22 จักรวาล I-29 จักรวาล I-01 จักรวาล I-10 จักรวาล I-13 จักรวาล I-16 จักรวาล I-17 จักรวาล I-20 จักรวาล I-21 จักรวาล I-23 จักรวาล I-12 จักรวาล I-27 สตูล I-14 สตูล I-15 สตูล I-16 สตูล I-19 สตูล I-21 สตูล I-23 สตูล I-24 สตูล I-13 สตูล I-22 สตูล I-25 สตูล I-31 สตูล I-32 สตูล I-33 สตูล I-26 โกมินทร์ ใต้ B-08 โกมินทร์ ใต้ B-13 โกมินทร์ ใต้ B-05 โกมินทร์ ใต้ B-22 โกมินทร์ ใต้ B-28 โกมินทร์ ใต้ B-29 โกมินทร์ ใต้ B-25 โกมินทร์ ใต้ B-07 โกมินทร์ ใต้ B-10 บรรพต ใต้ A-10 บรรพต ใต้ A-14 บรรพต ใต้ A-19 บรรพต ใต้ A-02 บรรพต ใต้ A-13 บรรพต ใต้ A-16 บรรพต ใต้ A-18 บรรพต ใต้ A-03 บรรพต ใต้ A-15 บรรพต ใต้ A-20 ฟูนาน P-02 ฟูนาน P-03 ฟูนาน P-05 ฟูนาน P-08 ฟูนาน P-09 ฟูนาน P-24 ฟูนาน P-01

22-23 มี.ค., 1-3, 16-19 เม.ย. 54 24 มี.ค., 7-9, 13-16 เม.ย. 54 24, 25-27 มี.ค., 19-22 เม.ย. 54 23, 27 มี.ค.-1 เม.ย., 26-28 เม.ย. 54 25 มี.ค., 5-6 เม.ย., 5-8 พ.ค. 54 24-25 มี.ค., 12-13 เม.ย., 8-11 พ.ค. 54 25. มี.ค., 9-10 เม.ย., 2-5 พ.ค. 54 23 มี.ค., 3-5 เม.ย., 11-15 พ.ค. 54 24 มี.ค., 6-7, 28 เม.ย.-2 พ.ค. 54 17, 30-31 พ.ค., 26-29 มิ.ย. 54 16, 23-25 พ.ค., 15-18 มิ.ย. 54 16, 22-23 พ.ค., 13-15 มิ.ย. 54 16, 21-22 พ.ค., 10-13 มิ.ย. 54 17, 28-30 พ.ค., 23-26 มิ.ย. 54 17, 26-28 พ.ค., 20-23 มิ.ย. 54 15-16, 18-21 พ.ค., 7-10 มิ.ย. 54 16, 25-26 พ.ค., 18-20 มิ.ย. 54 17-18, 31 พ.ค., 2-7, 29 มิ.ย.-2 ก.ค. 54 17, 31 พ.ค.-2 มิ.ย., 3-5 ก.ค. 54 22-23, 28-30 มิ.ย., 25-29 ก.ค. 54 21-22, 25-26 มิ.ย., 15-18 ก.ค. 54 22 มิ.ย., 2-6, 8-12 ก.ค. 54 22, 23-24 มิ.ย., 13-15 ก.ค. 54 21, มิ.ย., 1-2, 18-21 ก.ค. 54 21, 30 มิ.ย.-1 ก.ค., 21-25 ก.ค. 54 20-21, 26-27 มิ.ย., 4-8 ก.ค. 54 3, 5-6, 18-20 ส.ค. 54 4, 9-10, 12-15 ส.ค. 54 2, 3-5, 15-18 ส.ค. 54 3, 6-8, 21-24 ส.ค. 54 3, 8-9, 24-27 ส.ค. 54 3, 10-12, 27-30 ส.ค. 54 22, 27-28 มิ.ย., 29 ก.ค.-2 ส.ค. 54 15, 18-19, 30 ธ.ค. 10-3 ม.ค. 54 15, 19-25 ธ.ค. 53, 13-18 ม.ค. 54 18, 20-21, 24-26 ม.ค. 54 14, 16-17 ธ.ค. 53, 14, 16 ธ.ค. 53, 3-6 ม.ค. 54 14, 17-18 ธ.ค. 53, 10-13 ม.ค. 54 19-20, 26-31 ม.ค. 54 18-19, 21-22 ม.ค., 31 ม.ค.-3 ก.พ. 54 19, 22-23 ม.ค., 3-9 ก.พ. 54 17-18, 28-30 ก.ค., 21-25 ส.ค. 54 18, 30 ก.ค.-1 ส.ค., 9-23 ก.ย. 54 17, 25-28 ก.ค., 26 ส.ค.-9 ก.ย. 54 16-17, 22-25 ก.ค., 23 ก.ย.-8 ต.ค. 54 15-16, 18-22 ก.ค., 9-23 ต.ค. 54 25, 27-29 ต.ค., 15-25 พ.ย. 54 25, 31 ต.ค.-14 พ.ย. 54 23-24, 29-31 ต.ค., 25 พ.ย.-6 ธ.ค. 54 25, ต.ค., 4-6 พ.ย., 16-31 ธ.ค. 54 24-25 ต.ค., 2-4 พ.ย., 6-16 ธ.ค. 54 13, 15-17, 29 ส.ค.-2 ก.ย. 54 14, 20-21 ส.ค., 2-8 ก.ย. 54 14, 18-20 ส.ค., 18-23 ก.ย. 54 14, 15, 21-28 ส.ค. 54 15, 22-23 ส.ค., 19-18 ก.ย. 54 13-14, 17-18 ส.ค., 8-13 ก.ย. 54 24-25, 28-29 ก.ย., 5-11 ต.ค. 54

70

รายงานประจำปี 2554

ความลึก (เมตร) 3,233 3,063 3,309 3,052 3,374 2,949 3,415 3,391 3,475 2,977 2,971 3,548 2,987 4,027 3,925 3,703 2,857 3,617 3,694 3,515 3,490 3,310 3,057 3,326 4,037 4,052 3,709 3,549 3,411 4,382 3,504 3,182 4,402 3,767 3,815 3,641 4,436 3,562 3,705 4,299 3,547 4,183 4,786 4,262 4,183 5,018 4,265 4,447 4,063 4,861 4,008 3,993 3,975 3,766 3,976 3,555 4,047 3,621 3,541

สถานะหลุม ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ (สละหลุมถาวร) ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ

เชฟรอน ประเทศไทย

แปลง 13

B12/27

ชื่อหลุม

ช่วงเวลาเจาะ

ฟูนาน P-04 ฟูนาน P-10 ฟูนาน P-14 ฟูนาน P-15 ฟูนาน P-16 ไพลิน P-01 ไพลิน P-14 ไพลิน P-09 ไพลิน P-02 ไพลิน P-05 ไพลิน P-10 มรกต A-02 มรกต A-06 มรกต A-18 มรกต A-01 มรกต A-03 มรกต A-29 มรกต A-21 มรกต A-17 มรกต A-28 มรกต A-30 มรกต A-20 มรกต A-25 มรกต A-27 มรกต A-04 มรกต A-10 มรกต A-12 มรกต A-24 มรกต A-13 มรกต A-15 ไพลิน เหนือ L-08 ไพลิน เหนือ L-04 ไพลิน เหนือ L-12S2

ไพลิน เหนือ L-13 ไพลิน เหนือ L-18 ไพลิน เหนือ L-05 ไพลิน เหนือ L-28 ไพลิน เหนือ L-01 ไพลิน เหนือ L-17 ไพลิน เหนือ L-02 ไพลิน เหนือ L-15 ไพลิน เหนือ L-21 ไพลิน เหนือ E-32 ไพลิน เหนือ E-03 ไพลิน เหนือ E-22 ไพลิน เหนือ E-35 ไพลิน เหนือ E-17 ไพลิน เหนือ H-25 ไพลิน เหนือ H-26 ไพลิน เหนือ H-3 ไพลิน เหนือ H-24 ไพลิน เหนือ H-28 ไพลิน เหนือ H-29 ไพลิน เหนือ M-07 ไพลิน เหนือ M-27

24, 26-28 ก.ย., 11-16 ต.ค. 54 10 ก.ย., 3-5, 26-29 ต.ค. 54 25, 29-30 ก.ย., 20-24 ต.ค. 54 25, 30 ก.ย.-2, 16-20 ต.ค. 54 25-26 ก.ย., 2-3, 29 ต.ค.-4 พ.ย. 54 19 พ.ย., 23 ธ.ค. 53-2 ม.ค. 54 22, 24-26 ม.ค., 1, 28 ก.พ.-11 มี.ค. 54 18-27 พ.ย. 53, 2-21 ม.ค. 54 21-22, 26-27 ม.ค., 8-19 ก.พ. 54 22-23, 27-28 ม.ค., 19-28 ก.พ. 54 22, 23-24, 28 ม.ค.-6 ก.พ. 54 1, 7-9, 19-28 ม.ค. 54 31 ธ.ค. 53 -1, 4-6, 11-18 ม.ค. 54 1, 6-7, 28 ม.ค.-8 ก.พ.54 31 ธ.ค. 53, 2-4 ม.ค., 8-22 ก.พ. 54 5, 8-9, 16-27 มี.ค. 54 1, 9-11 ม.ค., 22 ก.พ.-5 มี.ค. 54 5, 7-8, 9-16 มี.ค. 54 12-13, 16-17 ส.ค., 1-4, 17-24 ก.ย. 54 13, 17-18, 30 ส.ค. - 1, 11-17 ก.ย. 54 12, 14-16, 27-30 ส.ค., 4-11 ก.ย. 54 14, 23-24 ส.ค., 24 ก.ย.-3 ต.ค. 54 14, 19-20 ส.ค., 10-19 ต.ค. 54 14, 20-23 ส.ค., 3-10 ต.ค. 54 13, 24-25 ส.ค., 19-26 ต.ค. 54 25-26 ส.ค., 26 ต.ค.-2 พ.ย. 54 6, 7-8, 13-21 พ.ย. 54 6, 10-12, 21-28 พ.ย. 54 6, 8-10 พ.ย., 7-13 ธ.ค. 54 6-7, 12-13, 28 พ.ย.-7 ธ.ค. 54 21-22, 23-27 เม.ย., 17-24 พ.ค. 54 23 เม.ย., 2-4 พ.ค., 22-29 มิ.ย. 54 23, 29 เม.ย.-2, 12-17, 24-29 พ.ค., 5-8, 14 -22 มิ.ย. 54 23 -24 เม.ย., 4-6 พ.ค., 9-14 มิ.ย. 54 24 เม.ย., 8-10, 29 พ.ค.-5 มิ.ย. 54 24 เม.ย., 6-8 พ.ค., 29 มิ.ย.-7 ก.ค. 54 22-23, 27-29 เม.ย., 10-12 พ.ค., 7-17 ก.ค. 54 18, 24-26,31 ก.ค.-7 ส.ค. 54 18, 22-24 ก.ค., 7-15 ส.ค. 54 18, 29-31 ก.ค., 15-21 ส.ค. 54 17-22 ก.ค., 2-9 ก.ย. 54 18, 26-29 ก.ค., 21 ส.ค.-2 ก.ย. 54 27-28 ก.ค., 24-31 ส.ค. 54 1-3, 8-12 ส.ค. 54 26-27 ก.ค., 19-24 ส.ค. 54 28-31 ก.ค., 13-19 ส.ค. 54 31 ก.ค.-1, 3-8 ส.ค. 54 11, 25-29 ก.ย. 54 7-8, 14-20 ก.ย. 54 3, 9-10, 20-25 ก.ย. 54 11-12 ก.ย., 3-6 ต.ค. 54 6-7, 13-14 ก.ย., 6-10 ต.ค. 54 8-9, 29 ก.ย.-3 ต.ค. 54 2-3, 5-6, 22-25 ธ.ค. 54 5, 12-13, 28-30 ธ.ค. 54

ความลึก (เมตร)

สถานะหลุม

3,960 3,982 3,850 3,498 3,891 4,364 4,756 4,910 4,386 4,357 4,464 4,131 4,587 4,622 4,271 4,399 3,702 4,379 4,033 4,093 4,041 4,188 4,338 5,032 3,147 4,192 4,349 4,492 4,227 4,685 4,517 3,879 5,030

ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาต ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ สละหลุมถาวร ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ สละหลุมถาวร น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ

4,349 4,247 4,031 4,533 3,988 4,444 4,305 3,966 4,179 4,204 4,131 3,942 4,076 4,349 3,809 3,413 3,758 3,747 3,836 3,825 3,131 3,147

ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติ

71

ผู้ดำเนินงาน

พื้นที่ผลิตปิโตรเลียม

มาตรา 42 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 กำหนดไว้ว่า ก่อนการผลิตปิโตรเลียมจากที่หนึ่งที่ใด ในแปลงสำรวจ ผูร้ บั สัมปทานต้องแสดงว่าได้พบหลุมปิโตรเลียมทีม่ สี มรรถนะเชิงพาณิชย์และได้กำหนดพืน้ ทีผ่ ลิตถูกต้องแล้ว และเมื่อได้รับอนุมัติจากอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติแล้วจึงจะผลิตปิโตรเลียมจากพื้นที่ผลิตนั้นได้ โดยในปี พ.ศ. 2554 มีผู้รับสัมปทานที่ขออนุมัติกำหนดพื้นที่ผลิตและได้รับอนุมัติดังต่อไปนี้ สัมปทานเลขที่ แปลงสำรวจ 1/2522/16

3/2546/60

1/2522/16

1/2515/5

4/2546/61

S1

L44/43

S1

10

G4/43

ผู้รับสัมปทาน บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด และ คณะ

บริษัท แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด และคณะ

บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจ และผลิต จำกัด และคณะ บริษัท เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด และคณะ

การกำหนดพื้นที่ผลิตและวันที่ได้รับอนุมัติ พื้นที่ผลิตปิโตรเลียมสิริกิติ์เหนือ 32.91 ตร.กม. อนุมัติวันที่ 18 มกราคม 2554 พื้นที่ผลิตปิโตรเลียมวิเชียรบุรีส่วนขยาย 12.45 ตร.กม. อนุมัติวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2554 พื้นที่ผลิตปิโตรเลียมเอส 1 ตอนกลาง 325.95 ตร.กม. อนุมัติวันที่ 6 กรกฎาคม 2554 พื้นที่ผลิตปิโตรเลียมสุราษฎร์เหนือ 205 ตร.กม. อนุมัติวันที่ 12 กรกฎาคม 2554 พื้นที่ผลิตปิโตรเลียมสุรินทร์ 158.88 ตร.กม. อนุมัติวันที่ 11 สิงหาคม 2554

การสิ้นสุดระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมสำหรับพื้นที่ที่ได้กำหนดเป็นพื้นที่ผลิตตามมาตรา 42 ทวิ

มาตรา 42 ทวิ เพิม่ เติมโดยพระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ. 2532 ซึง่ บังคับใช้สำหรับสัมปทานปิโตรเลียมภายใต้ระบบ กฎหมายใหม่หรือ Thailand III กำหนดไว้ว่า เมื่อผู้รับสัมปทานได้รับอนุมัติกำหนดพื้นที่ผลิตแล้ว จะต้องยื่นแผนการผลิตและ เริ่มทำการผลิตปิโตรเลียมตามแผนภายในสี่ปีนับแต่วันที่ได้รับอนุมัติ หากไม่เริ่มผลิตปิโตรเลียมภายในเวลาดังกล่าว ให้ถือว่าระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมสำหรับพื้นที่ผลิตนั้นสิ้นสุดลง ในกรณีที่การไม่เริ่มผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่ผลิตนั้นไม่ใช่ ความผิดของผู้รับสัมปทาน ผู้รับสัมปทานสามารถแจ้งความประสงค์ขอขยายระยะเวลาเริ่มทำการผลิตออกไปได้อีก โดยอธิบดี กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติมีอำนาจอนุญาตให้ขยายเวลาเริ่มทำการผลิตตามที่เห็นสมควรได้ไม่เกินคราวละสองปีและไม่เกิน สองคราว สำหรับปี พ.ศ. 2554 มีพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมที่ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมได้สิ้นสุดลงเพราะไม่เริ่มทำการผลิตภายใน ระยะเวลาที่กำหนดจำนวน 1 พื้นที่ คือ พื้นที่ผลิตปิโตรเลียมจามจุรีใต้ในแปลงสำรวจในอ่าวไทยหมายเลข B8/32 พื้นที่ 70.82 ตารางกิโลเมตร และมีผลให้พื้นที่ดังกล่าวกลับคืนมาเป็นของรัฐ เนื่องจากแปลงดังกล่าวสิ้นสุดระยะเวลาสำรวจแล้ว

การต่อระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมตามมาตรา 26

ระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมมีกำหนดไม่เกินสามสิบปีสำหรับสัมปทานปิโตรเลียมภายใต้ระบบกฎหมายเก่าหรือ Thailand I และไม่เกินยี่สิบปีสำหรับระบบกฎหมายใหม่หรือ Thailand III โดยเริ่มนับตั้งแต่วันถัดจากวันสิ้นระยะเวลาสำรวจปิโตรเลียม เป็นต้นไป และหากผู้รับสัมปทานได้ปฏิบัติตามสัมปทานทุกประการ จะมีสิทธิได้รับการต่อระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมหนึ่งครั้ง เป็นเวลาไม่เกินสิบปี ภายใต้ข้อกำหนด ข้อผูกพัน และเงื่อนไขที่ใช้อยู่ทั่วไปในขณะนั้น ดังนั้น บริษัท ซิโน - ยู. เอส. ปิโตรเลียม อิงค์ และคณะ ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 1/2526/23 แปลงสำรวจ NC ครอบคลุมแหล่งผลิตน้ำมันดิบบึงหญ้าและบึงม่วง จึงได้รับอนุมัติให้ต่อระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมออกไปอีก 10 ปี นับตั้งแต่วันที่ 12 เมษายน 2554 ถึงวันที่ 11 เมษายน 2564

72

รายงานประจำปี 2554

พื้นที่ผลิตปิโตรเลียม ณ วันที่ 1 มกราคม 2555 อ่าวไทย บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด

สัมปทาน แปลง ปิโตรเลียม สำรวจ 2/2515/6

12

13

ชื่อพื้นที่ Erawan Area 1 Erawan Area 2 Satun Area 3 Erawan Area 1-Extension Satun Area 3-Extension (1) Erawan Area-Extension (1) Extension (M) Erawan Area 1-Extension (N) Jakrawan Area 4 Satun Area 5 Erawan Area 1-Extension (P) Satun Area 6 Erawan Area 1-Extension (R & Q) Funan G Erawan S & T Platforms Jakrawan B, C & D Satun L Platform Area 10 Jakrawan E & I Area 11 Jakrawan F & H Area 12 East Dara Area 13 Greater Funan Area 14 North Erawan-Pakarang Area 16 Erawan – Baanpot Area 15 Greater Satun-Platong-Kaphong Greater Trat Erawan Area 1 Baanpot Area 2 Funan Area 4 Baanpot Area 3 Erawan Area 1-N-Extension Erawan Area 1-Extension (s) Baanpot Area 5 Baanpot Area 5-Extension Jakrawan Area 3 Funan Area 4-Addition Jakrawan Area 6 Funan G Gomin A & B Area 8 Funan H & I

พื้นที่ (ตร.กม.) วันที่อนุมัติ 109.16 31.67 53.98 15.21 16.28 57.6 10.56 4 3.23 10.35 2.32 18.59 25.503 2.745 30.889 50.077 23.432 5.572 8.749 129.7 161.41 112.705 44.3 180.045 147.078 5.42 35.43 2 7.99 7.32 1.69 2.536 11 12.71 99.061 1.938 6.3 20.109 23.011

26 ธ.ค. 22 24 ก.พ. 24 29 ต.ค. 25 3 พ.ค. 27 27 ธ.ค. 27 29 เม.ย. 28 11 เม.ย. 31 13 ต.ค. 31 15 พ.ย. 32 18 พ.ค. 33 9 ส.ค. 33 29 ต.ค. 33 3 พ.ย. 36 4 ต.ค. 37 22 พ.ย. 37 3 เม.ย. 39 24 ก.พ. 40 23 ก.ย. 40 23 ก.ย. 40 6 ธ.ค. 43 23 เม.ย. 45 5 มิ.ย. 46 14 ม.ค. 47 6 มี.ค. 49 9 ธ.ค. 51 26 ธ.ค. 22 29 ต.ค. 25 11 ม.ค. 26 14 ธ.ค. 26 29 เม.ย. 26 3 ต.ค. 29 20 ส.ค. 30 26 ก.พ. 31 15 พ.ย. 32 28 ส.ค. 34 6 ต.ค. 36 4 ต.ค. 37 10 ก.ค. 38 22 เม.ย. 39

73

ผู้ดำเนินงาน

ผู้ดำเนินงาน บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด

74

รายงานประจำปี 2554

สัมปทาน ปิโตรเลียม 2/2516/6

1/2515/5

1/2529/33

แปลง สำรวจ 13

10

10A 11

11A B12/27

ชื่อพื้นที่ Jakrawan E & I Area 10 Jakrawan F & H Area 11 Funan J Platform (Area 12) Funan B & H Infill Platform Funan K Area 14 Greater Funan Area 15, 16 & 17 Erawan – Baanpot Area 18 Greater Gomin Platong Area 1 Kaphong Area 2 Platong Area Kaphong Area 2-Extension Surat Area 3 Platong F Platform Surat Area 5 Plamuk Area 6 Platong H Platform Area 7 Kaphong A Platform Area 8 West Yala Greater Plamuk-Surat Area 11 East Yala Greater Satun-Platong-Kaphong North Kung North Surat East Yala North Pladang Area 2 Pladang Area 3 Satun Area 1 Platong Area 2 Trat Area 5 Pakarang Area 6 Platong Area 2-Extension Satun Area 1-Extension Platong Area 7 North Satun Platong F Platform Pladang A & PDD-2 Area 10 Plamuk Area 11 Platong E Area 11 Trat Area 13 North Erawan-Pakarang Area 14 Greater Plamuk-Surat Area 16 North Trat Greater Satun-Platong-Kaphong Greater Trat North Trat Main Pailin Area 1 North Pailin Area 2 South Pailin Area 3 West Pailin Area 4

พื้นที่ (ตร.กม.) วันที่อนุมัติ 9.450 5.964 11.39 9.66 19.9 265.41 300.5 316.983 49.48 32.8 0.25 17 7.58 1.754 1.992 50.071 7.137 3.387 105.99 121.08 29.26 59.069 52.28 205 166 2 40.24 3.22 11.09 2 2 1.75 20.53 9.703 20.238 6.026 18.76 9.727 0.674 65.220 237.813 84.67 126.88 317.956 56.205 88 452.62 325.493 118.629 149.851

23 ก.ย. 40 23 ก.ย. 40 26 เม.ย. 43 2 พ.ย. 43 2 พ.ย. 43 23 เม.ย. 45 14 ม.ค. 47 6 มี.ค. 49 29 ต.ค. 25 24 ต.ค. 26 4 ธ.ค. 27 17 พ.ค. 32 8 เม.ย. 34 22 เม.ย. 37 27 พ.ค. 40 15 ก.ย. 40 3 พ.ย. 42 3 มี.ค. 45 23 เม.ย. 45 14 ม.ค. 47 14 ม.ค. 47 6 มี.ค. 49 20 ก.ค. 52 12 ก.ค. 54 14 ม.ค. 47 29 ต.ค. 25 29 ต.ค. 25 29 ต.ค. 25 29 ต.ค. 25 11 ม.ค. 26 11 ม.ค. 26 4 ธ.ค. 27 27 ธ.ค. 27 25 ธ.ค. 30 30 มี.ค. 35 22 เม.ย. 37 23 มิ.ย. 40 15 ก.ย. 40 3 พ.ย. 40 26 ก.ค. 42 5 มิ.ย. 46 14 ม.ค. 47 14 ม.ค. 47 6 มี.ค. 49 9 ธ.ค. 51 14 ม.ค. 47 5 ม.ค. 37 3 พ.ย. 40 27 ส.ค. 41 27 ส.ค. 41

สัมปทาน ปิโตรเลียม บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 1/2529/33

5/2534/41 บริษัท เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด 1/2534/36

4/2515/8

4/2546/61

บริษัท เชฟรอน ปัตตานี จำกัด 1/2549/69 บริษทั ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 5/2515/9

3/2515/7

บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด 3/2528/28

บริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 12/2550/88 บริษัท เพิร์ล ออย (ประเทศไทย) จำกัด 1/2532/35

บริษัท ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ยี่ (บัวหลวง) ลิมิเต็ด 3/2539/50 บริษัท CEC International, Ltd 7/2546/64

บนบก บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด

1/2522/16

แปลง สำรวจ B12/27

B10/32 B8/32

9A G4/43

G4/48 15

14A 15A 14A 16

17

16A 16, 17 B6/27

G8/50 B5/27

B8/38 G5/43

ชื่อพื้นที่

พื้นที่ (ตร.กม.) วันที่อนุมัติ

Moragot Area 5 Pailin Extension East Moragot West Dara Tantawan Benchamas&Pakrakrong Maliwan North Jarmjuree North Benchamas Chaba Rajpruek Lanta Surin Yungthong Bongkot 15B Tonsak Ton Rang North Bongkot Arthit Arthit Arthit 14E Bongkot 16B Bongkot 16E Bai Bua - 1 Bongkot 17E Ton Koon Arthit South Bongkot Nang Nuan A02 Nang Nuan B01 Nang Nuan Extension G8/50 Jasmine Ban Yen Bualuang Songkhla Songkhla Extension

383.14 19.9 189.57 5.06 274.67 411.15 368.5 503.2 124.28 310.3 80.028 295.97 158.88 70.794 254 187.09 18.278 819.632 1,264.98 1,466.05 108.209 280 40 101.659 105 100.919 719.846 1,293.91 2 2 5.638 121.94 48.639 27.26 376.563 75.324 282.4

27 ส.ค. 41 15 พ.ค. 52 29 ต.ค. 53 6 ธ.ค. 43 23 ส.ค. 38 16 มิ.ย. 40 3 พ.ย. 40 2 พ.ย. 43 12 ม.ค. 47 22 ก.ย. 48 19 พ.ค. 47 19 มิ.ย. 49 11 ส.ค. 54 31 ม.ค. 51 16 ส.ค. 25 6 ก.พ. 44 30 ก.ย. 45 3 เม.ย. 50 5 มิ.ย. 46 5 มิ.ย. 46 31 ต.ค. 50 18 มี.ค. 26 17 พ.ค. 26 16 ก.ย. 40 17 พ.ค. 26 3 เม.ย. 50 5 มิ.ย. 46 3 เม.ย. 50 24 พ.ย. 30 10 ก.พ. 36 8 มิ.ย. 50 12 มี.ค. 55 30 ก.ย. 45 30 มี.ค. 50 7 มี.ค. 49 22 พ.ค. 51 12 ม.ค. 52

S1

Sirikit Sirikit F01 Sirikit South Sirikit West Pru Krathiam Wat Taen Thap Rat Pratu Tao Nong Tum Sirikit East Nong Makhaam E

25 10.7 14.75 2.912 16.117 2 1.949 1.995 1.973 1.93 1.86

11 ม.ค. 26 13 พ.ค. 26 20 ส.ค. 27 9 ต.ค. 27 15 ธ.ค. 29 4 มี.ค. 31 27 ม.ค. 32 24 มี.ค. 32 23 ก.พ. 33 10 ก.พ. 36 19 เม.ย. 36

75

ผู้ดำเนินงาน

ผู้ดำเนินงาน

สัมปทาน แปลง ปิโตรเลียม สำรวจ

2/2522/17 E5

บริษัท เอ็กซอนโมบิล เอ็กซ์โพลเรชั่น แอนด์ โพรดักชั่น โคราช อิงค์ บริษัท เฮสส์ (ไทยแลนด์) จำกัด 2/2522/17 E5

1/2524/19 EU1

บริษัท ปตท. สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 2/2528/27 PTTEP1

2/2547/68 L53/43

L54/43 บริษัท ซิโน – ยู. เอส. ปิโตรเลียม อิงค์ 1/2526/23 NC

บริษัท แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ (ไทยแลนด์) ลิมิเต็ด 1/2527/24 SW1

SW1A

บริษัท ซีเอ็นพีซีเอชเค (ไทยแลนด์) จำกัด 1/2546/58 L21/43 บริษัท แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด 3/2546/60 L44/43

5/2546/62 L33/43 บริษัท สยาม โมเอโกะ จำกัด 1/2547/67 L10/43

L11/43 บริษัท แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ (สยาม) ลิมิเต็ด 1/2550/77 L53/48

76

รายงานประจำปี 2554

ชื่อพื้นที่

พื้นที่ (ตร.กม.) วันที่อนุมัติ

Sirikit T Nong Makhaam South Pratu Tao Western Flank Region Nong Tum - South Sirikit East-Extension Greater Sirikit East Sao Thian Pratu Tao B Greater Sirikit North Central S1 Nam Phong

2.496 15.492 90.434 99.46 18.65 1.982 66.234 39.73 1.97 32.91 325.95 34.4

27 ส.ค. 41 19 ต.ค. 42 30 ก.ย. 45 7 มี.ค. 49 7 ก.ย. 49 16 ก.พ. 50 30 ก.ย. 51 11 มิ.ย. 52 2 ต.ค. 52 18 ม.ค. 54 6 ก.ค. 54 5 ก.พ. 31

Phu Horm Phu Horm-1 Phu Horm U-Thong Kamphaeng Saen Sang Kajai Bung Krathiam Nong Phak Chi Bung Ya Structure Bung Muang-2 Bung Muang & Bung Ya Area I Bung Muang & Bung Ya Area II Bung Muang & Bung Ya Area III Wichian Buri Na Sanun Si Thep Wichian Buri Licence II Bung Ya West-Nong Sa Na Sanun East Bo Rang North Wichian Buri Extension L33 Arunothai Burapa L53A

39.31 1.96 190.93 5.06 2 1.98 1.98 1.96 5.419 1.997 0.91 2.002 0.916 2 1.972 1.848 8.641 28.796 27.69 39.39 12.45 11.94 77.66 47.42 1.99

19 พ.ค. 47 15 พ.ค. 32 19 พ.ค. 47 10 ส.ค. 33 10 ส.ค. 33 8 พ.ค. 45 19 เม.ย. 53 6 ก.ย. 53 15 ม.ค. 34 5 ม.ค. 37 12 ก.ค. 39 12 ก.ค. 39 12 ก.ค. 39 24 ม.ค. 35 12 พ.ค. 38 13 พ.ค. 40 30 ก.ย. 45 19 มิ.ย. 49 31 ม.ค. 51 16 ธ.ค. 52 24 ก.พ. 54 29 ต.ค. 53 11 มิ.ย. 52 21 มิ.ย. 53 11 ส.ค. 53

ปริมาณสำรองปิโตรเลียม

ปริมาณสำรองปิโตรเลียมหมายถึงปริมาณปิโตรเลียมในแหล่งกักเก็บที่ค้นพบแล้วและสามารถผลิตได้อย่างคุ้มค่า เชิงพานิชย์โดยใช้เทคโนโลยีทม่ี อี ยู่ ภายใต้สภาวะเศรษฐกิจและกฎระเบียบทีม่ อี ยู่ โดยต้องมีแผนงานการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม ดังกล่าวภายในระยะเวลาที่เหมาะสม ทั้งนี้ ปริมาณสำรองที่ประเมินได้นั้น ยังมีความไม่แน่นอนในหลายระดับขึ้นอยู่กับความ แม่นยำในการประเมินปริมาณปิโตรเลียมที่มีอยู่ในแหล่งกักเก็บและความสามารถในการนำปิโตรเลียมดังกล่าวขึ้นมา ใช้ประโยชน์

ปริมาณปิโตรเลียมที่มีอยู่ในแหล่งกักเก็บสามารถประเมินได้จากข้อมูลทางด้านธรณีวิทยาและด้านวิศวกรรมของ แหล่งกักเก็บ หากมีขอ้ มูลดังกล่าวจำนวนมากก็จะทำให้การแปลความหมายข้อมูลกระทำได้อย่างถูกต้องใกล้เคียงกับความเป็นจริง ส่งผลให้ปริมาณสำรองที่ประเมินจากข้อมูลดังกล่าวมีความแม่นยำและน่าเชื่อถือตามไปด้วย โดยทั่วไป ปริมาณสำรองสามารถ จำแนกได้เป็นสามชนิด ได้แก่

1) ปริมาณสำรองทีพ่ สิ จู น์แล้ว (Proved reserve หรือ P1) เป็นปริมาณปิโตรเลียมในแหล่งกักเก็บทีม่ คี วามน่าเชือ่ ถือ สูงมากและมั่นใจมากว่าจะสามารถผลิตได้จริง

2) ปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ (Probable reserves หรือ P2) มีระดับความน่าเชื่อถือต่ำกว่าปริมาณสำรอง ที่พิสูจน์แล้ว แต่ก็ยังเชื่อมั่นได้ว่าจะสามารถผลิตได้จริง

3) ปริมาณสำรองที่น่าจะพบ (Possible reserves หรือ P3) เป็นปริมาณปิโตรเลียมที่มีความน่าเชื่อถือต่ำมากและ ไม่ค่อยเชื่อมั่นว่าจะสามารถผลิตได้จริง

ทัง้ นี้ หากมีการดำเนินงานเพิม่ เติมในแหล่งปิโตรเลียมทีม่ ผี ลในทางเพิม่ ความเชือ่ มัน่ ดังกล่าว เช่น การสำรวจธรณีฟสิ กิ ส์ หรือการเจาะหลุมเพิม่ เติม หรือการพัฒนาเพิม่ ประสิทธิภาพของการผลิต ก็จะทำให้ปริมาณสำรอง P2 และ P3 สามารถเปลีย่ นแปลง เป็นปริมาณสำรอง P1 ได้

ราคาปิโตรเลียมนับเป็นปัจจัยสำคัญต่อการเพิ่มขึ้นหรือลดลงของปริมาณสำรอง เพราะราคาปิโตรเลียมที่สูงขึ้นจะทำ ให้โครงสร้างกักเก็บปิโตรเลียมซึ่งไม่สามารถพัฒนาเพื่อการผลิตได้ในครั้งแรกเพราะไม่คุ้มทุน กลับกลายเป็นแหล่งที่สามารถ ผลิตได้ในเชิงพาณิชย์ ในทางกลับกันราคาปิโตรเลียมทีล่ ดต่ำลงมากอาจทำให้แหล่งทีเ่ คยมีสมรรถนะเชิงพาณิชย์กลับไม่สามารถ ผลิตได้อย่างคุ้มทุน ดังนั้น จะเห็นว่าอุตสาหกรรมการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมก็อาจได้รับผลกระทบจากสภาวะเศรษฐกิจ ที่เปลี่ยนแปลงได้เช่นเดียวกับธุรกิจอื่นๆ

ปริมาณสำรองปิโตรเลียมเป็นข้อมูลสำคัญที่ใช้ประกอบการวางแผนนโยบายด้านพลังงาน เพราะเป็นเครื่องบ่งชี้ว่า ประเทศจะมีปิโตรเลียมที่สามารถผลิตขึ้นมาใช้ได้เป็นระยะเวลาประมาณเท่าใด และต้องวางแผนการจัดหาพลังงานอย่างไร ให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ในอนาคต ดังนั้น จึงต้องมีการติดตามตรวจสอบการเปลี่ยนแปลงของปริมาณสำรองปิโตรเลียม ในประเทศอย่างสม่ำเสมอในแต่ละปีเพื่อให้มีความถูกต้องและเป็นปัจจุบันมากที่สุด พร้อมทั้งส่งเสริมการดำเนินงานสำรวจใน พื้นที่ใหม่ร่วมไปกับการพัฒนาแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมที่พบแล้ว เพื่อจัดหาปริมาณสำรองใหม่ทดแทนปริมาณที่มีการผลิตไป เพื่อให้มีปิโตรเลียมจากแหล่งในประเทศมาใช้ประโยชน์ให้นานที่สุดเท่าที่จะทำได้

ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติทใ่ี ช้ประกอบการวางแผนการจัดหาก๊าซของประเทศไทย นิยมใช้ตวั เลขปริมาณสำรอง 2P คือปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (P1) รวมกับปริมาณสำรองที่คาดว่าจะพบ (P2) เป็นหลัก ส่วนปริมาณสำรองที่น่าจะพบ (P3) นั้น ยังมีความไม่แน่นอนสูงและมีโอกาสแปรผันขึน้ หรือลงเป็นปริมาณมากได้จงึ ไม่นยิ มนำมาใช้ แต่มไี ว้เพือ่ ประกอบการวางแผนงาน การสำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม ทำให้ทราบว่าบริเวณใดมีศักยภาพสูงและควรจะต้องเจาะหลุมเพิ่มเติม

78

รายงานประจำปี 2554

ภาพรวมปริมาณสำรองปิโตรเลียมของประเทศไทย

ปริมาณสำรองปิโตรเลียมของประเทศไทย ณ สิ้นปี 2554 ประกอบด้วยก๊าซธรรมชาติ 27.42 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ก๊าซธรรมชาติเหลว 671.37 ล้านบาร์เรล และน้ำมันดิบ 807.43 ล้านบาร์เรล ลดลงจากสิ้นปี 2553 เป็นปริมาณ 1.03 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต 38.87 ล้านบาร์เรล และ 94.09 ล้านบาร์เรล ตามลำดับ โดยคิดเป็นปริมาณเทียบเท่าน้ำมันดิบรวมกัน ทั้งสิ้น 6,197.04 ล้านบาร์เรล ลดลง 309.02 ล้านบาร์เรล (ร้อยละ 4.75) จากสิ้นปี 2553 เนื่องจากในปี 2554 มีการผลิต ปิโตรเลียมรวมกันทั้งสิ้น 252.21 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ในขณะที่สามารถจัดหาปริมาณสำรองใหม่ทดแทนได้เพียง บางส่วน และมีการประเมินปริมาณปิโตรเลียมที่สามารถผลิตได้ของแหล่งกักเก็บโดยใช้นิยามใหม่และวิธีการใหม่แล้วทำให้ ปริมาณสำรองลดลงโดยเฉพาะอย่างยิ่งในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย

ตารางเปรียบเทียบปริมาณสำรองปิโตรเลียมของประเทศ ณ สิ้นปี 2553 และ 2554 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย (พันล้านลูกบาศก์ฟุต) พื้นที่แหล่งปิโตรเลียม

อ่าวไทย พื้นที่พัฒนาร่วมฯ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือและภาคกลาง รวมแต่ละชนิด รวม

ณ สิ้นปี 2553 พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

7,549.38 9,519.06 2,485.71 1,883.12 415.30 55.00 138.13 21.98 10,588.52 11,479.16 28,454.58

ณ สิ้นปี 2554 พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

ปริมาณที่เปลี่ยนแปลง พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

2,603.03 7,486.63 9,357.49 3,766.61 (62.75) (161.57) 1,163.58 2,703.90 2,121.50 1,362.50 897.00 (364.21) (520.62) (1,806.90) 1,058.00 377.71 61.99 1,894.40 (37.59) 6.99 836.40 21.98 75.30 11.10 11.10 (62.83) (10.88) (10.88) 6,386.90 10,061.13 10,793.09 6,569.11 (527.39) (686.07) 182.21

27,423.33

( 1,031.25) หรือลดลง 3.62%

ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติเหลวของประเทศไทย (ล้านบาร์เรล) พื้นที่แหล่งปิโตรเลียม

อ่าวไทย พื้นที่พัฒนาร่วมฯ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ รวมแต่ละชนิด รวม

ณ สิ้นปี 2553 พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

218.34 25.01 1.87 245.21

308.82 26.40 0.22 335.44 710.24

73.31 51.14 5.15 129.59

ณ สิ้นปี 2554 พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

214.29 22.70 1.72 238.71

283.61 22.45 0.23 306.29 671.37

104.33 12.60 9.44 126.37

ปริมาณที่เปลี่ยนแปลง พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

(4.04) (25.21) 31.02 (2.31) (3.95) (38.54) (0.15) 0.01 4.29 (6.50) (29.15) (3.22) (38.87) หรือลดลง 5.47%

ปริมาณสำรองน้ำมันดิบของประเทศไทย (ล้านบาร์เรล) พื้นที่แหล่งปิโตรเลียม

อ่าวไทย พื้นที่พัฒนาร่วมฯ ภาคเหนือและภาคกลาง รวมแต่ละชนิด รวม

ณ สิ้นปี 2553 พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

ณ สิ้นปี 2554 พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

ปริมาณที่เปลี่ยนแปลง พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

133.35 398.47 102.45 146.30 350.42 162.28 12.94 (48.05) 59.82 3.55 1.25 1.60 2.90 0.85 1.00 (0.65) (0.40) (0.60) 60.38 60.58 139.89 65.36 31.84 46.48 4.98 (28.74) (93.41) 197.28 460.30 243.94 214.56 383.11 209.76 17.28 (77.19) (34.18) 901.52

807.43

(94.09) หรือลดลง 10.44% ปริมาณสำรองปิโตรเลียมของประเทศไทย (ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ)

พื้นที่แหล่งปิโตรเลียม

ณ สิ้นปี 2553 พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

ณ สิ้นปี 2554 พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

ปริมาณที่เปลี่ยนแปลง พิสูจน์แล้ว คาดว่าจะพบ น่าจะพบ

79

อ่าวไทย 1,647.22 2337.48 622.66 1,645.57 2,238.56 913.45 (1.65) (98.93) 290.79 พื้นที่พัฒนาร่วมฯ 459.81 353.61 519.45 393.53 258.81 168.87 (66.28) (94.80) (350.58) ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 74.15 9.79 189.25 67.46 11.02 339.07 (6.69) 1.23 149.82 ภาคเหนือและภาคกลาง 84.48 64.42 143.72 78.50 33.77 48.42 (5.98) (30.64) (95.31) รวมแต่ละชนิด 2,265.67 2,765.30 1,475.09 2,185.07 2,542.17 1,469.80 (80.60) (223.14) (5.28) รวม 6,506.06

6,197.04

(309.02) หรือลดลง 4.75%

ภาพรวมปริมาณสำรองปิโตรเลียมของประเทศในช่วงปี 2550 ถึงปี 2554 มีการเปลี่ยนแปลงขึ้นลงในช่วงแคบๆ มีผลทำให้ปริมาณสำรองปิโตรเลียมรวม (3P) ของปี 2554 (6,197 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ลดลงจากปี 2550 (6,272 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ไม่มากนัก แต่เมื่อพิจารณาจำแนกชนิดของปิโตรเลียมจะเห็นว่าปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติ และก๊าซธรรมชาติเหลวมีแนวโน้มลดลง ขณะที่ปริมาณสำรองน้ำมันดิบมีแนวโน้มเพิ่มขึ้น โดยสัดส่วนของปริมาณสำรอง ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเหลว และน้ำมันดิบของปี 2550 เท่ากับร้อยละ 82.7 10.4 และ 6.9 เปรียบเทียบกับปี 2554 คือร้อยละ 77.2 9.8 และ 13 ตามลำดับ

ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติ (3P) ลดลงจาก 29.7 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2550 เป็น 27.4 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2554 และน่าจะมีแนวโน้มลดลงอีกหากไม่มีการค้นพบแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่ท่จี ะพัฒนาผลิตได้อย่างคุ้มทุนในระยะเวลา อันใกล้ ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่จัดหามาทดแทนปริมาณที่ผลิตไปแล้วในปัจจุบันมาจากการพัฒนาติดตั้งแท่นผลิตและ เจาะหลุมผลิตเพิ่มเติมในแหล่งที่มีอยู่เดิมเกือบทั้งหมด แหล่งก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่ในประเทศที่มีการผลิตอยู่ในปัจจุบัน เช่น เอราวัณ บงกช อาทิตย์ และไพลิน ในอ่าวไทย และแหล่งสินภูฮ่อมในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ล้วนเป็นแหล่งที่สำรวจพบ มานานแล้วทัง้ สิน้ โดยแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติแหล่งแรกและจัดเป็นแหล่งทีใ่ หญ่อนั ดับสองของประเทศขณะนี้ คือ แหล่งเอราวัณ สำรวจพบปลายปี 2515 และเริ่มการผลิตในปี 2524 ขณะที่แหล่งก๊าซธรรมชาติบงกชซึ่งจัดเป็นแหล่งที่ใหญ่ที่สุดของประเทศ ในปัจจุบันนั้น มีการสำรวจพบในปี 2516 แต่พัฒนาแหล่งล่าช้ากว่าจึงเริ่มการผลิตในปี 2536

ส่วนก๊าซธรรมชาติเหลวนั้นจะผลิตร่วมกับการผลิตก๊าซธรรมชาติ จึงทำให้ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติเหลว (3P) แปรผันตามการเปลี่ยนแปลงของปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติ

ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติ (3P) พันล้านลูกบาศก์ฟุต

35,000 30,000 25,000

6,843.28

20,000

11,675.97

15,000 10,000 5,000 0

11,198.18

2550

7,630.54 12,482.86

12,002.55

2551

6,170.13 12,665.24

12,026.42

2552

6,386.90

6,569.11

11,479.16

10,793.09

10,588.52

10,061.13

2553

2554

P3 P2 P1

ล้านบาร์เรล

ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติเหลว (3P)

80

800 700 600 500 400 300 200 100 0

140.20

133.73

322.53

337.39

335.88

335.44

264.77

270.85

255.12

245.21

2550

รายงานประจำปี 2554

2551

86.12

2552

129.59

2553

126.37 306.29

238.71

2554

P3 P2 P1

ปริมาณสำรองน้ำมันดิบ (3P) เพิ่มขึ้นจาก 432 ล้านบาร์เรล ในปี 2550 เป็น 807 ล้านบาร์เรล ในปี 2554 โดยมีการ เปลี่ยนแปลงอย่างเห็นได้ชัดในปี 2551 ที่ปริมาณสำรองน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นจาก 432 เป็น 781 ล้านบาร์เรล หรือเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 82 ปริมาณสำรองน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้นส่วนใหญ่มาจากการพบแหล่งน้ำมันดิบในแปลงสำรวจของสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 15 ในปี 2539 และรอบที่ 18 ในปี 2546 เช่น แหล่งบัวหลวงในแปลง B8/38 แหล่งสงขลาในแปลง G5/43 และแหล่งนาสนุ่น ตะวันออกในแปลง L44/43

ภาพรวมการเปลีย่ นแปลงของปริมาณสำรองนีส้ ะท้อนให้เห็นว่าศักยภาพของประเทศในการจัดหาปริมาณปิโตรเลียม ทดแทนส่วนทีม่ กี ารผลิตไปได้ลดลง และจำเป็นอย่างยิง่ ทีต่ อ้ งสนับสนุนให้มกี ารสำรวจปิโตรเลียมอย่างต่อเนือ่ งเพือ่ หาแหล่งกักเก็บ ปิโตรเลียมเพิ่มเติมสำหรับเสริมความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ และในขณะเดียวกันควรส่งเสริมการลดการใช้พลังงาน ของประเทศควบคู่กันไปด้วย

ล้านบาร์เรล

ปริมาณสำรองน้ำมันดิบ (3P) 1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

175.90 54.47

169.80

243.94

209.76

422.49

471.37

460.30

383.11

182.91

180.26

197.28

214.56

P3 P2 P1

201.20 175.98

2550

2551

2552

2553

2554

ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่พิสูจน์แล้วของประเทศไทย

81

สำหรับประเทศไทย ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วของแหล่งปิโตรเลียมหนึ่งๆ สามารถเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นหรือลดลง ได้จากปัจจัยหลักๆ ดังนี้

1) การมีโครงการพัฒนาแหล่งผลิตปิโตรเลียมใหม่ทั้งในพื้นที่ผลิตใหม่และพื้นที่ผลิตเดิม

2) การเจาะหลุมเพิ่มขึ้นหรือการเจาะหลุมให้ลึกขึ้นภายในพื้นที่ผลิตที่มีอยู่ เพื่อเพิ่มโอกาสในการพบชั้นหินกักเก็บ ปิโตรเลียมใหม่และเพิ่มปริมาณปิโตรเลียมที่จะสามารถผลิตได้

3) การเพิ่มโครงสร้างภายในแหล่งผลิต เพิ่มอุปกรณ์การผลิต หรือการใช้เทคโนโลยีใหม่ๆ เพื่อเพิ่มความสามารถใน การผลิตให้สูงขึ้น ทำให้ปิโตรเลียมที่จะผลิตได้มีปริมาณเพิ่มขึ้น

4) การผลิตเพื่อนำปิโตรเลียมขึ้นมาใช้ประโยชน์ ซึ่งมีผลทำให้ปริมาณสำรองของแหล่งกักเก็บลดลง

5) การประเมินข้อมูลของแหล่งกักเก็บใหม่เนื่องจากมีข้อมูลด้านธรณีวิทยา วิศวกรรมแหล่งกักเก็บ หรือวิศวกรรม การผลิตเพิ่มขึ้น แล้วส่งผลให้ปริมาณปิโตรเลียมในแหล่งกักเก็บที่สามารถผลิตได้เพิ่มขึ้นหรือลดลง

6) การประเมินภาพรวมของโครงการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมใหม่ เนื่องจากปัจจัยทางด้านเศรษฐกิจปิโตรเลียม เปลีย่ นแปลง โดยเฉพาะอย่างยิง่ ราคาของปิโตรเลียมและต้นทุนของโครงการ ซึง่ มีผลกระทบต่อการผลิตปิโตรเลียมทีค่ าดการณ์ ไว้ทั้งในทางบวกและทางลบ ก็จะทำให้ปริมาณสำรองเปลี่ยนแปลงได้ทั้งในทางบวกและทางลบเช่นกัน

ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่พิสูจน์แล้วของประเทศไทย ณ สิ้นปี พ.ศ. 2554 ประกอบด้วยก๊าซธรรมชาติ 10.1 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต ก๊าซธรรมชาติเหลว 239 ล้านบาร์เรล และน้ำมันดิบ 215 ล้านบาร์เรล คิดเป็นปริมาณเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมกันทั้งสิ้น 2,185 ล้านบาร์เรล ลดลงจากปริมาณ 2,265 ล้านบาร์เรล ณ สิ้นปี พ.ศ. 2553 เท่ากับ 81 ล้านบาร์เรล หรือลดลงร้อยละ 3.5 รายละเอียดของปริมาณสำรองพิสูจน์แล้วของก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเหลว และน้ำมันดิบ แยกเป็น รายแหล่งแสดงอยู่ในตารางปริมาณสำรองปิโตรเลียมพิสูจน์แล้วของประเทศไทย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2554

ปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่พิสูจน์แล้วของประเทศไทย ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2554

ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมสะสม แหล่ง

อ่าวไทย เชฟรอนประเทศไทยฯ บรรพต บรรพตใต้ ดารา เอราวัณ ฟูนาน โกมินทร์ โกมินทร์ใต้ จักรวาล มรกต มรกตเหนือ กะพง กุ้ง ไพลิน ไพลินเหนือ ปะการัง ปลาแดง เพทาย ปลาหมึก ปลาทอง ปลาทองใต้ ปลาทองตะวันตกเฉียงใต้ ระนอง สตูล สตูลใต้ สุราษฎร์ สุราษฎร์เหนือ ตราด ตราดตะวันออกเฉียงเหนือ ตราดเหนือ ตราดใต้ อุบล อุบลตะวันออก อุบลตะวันตก ยะลา ยะลาตะวันออก ยูงทอง เชฟรอนปิโตรเลียมฯ เบญจมาศ ชบา จามจุรีเหนือ จามจุรีใต้ ลันตา มะลิวัลย์ ราชพฤกษ์ สุรินทร์ ทานตะวัน

82

รายงานประจำปี 2554

ก๊าซธรรมชาติ(1) พันล้านลูกบาศก์ฟุต

15,146.22 9,509.55 282.76 - - 2,715.21 895.67 151.51 41.51 630.14 5.34 - 203.17 0.75 799.82 721.46 6.85 70.69 - 240.52 376.30 - 5.10 - 1,778.52 - 82.06 - 277.66 - - - - - - 87.26 130.68 6.57 957.67 494.15 6.04 9.28 0.00 5.69 152.76 4.91 0.00 284.84

ก๊าซธรรมชาติเหลว ล้านบาร์เรล

442.67 317.98 11.67 - - 94.45 35.79 8.80 2.432 11.69 0.22 - - - 35.91 28.25 0.27 2.91 -

21.27 - 0.22 - 54.25 - - - 9.85 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว น้ำมันดิบ ล้านบาร์เรล

389.92 111.92

- - - - - - - - - 14.71 0.73 - - - - - 54.13 - - - - - - 9.19 - - - - - - - - 17.70 13.98 1.49 213.22 152.10 4.03 1.85 - 11.43 7.87 1.89 0.00 34.07

ก๊าซธรรมชาติ(1) พันล้านลูกบาศก์ฟุต

9,608.13 4,923.86 104.41 17.88 31.09 598.97 187.74 27.51 213.94 296.64 306.95 - 257.57 0.41 384.26 465.66 277.51 104.46 - 236.43 238.12 61.95 62.34 - 231.55 81.58 64.69 - 192.22 59.17 67.39 61.05 - - 22.26 101.70 159.14 9.28 323.30 102.45 14.59 0.33 - 3.18 119.24 0.35 0.05 83.11

ก๊าซธรรมชาติเหลว ล้านบาร์เรล

236.99 164.46 4.13 0.63 0.70 20.21 7.82 1.61 11.19 4.90 9.60 - 7.57 0.00 14.72 17.07 8.50 4.11 - 7.74 9.15 2.37 2.48 - 6.52 2.06 1.89 - 6.09 1.53 1.87 1.22 - - 0.78 2.82 4.94 0.24 5.29 1.86 0.34 0.01 - 0.01 2.01 0.00 0.00 1.07

น้ำมันดิบ ล้านบาร์เรล

149.20 39.18 - - 0.42 0.58 - - 0.44 - 0.00 6.67 0.20 - - 3.73 0.03 13.58 0.63 - 0.18 - - - 2.63 - - - - - - - - 5.76 3.25 1.08 44.59 24.59 2.16 0.10 6.65 4.90 0.02 0.07 6.08

ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมสะสม

ปตท.สผ อาทิตย์ บงกชกลาง บงกชใต้ ปตท.สผ.สยาม นางนวล เพิร์ลออย (ประเทศไทย) บานเย็น จัสมิน ซาลามานเดอร์ (บัวหลวง) บัวหลวง ซีอีซี อินเตอร์เนชั่นแนล สงขลา พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย(2) Carigali-Hess Carigali-PTTEPI บนบก ที่ราบสูงโคราช เอ็กซอนโมบิลฯ น้ำพอง เฮสส์ฯ สินภูฮ่อม ที่ราบภาคกลาง แพนโอเรียนท์ฯ บ่อรังเหนือ แอล 33 แอล 53/48 นาสนุ่น นาสนุ่นตะวันออก ศรีเทพ วิเชียรบุรี วิเชียรบุรีส่วนขยาย ปตท.สผ.อินเตอร์เนชั่นแนล กำแพงแสน สังฆจาย อู่ทอง ซิโน-ยูเอส ปิโตรเลียมอิงค์ บึงม่วงและบึงหญ้า บึงหญ้าตะวันตกและหนองสา ปตท.สผ.สยาม สิริกิติ์ สยาม โมเอโกะ อรุโณทัย บูรพา ปริมาณรวม

ปริมาณรวมเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ)

ก๊าซธรรมชาติเหลว ล้านบาร์เรล

3,932.00 560.00 3,372.00 - - - - - - - - - - 747.00 641.00 106.00

114.84 19.28 95.56 - - - - - - - - - - 9.85 6.90 2.95

544.22 385.00 385.00 159.22 159.22 468.00 - - - - - - - - - - - - - - -

468.00 468.00 - - -

0.80 - - 0.80 0.80 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

1,012.22

ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว น้ำมันดิบ ล้านบาร์เรล

ก๊าซธรรมชาติ(1) พันล้านลูกบาศก์ฟุต

ก๊าซธรรมชาติเหลว ล้านบาร์เรล

0.50 0.50 - - 5.81 5.81 40.23 5.62 34.62 10.04 10.04 8.20 8.20 - - -

2,239.47 415.00 1,050.60 773.87 - - - - - - - - - 2,121.50 1,300.50 821.00

44.53 13.14 21.70 9.69 - - - - - - - - - 22.70 14.35 8.35

- - - - - 226.54 10.67 1.35 0.13 0.20 0.13 6.86 0.07 1.09 0.86 5.47 0.37 0.61 4.49 6.18 5.02 1.16 204.10 204.10 0.11 0.02 0.09

377.71 32.31 32.31 345.40 345.40 75.30 - - - - - - - - - - - - - - - - 75.30 75.30 - -

1.72 - - 1.72 1.72 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

1.72

2.60 - 2.60 - - 10.94 1.48 9.46 14.82 14.82 34.17 34.17 2.90 0.05 2.85

0.80

226.54

16,158.44

443.47

616.46

10,061.13

238.71

214.56

2,819.65

399.13

616.46

1,755.67

214.84

214.56

(1) ปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 23

(2) ปริมาณสำรองร้อยละ 50 ของปริมาณสำรองทั้งแหล่งในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย

453.01

น้ำมันดิบ ล้านบาร์เรล

65.36

- - - - - 65.36 6.29 1.62 0.18 0.33 0.13 1.99 0.02 0.37 1.65 0.31 0.02 0.05 0.24 3.00 1.00 2.00 55.40 55.40 0.36 - 0.36

83

แหล่ง

ก๊าซธรรมชาติ(1) พันล้านลูกบาศก์ฟุต

1. ก๊าซธรรมชาติ

ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้วของประเทศไทย ณ สิ้นปี 2554 เท่ากับ 10.06 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต

ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย บนบก และพืน้ ทีพ่ ฒ ั นาร่วมไทย-มาเลเซีย จำนวน 7.5 0.5 และ 2.1 ล้านล้านลูกบาศก์ฟตุ ตามลำดับ เมื่อเปรียบเทียบกับสิ้นปี 2553 แล้ว ลดลง 0.5 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต หรือประมาณร้อยละ 5 โดยมีรายละเอียดของการ เปลี่ยนแปลงปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติจากปี 2553 ถึงปี 2554 ดังแสดงในแผนภูมิและตาราง

ปนิมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว (พันล้านลูกบาศก์ฟุต)

การเปลี่ยนแปลงปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้วจากปี 2553 ถึงปี 2554 12,000 10,589 10,000 8,000

ปริมาณสำรองปี 2554 =

-

+

+

+

6,000 4,000

10,062

ปริมาณสำรอง ณ สิ้นปี 2553 ปริมาณที่ผลิตไปในปี 2554 (1) ปริมาณที่เปลี่ยนแปลงมาจาก P2 และ P3 (2) ปริมาณที่เปลี่ยนแปลงจากการประเมินผลข้อมูลใหม่ (3) ปริมาณที่เพิ่มขึ้นจากโครงการใหม่ (4)

2,000 0 -2,000

ปริมาณสำรอง ปี 2553

อ่าวไทย

(1)

(2)

(3)

พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย

บนบก

ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว (พันล้านลูกบาศก์ฟุต)

พื้นที่แหล่งปิโตรเลียม

ณ สิ้นปี 2553

ปริมาณที่เปลี่ยนแปลงในช่วงปี 2554 ลดลง P2 & P3 ประเมินผล โครงการ จากการผลิต เป็น P1 ข้อมูลใหม่ พัฒนาใหม่

อ่าวไทย 7,549 (870)* พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย 2,486 (102) บนบก 553 (48) รวม 10,589 (1,020)

278 - - 278

277 (262) (54) (38)

ปริมาณสำรอง ปี 2554

(4)

253 - 2 255

R/P ratio (ปี) ณ สิ้นปี 2554

1P

2P

7 ,487 2,122 453 10,062

8 .6 20.8 9.5 9.9

1 9.4 34.1 11.0 20.5

* ตัวเลขที่อยู่ในวงเล็บแสดงปริมาณสำรองที่ลดลง

ค่า R/P ratio ได้มาจากการนำปริมาณสำรองปิโตรเลียม (Reserves) หารด้วยอัตราการผลิตปิโตรเลียมต่อปี

(Production) และมีหน่วยเป็นปี เป็นค่าที่ใช้สำหรับประมาณการอย่างคร่าว ๆ ว่าจะมีปิโตรเลียมคงเหลือให้ใช้ได้อีกกี่ปี ดังนั้น ข้อมูล R/P ratio ที่แสดงในตารางในช่อง 1P ได้มาจากการนำปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว หารด้วย อัตราการผลิต ก๊าซธรรมชาติของปี 2554 มีผลลัพธ์เท่ากับ 9.9 ปี ซึ่งหมายความว่าหากผลิตก๊าซธรรมชาติในอัตรานี้ต่อไป ก็มั่นใจได้ว่า ประเทศไทยจะมีก๊าซธรรมชาติใช้ไปได้อย่างน้อย 10 ปี ส่วนค่า 2P นั้น หมายถึง ผลรวมของปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติ ทีพ่ สิ จู น์แล้วกับปริมาณสำรองทีค่ าดว่าจะพบ และเมือ่ หารด้วยอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติของปี 2554 จะทำให้ R/P ratio ของ 2P มีคา่ เท่ากับ 20.4 ปี ซึง่ แสดงถึงความเป็นไปได้วา่ ประเทศไทยจะมีกา๊ ซธรรมชาติใช้ในอัตราเท่านีต้ อ่ ไปอีก 20 ปี อย่างไรก็ตาม ทั้งค่าปริมาณสำรองและอัตราการผลิตปิโตรเลียมสามารถเปลี่ยนแปลงได้ และเมื่อสองค่านี้เปลี่ยนไปก็จะทำให้ค่า R/P ratio เปลี่ยนแปลงไปด้วย ดังนั้น หากประเทศไทยต้องการมีปิโตรเลียมจากแหล่งในประเทศให้ใช้ต่อไปได้นานๆ ก็จะต้องส่งเสริมการ สำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมเพื่อหาปริมาณสำรองใหม่ๆ มาทดแทนส่วนที่ผลิตไป เพราะการลดอัตราการผลิตปิโตรเลียม คงจะกระทำได้ยาก เนื่องจากความต้องการใช้ภายในประเทศยังคงสูงกว่าความสามารถในการผลิตมาก

84

รายงานประจำปี 2554

ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติทพ่ี สิ จู น์แล้วของประเทศไทยมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนือ่ ง เพราะประเทศไทยผลิต

ก๊าซธรรมชาติขึ้นมาใช้เป็นระยะเวลานานแล้ว แหล่งขนาดใหญ่ส่วนใหญ่มีการผลิตมานานกว่า 20 ปี ทำให้ปริมาณปิโตรเลียม ในแหล่งลดน้อยลง และปัจจุบันยังไม่พบแหล่งใหม่ที่มีปริมาณก๊าซธรรมชาติมากพอที่จะทดแทนปริมาณที่ผลิตไปในแต่ละปี ได้อย่างเพียงพอ โดยในปี 2554 ประเทศไทยมีการจัดหาปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติทพ่ี สิ จู น์แล้ว ทดแทนส่วนทีผ่ ลิตไป (Reserve Replacement Ratio, RRR) ได้เพียงร้อยละ 56 เท่านั้น

2. น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลว ปริมาณสำรองน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลวที่พิสูจน์แล้วของประเทศไทย ณ สิ้นปี 2554 เท่ากับ 451 ล้าน

บาร์เรล ประกอบด้วยส่วนที่มาจากอ่าวไทย บนบก และพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย จำนวน 361 64 และ 26 ล้านบาร์เรล ตามลำดับ เมื่อเปรียบเทียบกับสิ้นปี 2553 แล้ว เพิ่มขึ้น 23 ล้านบาร์เรล หรือประมาณร้อยละ 5 โดยมีรายละเอียดของการ เปลี่ยนแปลงปริมาณสำรองดังกล่าวแสดงอยู่ในแผนภูมิและตาราง

ปริมาณสำรองน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลวที่พิสูจน์แล้วของประเทศไทยเพิ่มขึ้น เนื่องจากการลงทุนพัฒนา แหล่งผลิตอย่างต่อเนื่องของแหล่งสงขลา การเพิ่มอัตราการผลิตในแหล่งสิริกิติ์ และอัตราการผลิตที่สูงกว่าคาดการณ์ไว้ ในแหล่งจัสมิน บานเย็น และอาทิตย์ ในกรณีของน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลวจะไม่วิเคราะห์ R/P ratio เนื่องจาก ประเทศไทยมีความต้องการใช้น้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลวสูงกว่าความสามารถในการผลิตของแหล่งในประเทศมาก จนไม่มีผลต่อภาพรวมของการจัดหา

การเปลี่ยนแปลงปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติเหลวและน้ำมันดิบที่พิสูจน์แล้วจากปี 2553 ถึงปี 2554

ปนิมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว (พันล้านลูกบาศก์ฟุต)

500

451

428

400

ปริมาณสำรองปี 2554 =

-

+

+

+

300 200

ปริมาณสำรอง ณ สิ้นปี 2553 ปริมาณที่ผลิตไปในปี 2554 (1) ปริมาณที่เปลี่ยนแปลงมาจาก P2 และ P3 (2) ปริมาณที่เปลี่ยนแปลงจากการประเมินผลข้อมูลใหม่ (3) ปริมาณที่เพิ่มขึ้นจากโครงสร้างใหม่ (4)

100 0 -100

ปริมาณสำรอง ปี 2553

อ่าวไทย

(1)

(2)

(3)

พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย

พื้นที่แหล่งปิโตรเลียม

ณ สิ้นปี 2553

อ่าวไทย พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย บนบก รวม

337.58 28.56 61.94 428.07

ปริมาณสำรอง ปี 2554

(4)

บนบก

ปริมาณสำรองน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลวที่พิสูจน์แล้ว (ล้านบาร์เรล) ปริมาณที่เปลี่ยนแปลงในช่วงปี 2554 ลดลง จากการผลิต

P2 & P3 เป็น P1

ประเมินผล ข้อมูลใหม่

โครงการ พัฒนาใหม่

(69.10)* (2.76) (9.38) (81.24)

43.39 - - 43.39

44.08 (0.20) 10.63 54.51

4.84 - 1.30 6.14

ณ สิ้นปี 2554

360.79 25.60 64.49 450.88

85

* ตัวเลขที่อยู่ในวงเล็บแสดงปริมาณสำรองที่ลดลง

การผลิตปิโตรเลียม

การผลิตปิโตรเลียมจากแหล่งผลิตภายในประเทศในปี 2554 มีปริมาณรวม 251.5 ล้านบาร์เรลเทียบเท่า น้ำมันดิบ หรือคิดเป็นอัตราเฉลีย่ ประมาณวันละ 687,243 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ ซึง่ เมือ่ เปรียบเทียบกับปี 2553 มีปริมาณลดลงร้อยละ 5.8 โดยจำแนกตามประเภทของปิโตรเลียมได้ดังนี้

ก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas)

การผลิตก๊าซธรรมชาติในปี 2554 มีปริมาณรวม 996,379 ล้านลูกบาศก์ฟุต หรือคิดเป็นอัตราเฉลี่ย 2,729.8 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยมีการผลิตลดลงจากปี 2553 เป็นปริมาณ 47,672 ล้านลูกบาศก์ฟุต หรือลดลงร้อยละ 4.6 แม้ว่าจะมีการผลิตเพิ่มขึ้นจากแหล่งใหม่ๆ ของกลุ่มบริษัทเชฟรอน ดังนี้

1) แหล่งมรกต ในแปลง B12/27 เริม่ การผลิตในเดือนพฤษภาคม 2554 ในอัตราประมาณเดือนละ 600 ล้าน

ลูกบาศก์ฟุต หรือเฉลี่ยวันละ 20 ล้านลูกบาศก์ฟุต

2) การเริ่มผลิตจากแหล่งในพื้นที่ผลิตปลาทองระยะที่ 2 (Platong Gas 2) ได้แก่ แหล่งปลาทองตะวันตก

และแหล่งปะการัง ในเดือนมิถุนายนและกันยายน 2554 ตามลำดับ ซึ่งในช่วงแรกผลิตในปริมาณน้อย

เพื่อส่งก๊าซไปยังแท่นผลิตก๊าซธรรมชาติกลางปลาทอง 1 จนกระทั่งเดือนพฤศจิกายน 2554 จึงผลิต

มากขึ้นและส่งก๊าซไปผ่านกระบวนการผลิต ณ แท่นผลิตกลางปลาทอง 2 รวมกับก๊าซจากแหล่ง

ปลาทองใต้

86

รายงานประจำปี 2554

ทั้งนี้ แท่นผลิตก๊าซธรรมชาติกลางปลาทอง 2 เป็นแท่นผลิตใหม่ ติดตั้งแล้วเสร็จในไตรมาสที่ 2 ของปี 2554 และเริ่มการใช้งานจริงในเดือนพฤศจิกายน 2554 เพื่อรองรับการผลิตก๊าซธรรมชาติในอัตราประมาณ 330 ล้าน ลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ความสามารถสูงสุด 420 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) โดยก๊าซที่เข้าสู่กระบวนการผลิตมาจาก แหล่งปลาทองตะวันตก ปะการัง และปลาทองใต้

สาเหตุที่ทำให้ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติรวมในปี 2554 ลดลง เนื่องจากสาเหตุหลักๆ คือ

1) แหล่งก๊าซธรรมชาติปลาทองต้องหยุดการผลิตในช่วงเดือนมิถุนายน-กรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา

ประมาณหนึ่งเดือน เพราะท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปลาทองไปยังท่อประธานเส้นที่ 1 แตก

เนือ่ งจากอุบตั เิ หตุทเ่ี กิดขึน้ ระหว่างการดำเนินงานวางท่อส่งก๊าซของ ปตท. จากแท่นผลิตก๊าซธรรมชาติกลาง

ปลาทอง 2 ไปยังท่อเส้นประธานเส้นที่ 3 โดยหลังจากดำเนินการแก้ไขแล้วเสร็จ จึงสามารถเริ่มผลิต

ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปลาทองได้บ้าง แต่ก็ไม่เต็มประสิทธิภาพจนกระทั่งเดือนสิงหาคม 2554

2) การหยุดผลิตของแหล่งอาทิตย์เหนือของบริษัท ปตท.สผ. เพราะสิ้นสุดสัญญาการผลิตตั้งแต่เดือน

พฤศจิกายน 2554 รวมทั้งการลดอัตราการผลิตของแหล่งบงกชในเดือนสิงหาคม พฤศจิกายน และ

ธันวาคม เพราะต้องปิดระบบการผลิตบางส่วนหรือทั้งหมดโดยไม่ได้วางแผนล่วงหน้า เนื่องจากความ

เสื่อมสภาพของวัสดุอุปกรณ์ต่างๆ

3) การผลิตจากแหล่งภูฮ่อมของบริษัทเฮสส์ฯ ในภาคตะวันออกเฉียงเหนือลดลงกว่าร้อยละ 50 ในช่วง

ไตรมาสสุดท้ายของปี เพราะความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติลดลง เนื่องจากวิกฤตน้ำท่วม

ก๊าซธรรมชาติเหลว (Condensate)

การผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวหรือคอนเดนเสทในปี 2554 มีปริมาณรวม 30.709 ล้านบาร์เรล หรือ 27.933 ล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบ (เฉลี่ย 76,530 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน) โดยมีการผลิตลดลง 1.4 ล้านบาร์เรล เทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือร้อยละ 5.07 จากปี 2553 ซึ่งมีสาเหตุมาจากการลดลงของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติ ดังที่กล่าวมาแล้ว ทำให้ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวซึ่งเป็นสารพลอยได้ลดลงตามไปด้วย

น้ำมันดิบ (Crude Oil)

87

การผลิ ต น้ ำ มั น ดิ บ ในปี 2554 มี ป ริ ม าณรวม 49.8 ล้ า นบาร์ เรล หรื อ คิ ด เป็ น อั ต ราเฉลี ่ ย 136,516 บาร์เรลต่อวัน โดยมีการผลิตลดลง 5.6 ล้านบาร์เรล หรือร้อยละ 10 จากปี 2553 เนื่องจากปริมาณการผลิต ที่ลดลงของแหล่งน้ำมันดิบในกลุ่มทานตะวันและเบญจมาศในแปลง B8/32 แหล่งจัสมินและบานเย็นในแปลง B5/27 และแหล่งบัวหลวงในแปลง B8/38 แหล่งดังกล่าวผลิตน้ำมันดิบมาช่วงเวลาหนึ่งแล้ว ทำให้ปริมาณน้ำมันดิบในชั้นหิน กักเก็บลดลงและมีน้ำที่อยู่ใต้ชั้นน้ำมันดิบแทรกเข้ามา การผลิตในระยะหลังจึงมีน้ำปะปนขึ้นมากับน้ำมันดิบมากขึ้น และต้องควบคุมปริมาณน้ำด้วยการลดอัตราการผลิตน้ำมันดิบลง นอกจากนั้น ยังมีแหล่งบนบกที่หยุดการผลิต ในเดือนพฤษภาคม 2554 หนึ่งแหล่ง คือ แหล่งอรุโณทัย เพราะผลิตน้ำมันดิบได้น้อยจนไม่คุ้มกับต้นทุนการผลิต

ส่วนแหล่งน้ำมันดิบทีม่ ปี ริมาณการผลิตเพิม่ ขึน้ ได้แก่ แหล่งสงขลา เนือ่ งจากมีการเพิม่ จำนวนหลุมผลิตจากแท่น หลุมผลิตทีต่ ดิ ตัง้ ใหม่ คือ แท่นหลุมผลิตสงขลา-ดี และสงขลา-อี ควบคูไ่ ปกับการเพิม่ เรือกักเก็บน้ำมันดิบประจำแต่ละแท่น โดยเริม่ การผลิตน้ำมันดิบจากทัง้ สองแท่นดังกล่าวในเดือนกรกฎาคมและธันวาคม 2554 ตามลำดับ รวมทัง้ มีแหล่งน้ำมันดิบ บนบกขนาดเล็กหนึ่งแหล่งที่เริ่มการผลิตในเดือนพฤษภาคม 2554 คือ แหล่งหนองผักชี บริเวณจังหวัดสุพรรณบุรี

อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยรายวัน ในช่วงปี 2550-2554 ล้าน ลบ.ฟุต/วัน 3,500 3,000 2,349.55 2,500 2,000 1,500 1,000 500 164.77 0 2550

2,509.47

2,390.26

148.74

2551

2,692.42

168.33

155.48

2552

2,594.15

อ่าวไทย บนบก

135.65

2553

2554

อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวเฉลี่ยรายวัน ในช่วงปี 2550-2554 บาร์เรล/วัน 78,381 100,000

85,413

88,203

83,059

83,756

อ่าวไทย บนบก

10,000 1,000

463

449

434

429

379

100 10 0

2550

2551

2552

2553

2554

อัตราการผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยรายวัน ในช่วงปี 2550-2554 บาร์เรล/วัน 140,000 121,571 119,749 114,017 120,000 109,593 108,612 100,000 80,000 60,000 31,601 31,268 40,000 31,157 27,904 23,956 20,000 0 2550 2551 2552 2553 2554

88

รายงานประจำปี 2554

อ่าวไทย บนบก

แท่นประกอบการผลิต แหล่งก๊าซ แหล่งน้ำมัน พื้นที่ผลิต

ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติรายเดือนในปี 2554 (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

แหล่ง ม.ค.-54 ก.พ.-54 มี.ค.-54 เม.ย.-54 พ.ค.-54 มิ.ย.-54 ก.ค.-54 ส.ค.-54

เอราวัณ บรรพต สตูลใต้ สตูล ปลาแดง ตราด ปลาทอง กะพง สุราษฎร์ ปลาหมึก ยูงทอง กุ้งเหนือ ฟูนาน จักรวาล จักรวาลตะวันตก โกมินทร์ โกมินทร์ใต้ ไพลิน ยะลา ไพลินเหนือ มรกต ปลาทองตะวันตก ปะการัง ปลาทองก๊าซ2* บงกช อาทิตย์เหนือ อาทิตย์ ทานตะวัน ราชพฤกษ์ เบญจมาศ มะลิวัลย์ เบญจมาศเหนือ จามจุรีเหนือ ชบา ลันตา สิรกิ ติ ์ิ และแหล่งอืน่ ๆใน S1 น้ำพอง สินภูฮ่อม รวม

7,453.491 2,189.236 320.963 3,372.458 0.000 1,669.380 134.095 2,471.103 683.177 1,741.237 313.759 81.878 2,840.112 912.717 2,258.470 745.230 1,340.137 7,155.060 1,865.622 7,204.545 0.000 0.000 0.000 0.000 17,134.198 3,729.355 12,501.041 1,079.920 340.580 1,365.200 2,293.780 18.000 34.160 189.637 126.927 1,118.161 566.455 2,576.353 87,826.437

6,779.243 2,057.408 232.843 2,535.971 0.000 1,286.165 127.795 1,863.922 655.955 1,764.931 300.540 106.595 2,811.967 707.911 2,025.443 617.931 1,836.146 6,899.232 1,726.859 6,630.662 0.000 0.000 0.000 0.000 17,746.760 3,374.054 11,282.596 1,058.080 375.870 942.990 1,680.122 25.000 4.990 158.688 112.990 738.519 465.090 2,393.857 81,327.125

7,504.743 2,827.081 44.781 4,202.195 0.000 1,455.811 123.669 1,848.302 791.438 1,822.873 396.683 124.213 2,802.325 714.986 2,126.574 587.533 2,651.588 7,323.413 1,820.456 6,945.825 0.000 0.000 0.000 0.000 19,014.157 3,682.503 12,519.719 1,168.440 346.173 1,300.020 2,381.206 33.470 30.750 199.962 123.950 911.465 545.746 2,843.013 91,215.063

7,430.556 2,482.654 147.142 3,301.682 0.000 1,453.233 98.156 1,152.923 646.536 1,635.314 358.041 64.067 2,548.391 729.382 1,879.621 644.864 2,506.440 7,821.818 2,198.812 6,473.045 0.000 0.000 0.000 0.000 19,098.572 2,936.497 10,032.939 950.740 263.017 1,347.750 2,350.783 61.230 15.890 156.459 150.524 1,579.410 418.709 3,035.551 85,970.749

7,794.535 2,469.227 121.130 3,547.356 0.000 1,738.928 163.554 1,357.839 691.578 1,748.980 397.051 106.705 2,856.678 415.592 1,969.834 529.599 2,756.661 6,807.621 2,715.045 6,244.037 1,119.502 0.000 0.000 0.000 19,141.702 3,295.956 12,590.662 910.730 257.920 1,379.680 2,399.263 30.000 18.680 179.260 96.840 1,200.855 573.840 3,354.536 90,981.376

7,025.381 1,733.126 412.376 2,215.591 0.000 937.580 112.338 1,115.684 482.493 1,628.855 255.187 74.600 2,062.797 589.877 2,097.008 386.765 2,399.440 4,940.478 1,958.425 5,839.829 592.600 29.472 0.000 0.000 18,064.800 3,150.438 10,670.660 845.750 255.435 1,250.690 2,746.707 10.080 4.288 179.638 76.527 1,191.021 539.789 3,288.583 79,164.307

4,259.400 1,306.872 31.819 2,627.880 0.000 965.828 55.141 861.276 294.675 1,145.190 352.637 41.172 2,125.847 735.434 2,308.468 541.647 2,220.833 6,863.065 1,056.702 4,914.130 691.471 49.251 0.000 0.000 19,138.626 2,409.379 11,336.970 583.180 143.535 1,455.950 2,767.350 6.330 0.000 191.502 69.150 1,042.960 549.323 3,013.329 76,156.322

8,105.343 2,160.159 386.790 3,518.018 0.000 997.390 83.196 791.169 519.867 851.216 353.387 3.594 2,748.057 918.689 2,767.475 589.829 2,338.842 7,005.129 1,107.761 5,329.974 533.895 41.769 0.000 0.000 16,849.151 2,307.558 12,101.368 389.520 158.363 1,186.310 1,870.840 8.000 9.680 187.591 60.773 1,249.287 491.580 3,140.822 81,162.392

ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวรายเดือนในปี 2554 (บาร์เรล)

แหล่ง ม.ค.-54 ก.พ.-54 มี.ค.-54 เม.ย.-54 พ.ค.-54 มิ.ย.-54 ก.ค.-54 ส.ค.-54

เอราวัณ บรรพต สตูลใต้ สตูล ปลาแดง ตราด ปลาทอง ฟูนาน จักรวาล จักรวาลตะวันตก

336,692 103,664 0 68,944 0 54,417 0 165,304 34,870 3,177

331,576 63,366 1,245 54,767 0 34,278 0 137,503 22,816 0

*ปลาทองก๊าซ 2 หมายถึง ปลาทองตะวันตก ปลาทองใต้ และปะการัง

90

รายงานประจำปี 2554

365,398 116,018 60 91,706 0 43,127 0 160,746 15,035 270

331,910 90,186 665 87,081 0 47,160 0 145,516 16,987 0

364,194 102,259 2,393 96,224 0 40,927 0 146,305 10,999 0

312,547 62,746 8,195 56,787 0 21,586 0 122,633 9,292 0

217,762 55,692 679 71,644 0 26,534 0 104,211 10,204 0

345,215 89,049 6,839 87,373 0 22,925 0 124,085 84,693 0

7,594.288 2,339.828 351.014 3,328.439 0.000 1,277.380 73.491 1,681.708 536.534 674.532 330.129 43.731 2,583.155 1,037.532 2,753.182 625.686 2,471.429 6,209.523 1,223.632 5,293.078 576.381 3.913 30.377 0.000 19,518.260 2,165.802 9,129.621 300.390 79.793 1,145.280 2,566.202 6.940 17.100 186.959 57.989 1,062.533 421.612 1,838.425 79,535.867

7,725.200 1,845.200 368.902 3,065.900 0.000 1,137.385 78.344 1,236.438 528.200 762.874 344.758 23.663 2,665.606 978.111 2,760.328 607.757 2,405.136 6,607.326 1,165.697 5,311.526 555.138 22.841 21.377 0.000 18,527.163 2,079.750 9,316.179 355.820 85.970 1,200.540 2,688.155 8.810 0.000 187.275 88.930 1,046.552 395.820 1,655.275 77,853.946

7,358.501 1,648.125 625.459 3,525.545 0.000 1,622.026 69.803 1,301.187 589.716 683.616 357.573 36.866 2,284.127 1,075.789 1,774.677 642.422 2,152.249 4,940.478 1,667.836 5,368.246 561.735 0.000 0.000 8,403.762 14,697.824 1,515.787 8,554.652 329.630 60.260 1,119.520 2,385.580 6.520 7.930 139.091 63.200 1,132.131 368.332 1,541.080 78,611.275

7,786.871 1,851.232 293.965 3,739.494 9.657 1,271.374 90.803 1,582.085 791.175 804.561 411.122 53.016 1,950.492 1,184.379 2,289.149 538.065 2,427.829 5,426.531 1,913.638 6,314.659 459.111 0.000 0.000 11,726.499 18,104.855 0.000 8,025.897 363.980 89.860 1,174.660 2,470.200 4.430 6.990 125.010 69.606 1,177.231 381.333 1,664.569 86,574.329

86,817.552 24,910.148 3,337.184 38,980.529 9.657 15,812.481 1,210.384 17,263.637 7,211.345 15,264.179 4,170.867 760.100 30,279.554 10,000.398 27,010.230 7,057.328 27,506.730 77,999.674 20,420.484 71,869.556 5,089.833 147.246 51.754 20,130.261 217,036.068 30,647.079 128,062.304 8,336.180 2,456.776 14,868.590 28,600.189 218.810 150.458 2,081.072 1,097.406 13,450.125 5,717.629 30,345.393 996,379.189

ก.ย.-54 ต.ค.-54 พ.ย.-54 ธ.ค.-54 รวม

317,427 104,800 7,312 77,691 0 39,690 0 98,650 105,886 0

331,321 96,925 7,076 82,532 0 31,308 0 111,368 95,290 0

290,179 81,040 10,319 87,161 0 47,506 0 104,728 45,746 0

299,699 87,496 3,411 96,183 186 31,302 0 81,305 52,596 0

3,843,920 1,053,241 48,194 958,093 186 440,760 0 1,502,354 504,414 3,447

เทียบเท่าน้ำมันดิบ (บาร์เรล)

เฉลี่ย เฉลี่ย (ล้านลบ. ฟุต/เดือน) (ล้านลบ. ฟุต/วัน)

15,140,981.069 4,344,329.811 582,004.890 6,798,204.171 1,684.181 2,757,696.600 211,091.057 3,010,778.206 1,257,658.481 2,662,072.818 727,399.205 132,561.353 5,280,754.218 1,744,069.498 4,710,584.025 1,230,798.090 4,797,173.625 13,603,143.146 3,561,332.497 12,534,050.566 887,666.875 25,679.702 9,025.898 3,510,717.518 37,851,090.259 5,344,850.546 22,334,065.818 1,453,829.792 428,461.734 2,593,082.096 4,987,872.874 38,160.464 26,239.875 362,938.957 191,387.606 2,345,701.817 997,154.562 5,292,236.622 173,768,530.521

7,234.796 2,075.846 278.099 3,248.377 9.657 1,317.707 100.865 1,438.636 600.945 1,272.015 347.572 63.342 2,523.296 833.367 2,250.852 588.111 2,292.227 6,499.973 1,701.707 5,989.130 636.229 29.449 25.877 10,065.130 18,086.339 2,786.098 10,671.859 694.682 204.731 1,239.049 2,383.349 18.234 15.046 173.423 91.451 1,120.844 476.469 2,528.783

237.856 68.247 9.143 106.796 0.312 43.322 3.316 47.298 19.757 41.820 11.427 2.082 82.958 27.398 74.001 19.335 75.361 213.698 55.947 196.903 20.775 0.962 0.848 330.004 594.619 91.484 350.856 22.839 6.731 40.736 78.357 0.599 0.495 5.702 3.007 36.850 15.665 83.138

เทียบเท่าน้ำมันดิบ (บาร์เรล)

เฉลี่ย (บาร์เรล/เดือน)

เฉลี่ย (บาร์เรล/วัน)

3,496,429.632 958,027.559 43,836.808 871,481.393 169.186 400,914.841 0.000 1,366,540.744 458,814.520 3,135.391

320,326.667 87,770.042 4,381.227 79,841.083 186.000 36,729.958 0.000 125,196.125 42,034.458 1,723.500

10,531.288 2,885.590 143.861 2,624.912 6.000 1,207.560 0.000 4,116.037 1,381.955 55.597

91

ก.ย.-54 ต.ค.-54 พ.ย.-54 ธ.ค.-54 รวม

แหล่ง ม.ค.-54 ก.พ.-54 มี.ค.-54 เม.ย.-54 พ.ค.-54 มิ.ย.-54 ก.ค.-54 ส.ค.-54

โกมินทร์ โกมินทร์ใต้ ไพลิน ไพลินเหนือ มรกต ปลาทองก๊าซ2 บงกช อาทิตย์เหนือ อาทิตย์ สินภูฮ่อม รวม

2,352 72,840 388,591 418,605 0 0 611,839 80,272 460,703 12,810 2,815,080

4,044 134,422 362,356 371,188 0 0 593,021 130,555 403,072 11,932.33 2,656,141

4,397 196,441 394,259 364,813 0 0 666,901 152,290 449,698 11,398.50 3,032,557

10,789 171,780 356,533 344,562 0 0 641,155 120,257 341,233 15,418.13 2,721,232

7,588 178,191 190,789 247,682 47,020 0 660,766 125,910 413,587 15,021.86 2,649,855

8,371 166,525 159,431 231,559 29,640 0 623,061 136,359 408,760 14,589.33 2,372,081

6,510 132,461 213,184 303,795 29,939 0 655,341 125,185 380,596 13,265.03 2,347,002

ม.ค.-54

ก.พ.-54

มี.ค.-54

เม.ย.-54

พ.ค.-54

2,283 170,789 55,524 618,646 98,735 35,999 324,475 0 0 161,546 42,850 600,777 92,235 45,092 15,324 71,867 219,783 206,466 398,047 181,932 195,931 761,534 529 7,391 5,142 115 360 12,996 3,384 5,774 2,868 0 12,620 0 2,341 2,042 0 72,437

มิ.ย.-54

2,850 148,394 50,500 572,023 66,480 23,467 336,625 2,501 0 142,455 49,267 546,946 123,030 32,845 3,515 75,172 190,981 216,977 372,696 158,592 230,854 761,358 527 7,129 4,477 108 193 13,116 3,281 5,596 2,782 0 12,005 0 2,653 5,499 68 60,112

ก.ค.-54

5,735 137,228 49,468 490,978 68,634 22,072 289,900 0 0 150,311 32,962 623,484 100,786 36,650 9,939 61,731 184,225 179,788 394,166 156,489 256,052 783,871 553 7,183 4,854 121 221 12,180 3,435 5,439 2,344 0 11,833 0 3,268 5,882 173 70,522

6,045 126,183 69,682 479,259 64,852 424 311,775 0 0 144,866 24,924 611,773 90,252 40,534 11,466 30,676 161,033 337,993 394,693 142,056 310,831 787,604 543 7,047 4,491 120 219 11,737 3,461 5,211 2,504 0 11,267 7,170 4,339 5,937 161 74,322

9,810 9,020 6,535 0 1,120 3,800,559

9,149 18,782 7,217 0 1,123 4,284,422

8,263 13,763 688 0 998 3,845,957

8,480 16,297 0 0 1,002 4,453,611

7,636 18,673 0 0 1,032 4,252,413

7,061 18,688 0 0 1,076 4,189,302

20,697 13,923 0 0 1,070 4,321,139

5,034

6,647

6,635

7,724

7,915

7,788

8,178

ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบรายเดือนในปี 2554 (บาร์เรล)

แหล่ง

ปลาทอง 608 กะพง 240,802 สุราษฎร์ 52,679 ปลาหมึก 507,785 ยูงทอง 110,143 กุ้งเหนือ 96,372 ยะลา 220,034 ปลาทองตะวันตก 0 ปะการัง 0 ทานตะวัน 83,284 ราชพฤกษ์ 89,402 เบญจมาศ 641,980 มะลิวัลย์ 104,129 เบญจมาศเหนือ 44,121 จามจุรีเหนือ 684 ชบา 90,953 ลันตา 235,953 สงขลา 235,370 จัสมิน 383,991 บานเย็น 159,324 บัวหลวง 212,252 สิรกิ ติ ์ิ และแหล่งอืน่ ๆใน S1 644,111 กำแพงแสน 562 อู่ทอง 7,926 สังฆจาย 7,899 บึงกระเทียม 136 หนองผักชี 0 บึงหญ้า 14,650 บึงม่วง 3,548 บึงหญ้าตะวันตก 8,083 บึงม่วงตะวันตก 2,856 หนองสะ 0 บึงหญ้าเหนือ 12,905 บึงม่วงใต้ 0 วิเชียรบุรี 3,136 นาสนุ่น 3,833 ศรีเทพ 0 นาสนุ่นตะวันออก 79,411 และบ่อรังเหนือ แอล33 12,932 แอล53 10,491 อรุโณทัย 0 บูรพา 0 ฝาง 1,120 รวม 4,323,464

สิริกิติ์(แอลพีจี,ตัน) 6,707

รายงานประจำปี 2554

92

896 214,666 55,233 477,532 124,852 75,852 223,586 0 0 88,266 80,334 490,692 98,639 35,376 197 71,725 172,667 237,960 374,654 135,252 172,962 526,234 516 6,986 5,862 111 0 13,840 3,022 6,612 2,596 0 11,375 0 3,638 2,550 0 59,392

565 236,160 71,743 483,533 119,133 53,796 196,799 0 0 91,943 77,993 615,728 108,086 38,922 9,055 97,554 192,642 274,413 425,693 115,623 194,486 694,682 565 7,501 5,716 119 0 14,634 3,191 6,513 2,837 0 12,330 0 4,076 2,420 0 89,702

387 139,017 47,354 357,261 80,828 29,997 279,938 0 0 90,272 58,089 622,090 87,196 47,073 11,650 69,477 216,528 231,960 402,238 131,888 161,704 635,641 529 7,129 5,304 113 0 13,410 3,285 5,780 2,481 0 11,938 0 3,665 191 0 67,832

4,903 99,564 170,857 353,450 16,470 0 601,525 108,182 355,948 14,446 2,485,524

ส.ค.-54

ก.ย.-54 ต.ค.-54 พ.ย.-54 ธ.ค.-54 รวม

เทียบเท่าน้ำมันดิบ (บาร์เรล)

เฉลี่ย (บาร์เรล/เดือน)

เฉลี่ย (บาร์เรล/วัน)

3,496 4,200 4,796 2,175 63,621 57,869.207 5,301.708 174.303 83,166 91,365 72,341 133,026 1,532,122 1,393,618.171 127,676.833 4,197.595 199,610 185,234 159,431 185,582 2,965,857 2,697,743.072 247,154.708 8,125.634 227,386 290,418 231,559 236,606 3,621,623 3,294,228.281 301,801.917 9,922.255 21,162 18,816 17,699 18,201 198,947 180,962.206 24,868.377 812.029 0 0 223,606 336,979 560,585 509,908.116 280,292.500 9,189.918 617,198 628,355 565,740 638,040 7,502,942 6,824,676.043 625,245.167 20,556.005 117,863 98,955 76,000 0 1,271,827 1,156,853.448 115,620.597 3,796.497 326,803 334,022 310,202 314,515 4,499,139 4,092,416.834 374,928.250 12,326.408 6,948 8,603 6,396 7,707 138,535 126,011.745 11,544.612 379.549 2,355,088 2,415,784 2,334,450 2,525,009 30,709,803 27,933,637

5,670 122,272 60,258 400,613 62,012 16,678 233,622 0 2,148 105,418 19,869 608,628 86,696 27,592 7,884 59,880 161,316 419,802 379,945 124,146 315,230 723,503 519 6,684 4,155 111 208 11,059 3,373 5,197 2,452 0 10,605 18,396 3,652 8,288 199 62,562

1,767 124,228 64,970 413,850 78,992 8,566 272,699 0 0 136,369 29,596 654,386 88,753 26,891 0 45,278 154,281 458,025 382,855 124,323 282,978 467,902 460 4,606 2,876 87 151 11,095 3,254 4,426 2,516 0 10,381 8,212 4,332 7,354 217 54,533

452 149,824 103,717 378,466 86,892 38,773 285,012 0 0 122,922 30,093 581,304 114,868 27,494 2,240 57,188 141,920 413,645 361,055 91,383 261,543 765,462 58 2,277 1,902 87 151 10,531 2,969 4,040 2,331 40 10,460 4,523 4,244 4,872 173 55,879

868 166,365 114,359 406,255 72,633 24,087 278,747 0 0 114,867 39,253 582,439 106,698 21,633 888 59,295 162,437 359,818 365,565 99,285 246,222 777,981 536 8,737 4,888 96 0 10,425 3,142 4,257 2,745 55 11,083 4,123 3,926 5,982 199 69,611

28,126 1,975,928 795,487 5,586,201 1,034,186 426,083 3,253,212 2,501 2,148 1,432,519 574,632 7,180,227 1,201,368 424,223 72,842 790,796 2,193,766 3,572,217 4,635,598 1,620,293 2,841,045 8,329,883 5,897 80,597 57,564 1,323 1,504 149,672 39,343 66,928 31,312 95 138,801 42,425 43,270 54,849 1,190 816,315

18,552 13,274 0 0 1,069 4,113,537

17,115 13,144 0 0 1,069 3,962,536

3,549 11,038 0 0 1,069 4,134,446

3,131 13,561 0 0 1,069 4,147,262

126,373 170,655 14,439 0 12,817 49,828,649

เฉลี่ย (บาร์เรล/เดือน)

เฉลี่ย (บาร์เรล/วัน)

2,344 164,661 66,291 465,517 86,182 35,507 271,101 2,501 2,148 119,377 47,886 598,352 100,114 35,352 6,622 65,900 182,814 297,685 386,300 135,024 236,754 694,157 491 6,716 4,797 110 215 12,473 3,279 5,577 2,609 48 11,567 8,485 3,606 4,571 170 68,026

77 5,413 2,179 15,304 2,833 1,167 8,912 83 72 3,924 1,574 19,671 3,291 1,162 217 2,166 6,010 9,786 12,700 4,439 7,783 22,821 16 220 157 4 6 410 107 183 85 2 380 277 118 150 6 2,236

10,531 14,221 4,813 0 1,068

346 467 160 0 35

7,681 6,769 7,449 7,805 86,333 7,194 236

93

ก.ย.-54 ต.ค.-54 พ.ย.-54 ธ.ค.-54 รวม

รายได้จากการประกอบกิจการปิโตรเลียม

รายได้ของรัฐจากการประกอบกิจการปิโตรเลียมของผูร้ บั สัมปทานปิโตรเลียมสามารถแบ่งได้เป็นสองส่วน คือ ส่วนแรกประกอบด้วยค่าภาคหลวงปิโตรเลียม และเงินผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ (SRB) ซึ่งจัดเก็บโดย กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติภายใต้พระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม พ.ศ. 2514 ส่วนทีส่ องเป็นภาษีเงินได้ปโิ ตรเลียมซึง่ จัดเก็บ โดยกรมสรรพากรภายใต้พระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ.2514

ค่าภาคหลวงปิโตรเลียม

ในปี 2554 รัฐจัดเก็บค่าภาคหลวงเป็นเงิน 51,044 ล้านบาท จากปริมาณการขายปิโตรเลียมซึ่งประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติ คอนเดนเสท น้ำมันดิบ และก๊าซปิโตรเลียมเหลว คิดเป็นมูลค่าปิโตรเลียมทั้งสิ้น 421,627 ล้านบาท รายละเอียดดังแสดงในตาราง ปริมาณขายปิโตรเลียม

ก๊าซธรรมชาติ 924,722 ล้านลูกบาศก์ฟุต ก๊าซธรรมชาติเหลว 29 ล้านบาร์เรล น้ำมันดิบ 49 ล้านบาร์เรล ก๊าซปิโตรเลียมเหลว 91 ล้านกิโลกรัม

มูลค่าปิโตรเลียม (ล้านบาท)

ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

170,991 91,893 157,941 802

21,350 11,486 18,108 100

ในปี 2554 ได้มีการจัดสรรค่าภาคหลวงจากแหล่งผลิตบนบกและแหล่งผลิตในทะเลที่อยู่ภายในเส้นฐานตรง และน่านน้ำภายในให้แก่องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรวมเป็นเงิน 3,279 ล้านบาท ดังรายละเอียดในตาราง หน่วย : ล้านบาท

ค่าภาคหลวงที่จัดเก็บได้ นำส่งเป็นรายได้แผ่นดิน องค์การบริหารส่วนตำบล (อบต.) ในพื้นที่ผลิตปิโตรเลียม ร้อยละ 20 (80 แห่ง) จัดสรรให้ อบต. ทั่วประเทศ และเทศบาลต่างๆ ร้อยละ 20 (7,777 แห่ง) องค์การบริหารส่วนจังหวัด (อบจ.) ร้อยละ 20 (9 แห่ง)

แหล่งผลิตในอ่าวไทย

แหล่งผลิตบนบก

รวม

45,083.03 44,574.10 169.64

4,616.96 1,846.79 923.39

49,699.99 46,420.89 1.093.03

169.64

923.39

1.093.03

169.64

923.39

1.093.03

* อบจ. 9 แห่ง ได้แก่ กำแพงเพชร พิษณุโลก สุโขทัย ขอนแก่น นครปฐม สุพรรณบุรี เพชรบูรณ์ อุดรธานี และสงขลา

94

รายงานประจำปี 2554

ประเทศไทยเริ่มมีการผลิตปิโตรเลียมในปี 2524 และเมื่อนับรวมจนถึงสิ้นปี 2554 สามารถผลิตปิโตรเลียม คิดเป็นมูลค่ารวมทั้งสิ้น 3,415,928 ล้านบาท โดยรัฐจัดเก็บค่าภาคหลวงปิโตรเลียมได้รวมทั้งสิ้น 425,310 ล้านบาท รายละเอียดดังแสดงในตาราง ปริมาณขายปิโตรเลียม

ก๊าซธรรมชาติ 14,704,207 ล้านลูกบาศก์ฟุต ก๊าซธรรมชาติเหลว 439 ล้านบาร์เรล น้ำมันดิบ 613 ล้านบาร์เรล ก๊าซปิโตรเลียมเหลว 2,097 ล้านกิโลกรัม

มูลค่าปิโตรเลียม (ล้านบาท)

1,661,382 648,477 1,088,329 17,741

ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

208,320 81,062 133,710 2,218

เงินผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ (SRB)

เงินผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ (Special Remuneratory Benefits - SRB) เป็นผลประโยชน์ของรัฐทีจ่ ดั เก็บ เพิ ่ ม เติ ม จากค่ า ภาคหลวง โดยจั ด เก็ บ ในเดื อ นพฤษภาคมของทุ ก ปี จ ากผู ้ ร ั บ สั ม ปทานในระบบ Thailand III ที่มีผลกำไรเกิดขึ้นจากการผลิตปิโตรเลียมในรอบปีที่ผ่านมามากเกินกว่าที่ควรจะได้รับตามปกติหลังจากหักค่าใช้จ่าย ในการลงทุนหมดแล้ว ตามข้อกำหนดในหมวด 7 ทวิ ของพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดย พระราชบัญญัตปิ โิ ตรเลียม (ฉบับที่ 4) พ.ศ.2532 ทีเ่ อือ้ ให้รฐั สามารถจัดเก็บรายได้เพิม่ ขึน้ ในกรณีทร่ี าคาปิโตรเลียมสูงขึน้ หรือพบแหล่งปิโตรเลียมทีม่ สี มรรถนะเชิงพาณิชย์สงู มาก อย่างไรก็ตาม ข้อกำหนดนีไ้ ม่สามารถบังคับใช้ยอ้ นหลังกับผูร้ บั สัมปทานในระบบ Thailand I ได้

ในเดือนพฤษภาคม 2554 และ 2555 รัฐจัดเก็บรายได้ในส่วนของ SRB จากผลกำไรประจำปี 2553 และ 2554 ของผูร้ บั สัมปทาน 10 บริษทั ใน 4 แปลงสำรวจ เป็นเงิน 3,389 และ 3,986 ล้านบาท ตามลำดับ โดยมียอดรวมทีจ่ ดั เก็บ ได้ตั้งแต่ปี 2547 จนถึงปัจจุบันเป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 38,947 ล้านบาท

ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม

นอกจากค่าภาคหลวงและเงินผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ (SRB) แล้ว รัฐโดยกรมสรรพากรยังจัดเก็บภาษีเงินได้ ปิโตรเลียมในอัตราร้อยละ 50 ของกำไรสุทธิจากผลการประกอบกิจการปิโตรเลียมของผูร้ บั สัมปทานในเดือนพฤษภาคม ของทุกปีด้วย โดยในเดือนพฤษภาคม 2554 และ 2555 รัฐจัดเก็บภาษีเงินได้ปิโตรเลียมสำหรับปีภาษี 2553 และ 2554 ได้เป็นจำนวนเงิน 81,240 และ 81,778 ล้านบาท ตามลำดับ เป็นผลให้มจี ำนวนเงินภาษีเงินได้ปโิ ตรเลียมทีจ่ ดั เก็บได้นบั ตั้งแต่ปี 2528 จนถึงปัจจุบันรวมทั้งสิ้น 695,765 ล้านบาท จากผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม 30 บริษัท

การผลิตปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทานตั้งแต่ปี 2524 จนถึงปี 2554 ส่งผลให้มีการขายปิโตรเลียมได้เป็นมูลค่า ทั้งสิ้น 3,415,928 ล้านบาท โดยรัฐสามารถจัดเก็บรายได้รวมทั้งสิ้น 1,160,022 ล้านบาท ซึ่งประกอบด้วยค่าภาคหลวง 425,310 ล้านบาท เงินผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ 38,947 ล้านบาท และภาษีเงินได้ปิโตรเลียม 695,765 ล้านบาท ในขณะทีผ่ รู้ บั สัมปทานปิโตรเลียมมีการใช้จา่ ยเงินลงทุนในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเพือ่ ค้นหาและนำปิโตรเลียม ขึน้ มาใช้ประโยชน์ตง้ั แต่เริม่ แรกจนถึงสิน้ ปี 2554 รวมทัง้ สิน้ 1,459,082 ล้านบาท ดังนัน้ หากเปรียบเทียบรายได้หลังจาก หักเงินลงทุนแล้ว รัฐจะมีรายได้คดิ เป็นสัดส่วนร้อยละ 59 และคงเหลือเป็นสัดส่วนรายได้ของผูป้ ระกอบการร้อยละ 41

95

สัดส่วนผลประโยชน์ที่รัฐได้รับจากการประกอบกิจการปิโตรเลียม

ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวงของก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ แหล่งผลิต

2524-2533 2534-2543 2544-2548

2549

2550

2551

2552

2553

2554

รวม

เอราวัณ - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต) - มูลค่า (ล้านบาท) - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

614,049.60 995,249.95 476,787.89 97,038.37 97,230.98 92,291.41 85,823.60 89,432.54 83,851.77 2,631,756.11 34,280.72 59,181.00 48,754.40 11,117.86 12,163.16 12,312.54 13,752.09 13,586.16 13,290.46 218,438.38 4,303.03

7,397.60

6,094.30

1,389.73 1,520.40

1,539.07

1,719.01

1,698.27

1,661.31 27,322.71

บรรพตและสตูลใต้ - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต) - มูลค่า (ล้านบาท)

76,693.50 239,899.98 86,801.68 27,666.81 30,868.13 26,173.40 20,743.44 28,414.35 28,220.55 565,481.84 4,439.66 16,545.39

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

554.95

2,068.14

9,766.73 1,220.84

3,544.13 4,025.12 443.02

503.14

3,397.19

3,167.13

4,725.70

424.65

395.89

590.71

5,545.15 55,156.20 693.14

6,894.48

สตูล ปลาแดง และตราด - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต) - มูลค่า (ล้านบาท) - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

327,300.43 755,173.32 349,689.80 67,157.58 64,056.35 56,629.14 41,972.08 53,833.71 54,786.19 1,770,598.60 19,128.17 52,599.29 41,130.73 2,391.02

6,574.96

5,141.47

8,778.27 8,381.66

7,518.23

6,389.31

1,097.28 1,047.71

939.78

798.66

8,367.80 10,292.63 162,586.09 1,045.97

1,286.58 20,323.44

ปลาทอง กะพง สุราษฎร์ ปลาหมึก กุ้งเหนือ และปลาทองใต้ - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

161,373.79 291,320.34 125,233.77 40,519.62 52,937.34 46,023.82 43,629.79 47,348.99 55,251.62 863,639.09

- มูลค่า (ล้านบาท)

9,160.55 18,860.54 12,780.84

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1,145.07

2,357.18

1,597.60

4,561.26 6,242.26 570.16

780.28

5,765.31

6,215.17

6,741.66

9,841.90 80,169.49

720.66

776.90

842.71

1,230.24 10,020.80

ฟูนาน จักรวาล จักรวาลตะวันตก และโกมินทร์ - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

669,706.46 440,905.21 103,490.30 115,224.94 104,199.77 66,434.65 87,868.78 89,894.45 1,677,724.56

- มูลค่า (ล้านบาท)

47,703.05 49,512.03 12,707.11 14,592.69 13,571.51 10,143.38 13,591.69 17,148.81 178,970.27

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

5,962.85

6,189.00

1,588.39 1,824.09

1,696.44

1,267.92

1,698.96

2,143.60 22,371.25

ไพลินและมรกต - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

81,689.01 537,076.85 141,629.16 145,533.89 142,879.32 132,942.49 132,217.76 134,201.13 1,448,169.61

- มูลค่า (ล้านบาท)

7,329.23 65,619.15 19,845.51 23,145.48 24,484.20 26,840.01 29,264.18 24,761.15 221,288.90

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

916.15

- ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

- มูลค่า (ล้านบาท)

3,639.91

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

454.99

8,202.39

2,480.69 2,893.18

3,060.52

3,355.00

3,658.02

3,095.14 27,661.11

ยะลา 36,039.70 14,228.43 22,255.33 38,584.03 39,015.29 34,650.48 22,708.40 207,481.66 1,594.79 2,630.07 199.35

328.76

4,919.51

5,564.63

4,769.59

614.94

695.58

596.20

4,001.24 27,119.76 500.16

3,389.97

บงกช - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

981,419.17 1,023,305.43 218,262.34 221,647.63 215,095.21 188,457.92 214,034.95 215,549.06 3,277,771.71

- มูลค่า (ล้านบาท)

76,698.06 129,785.49 37,851.80 37,523.30 43,988.00 36,018.90 41,007.33 45,281.47 448,154.35

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

9,587.25 16,223.19

4,731.48 4,690.41

5,498.50

4,502.36

5,125.92

5,660.18 56,019.29

อาทิตย์ - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

85,687.33 135,349.12 148,559.19 128,177.80 497,773.44

- มูลค่า (ล้านบาท)

12,018.12 20,577.53 22,591.38 19,127.57 74,314.59

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1,502.27

2,572.19

2,823.92

2,390.95

9,289.32

9,479.42

4,694.97

4,337.91

6,593.40 314,648.40 348.68 16,872.75

สิริกิติ์ สิริกิติ์ตะวันตก และปรือกระเทียม - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต) - มูลค่า (ล้านบาท)

52,656.31 136,727.29 74,897.48 14,505.89 10,755.73 1,838.35

7,115.32

5,222.84

770.37

595.95

470.98

267.20

243.06

229.79

898.40

652.85

96.30

74.49

58.87

33.40

30.38

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

96

รายงานประจำปี 2554

43.58

2,118.08

แหล่งผลิต

2524-2533 2534-2543 2544-2548

2549

2550

2551

2552

2553

2554

รวม

8,474.79

7,113.47

6,638.67

5,669.24 384,643.87

1,745.55

1,150.36

1,208.64

1,300.67 32,983.86

218.19

143.79

151.08

8,324.93 10,877.01

7,940.47

7,676.69 257,439.35 1,238.76 24,157.30

น้ำพอง - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

26.46 249,578.55 86,414.30 11,253.72 9,474.67

- มูลค่า (ล้านบาท)

0.86 14,502.04

9,743.43

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

0.11

1,217.93

1,812.75

1,787.10 1,545.21 223.39

193.15

162.58

4,122.97

ทานตะวัน - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

104,903.80 96,421.06 13,958.46 7,336.92

- มูลค่า (ล้านบาท)

7,094.31

8,806.13

1,725.27

894.96

1,408.02

1,657.37

1,332.47

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

718.10

1,208.47

237.52

121.71

187.66

221.40

176.36

158.82

3,030.03

เบญจมาศ มะลิวัลย์ และจามจุรี - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

43,367.56 261,665.23 55,807.36 60,102.13 49,248.93 49,688.55 46,468.36 43,983.84 610,331.96

- มูลค่า (ล้านบาท)

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

494.55

- ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

- มูลค่า (ล้านบาท) - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

3,957.16 27,722.62

7,794.46 7,866.70

8,573.68

7,980.91

8,213.66

7,841.54 79,950.73

3,760.94

1,072.73 1,068.57

1,143.85

1,067.64

1,088.35

1,008.60 10,705.23

3,376.28

2,621.01 2,594.60

1,616.37

1,529.67

1,383.03

2,285.24 15,406.20

351.73

321.73

311.79

295.55

231.60

216.17

385.11

2,113.69

43.97

40.22

38.97

36.94

28.95

27.02

48.14

264.21

- ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

- มูลค่า (ล้านบาท)

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

49.30

- ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

- มูลค่า (ล้านบาท)

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

- ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

ราชพฤกษ์

สินภูฮ่อม 2,232.53 31,211.73 30,320.91 31,040.50 31,829.10 30,345.26 156,980.03 394.43 5,852.12

8,019.07

5,826.66

7,080.13

8,144.08 35,316.48

731.52

1,002.38

728.33

885.02

1,018.00

4,414.56

1,710.65

859.57

1,208.74

1,061.08

4,840.04

315.80

138.57

197.82

185.51

837.70

24.43

10.93

14.94

12.10

62.40

206.69

1,466.27

4,170.51

5,843.47

- มูลค่า (ล้านบาท)

25.00

205.45

689.62

920.06

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1.25

10.91

39.54

51.70

- ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

1,496.90

1,884.17

2,078.14

5,459.21

- มูลค่า (ล้านบาท)

183.67

280.42

318.48

782.57

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

24.69

37.22

40.88

102.79

- ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต)

6,461.64

6,461.64

- มูลค่า (ล้านบาท)

1,248.38

1,248.38

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

156.05

156.05

ลันตา

ยูงทอง

ชบา

ปะการัง

ก๊าซธรรมชาติจากทุกแหล่งผลิต - ปริมาณการขาย (ล้านลูกบาศก์ฟุต) 1,232,100.09 4,549,035.45 3,598,614.69 810,371.58 871,230.36 916,739.43 861,875.70 939,517.47 922,966.01 14,702,450.78 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

68,848.31 311,585.39 412,836.01 112,794.10 125,770.49 148,803.26 146,129.48 163,623.32 170,991.21 1,661,381.56 8,623.96 38,787.94 52,007.94 14,219.54 15,816.37 18,669.16 18,343.91 20,501.96 21,349.61 208,320.40

97

- มูลค่า (ล้านบาท)

ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวงของก๊าซธรรมชาติเหลวที่ผลิตได้ แหล่งผลิต

2524-2533 2534-2543 2544-2548

2549

2550

2551

2552

2553

2554

รวม

3,813.46 94,439.66

เอราวัณ - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

22,101.94 33,243.95 17,057.57

3,420.76 3,730.69

3,306.18

3,854.66

3,910.46

- มูลค่า (ล้านบาท)

12,257.33 18,677.07 23,391.95

7,765.41 8,837.76

9,773.69

7,583.53

8,922.49 11,880.78 109,090.02

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1,517.01

2,334.62

2,924.00

970.68 1,104.72

1,221.71

947.94

1,115.31

1,485.01 13,621.08

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

3,111.48

1,691.26

1,154.70

935.52 1,071.43

806.45

538.76

1,146.16

1,049.17 11,504.94

- มูลค่า (ล้านบาท)

1,613.90

1,058.88

1,885.80

2,140.60 2,573.30

2,580.82

1,087.49

2,606.85

3,264.81 18,812.46

199.93

132.35

235.73

321.66

322.60

135.94

325.86

408.10

10,286.83 28,635.67

8,187.98

1,120.39 1,408.39

1,543.94

1,073.94

961.68

977.20 54,196.03

4,924.60 15,728.47 10,903.37

2,609.03 3,352.94

4,714.09

2,055.18

2,193.64

3,059.84 49,541.14

บรรพต

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

267.57

2,349.73

สตูลและสตูลใต้ - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล) - มูลค่า (ล้านบาท) - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

643.49

1,966.02

1,362.92

326.13

419.12

589.26

256.90

274.20

382.48

6,220.52

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

8,409.88 11,980.88

737.40

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

249.82 21,377.99

- มูลค่า (ล้านบาท)

4,031.58

6,980.73

796.69

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

795.00 12,604.01

496.95

872.56

99.59

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

ปลาทอง กะพง และปลาทองใต้

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

99.38

1,568.47

ฟูนาน - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

17,218.76

7,660.15

986.20 2,230.48

2,651.01

1,832.67

1,675.84

1,463.77 35,718.88

- มูลค่า (ล้านบาท)

9,519.40

9,419.15

2,222.12 5,331.42

8,195.79

3,574.93

3,826.32

4,545.28 46,634.40

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1,189.90

1,177.39

666.43

1,024.47

446.87

478.29

568.16

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

3,758.38

3,180.77

1,494.30 1,089.69

708.74

371.40

499.86

438.22 11,541.35

- มูลค่า (ล้านบาท)

2,560.27

4,790.67

3,509.90 2,571.42

2,210.69

714.47

1,127.46

1,355.31 18,840.19

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

320.01

598.83

438.74

321.43

276.34

89.31

140.93

169.41

2,355.00

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

1,600.38

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

1,600.38

- มูลค่า (ล้านบาท)

776.81

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

776.81

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

97.36

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

97.36

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

3,393.68

4,483.05

364.94

156.57

191.72

211.85

862.01

1,594.02 11,257.91

- มูลค่า (ล้านบาท)

2,085.75

6,487.31

850.95

367.61

604.66

446.11

1,964.88

5,018.85 17,826.10

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

260.69

809.75

106.37

45.95

75.58

55.76

245.61

627.36

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

2,430.88

5,505.64

1,907.14 1,135.82

334.77

224.87

510.93

488.49 12,538.55

- มูลค่า (ล้านบาท)

2,068.41

7,110.08

4,445.58 2,596.36

1,072.67

465.08

1,144.64

1,516.28 20,419.01

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

258.53

888.76

555.70

324.55

134.08

58.13

143.08

189.53

2,552.37

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

146.36

0.90

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

147.27

- มูลค่า (ล้านบาท)

119.60

0.93

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

120.53

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

14.94

0.12

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

15.05

277.77

5,829.28

จักรวาล

สุราษฎร์

โกมินทร์

2,227.07

ปลาแดงและตราด

ปลาหมึก

98

รายงานประจำปี 2554

แหล่งผลิต

2524-2533 2534-2543 2544-2548

2549

2550

2551

2552

2553

2554

รวม

6,299.72

5,644.55

5,720.70

5,672.10 64,920.33

ไพลินและมรกต - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

5,290.09 22,777.75

6,809.53 6,705.88

- มูลค่า (ล้านบาท)

4,879.21 32,482.36 15,929.48 15,984.45 18,846.00 10,961.00 13,134.27 17,742.70 129,959.46

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

609.51

4,060.29

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

- มูลค่า (ล้านบาท)

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1,991.19 1,998.06

2,355.75

1,370.12

1,641.78

2,217.84 16,244.54

4,633.46

6,130.77

6,631.31

5,799.22 23,194.76

อาทิตย์ 14,547.06 12,162.06 15,703.38 18,546.99 60,959.49 1,818.38

1,520.26

1,962.92

2,318.37

7,619.94

7,212.90

6,649.17

7,219.18

7,451.04 95,694.17

บงกช - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

23,803.66 30,418.68

6,619.12 6,320.43

- มูลค่า (ล้านบาท)

15,768.02 40,420.85 15,149.46 14,869.48 21,665.82 12,966.40 16,383.43 23,100.34 160,323.80

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1,970.98

5,052.61

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

10.34

- มูลค่า (ล้านบาท)

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

- มูลค่า (ล้านบาท)

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1,893.68 1,858.69

2,708.23

1,620.80

2,047.93

2,887.54 20,040.45

170.98

157.97

163.20

158.25

138.73

799.48

19.80

392.46

444.57

289.92

356.11

424.42

1,927.28

2.48

49.06

55.57

36.24

44.51

53.05

240.91

201.90

201.90

641.94

641.94

80.24

80.24

สินภูฮ่อม

ปะการัง

ก๊าซธรรมชาติเหลวจากทุกแหล่งผลิต - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

43,910.14 133,193.97 101,164.58 23,668.25 24,020.36 27,846.86 26,695.84 29,296.47 29,337.13 439,133.59

- มูลค่า (ล้านบาท)

22,827.42 80,222.62 137,689.17 54,642.33 56,877.18 84,655.86 52,306.16 67,363.45 91,892.54 648,476.73 2,857.37 10,027.47 17,209.98

6,830.29 7,109.65 10,581.98

6,538.27

8,420.43 11,486.57 81,062.02

99

- ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

ปริมาณการขาย มูลค่า และค่าภาคหลวงของน้ำมันดิบ (และก๊าซปิโตรเลียมเหลว) ที่ผลิตได้ แหล่งผลิต

2524-2533 2534-2543 2544-2548

2549

2550

2551

2552

2553

2554

รวม

สิริกิติ์ (ก๊าซปิโตรเลียมเหลว) - ปริมาณการขาย (ล้านกิโลกรัม) 41.10 1,018.18 519.09 96.52 96.39 89.65 72.41 72.69 90.89 2,096.92 - มูลค่า (ล้านบาท) 251.51 6,856.25 5,439.26 1,060.62 984.86 901.85 734.02 710.78 802.17 17,741.33 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท) 31.44 857.02 679.91 132.58 123.11 112.73 91.75 88.85 100.27 2,217.65 ปลาทอง - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

3,458.36 176.47 130.71 258.75 54.92 7.69 27.98 4,114.88 - มูลค่า (ล้านบาท)

4,735.33 449.34 369.81 881.90 96.77 18.59 91.66 6,643.39 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

591.92 56.17 46.23 110.24 12.01 2.32 11.46 830.42 กะพง - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

2,609.90 1,097.60 1,446.08 922.89 697.29 1,816.26 1,985.39 10,575.42 - มูลค่า (ล้านบาท)

4,907.64 2,733.05 3,431.45 2,968.78 1,535.80 4,490.86 6,481.87 26,549.44 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

613.45 341.63 428.93 371.01 191.97 561.36 810.23 3,318.68 ปลาหมึก - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

14,146.60 7,830.90 8,161.93 6,035.31 5,537.53 6,409.97 4,684.75 52,806.99 - มูลค่า (ล้านบาท)

23,064.22 18,875.46 18,949.01 19,280.47 11,752.04 15,885.31 15,260.55 123,067.06 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

2,883.03 2,359.43 2,368.63 2,410.06 1,469.00 1,985.66 1,907.57 15,383.38 สุราษฎร์ - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

2,589.83 912.11 786.22 655.85 1,568.30 1,009.83 1,724.14 9,246.29 - มูลค่า (ล้านบาท)

4,192.71 2,248.56 1,862.66 2,169.88 3,497.28 2,508.04 5,744.81 22,223.93 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

524.09 281.07 232.83 271.23 437.16 313.51 718.10 2,777.99 ยะลา - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

7,331.76 3,661.17 3,595.87 5,034.88 3,569.67 4,607.69 3,353.23 31,154.28 - มูลค่า (ล้านบาท)

12,549.39 8,925.15 8,728.47 15,921.46 7,812.11 11,450.37 11,055.82 76,442.76 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1,568.67 1,115.64 1,091.06 1,990.18 976.51 1,431.30 1,381.98 9,555.34 ปลาแดง ตราด และสตูล - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

205.09 5.64 0.00 0.00 0.00 210.73 - มูลค่า (ล้านบาท)

482.84 16.88 0.00 0.00 0.00 499.72 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

60.35 2.11 0.00 0.00 0.00 62.47 จัสมิน - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

1,959.21 3,018.65 7,077.26 7,266.67 7,263.88 6,564.87 6,220.76 39,371.31 - มูลค่า (ล้านบาท)

3,949.52 6,674.32 15,521.19 20,713.18 14,536.95 15,660.45 19,571.18 96,626.79 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

493.69 834.29 1,940.15 2,589.15 1,817.12 1,957.56 2,446.48 12,078.43 สิริกิติ์ และแหล่งอื่นในแปลง S1 - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล) 50,191.72 77,141.28 34,928.63 6,778.34 7,418.88 7,606.71 7,695.68 7,923.96 8,324.88 208,010.08 - มูลค่า (ล้านบาท) 24,559.24 40,821.30 43,043.22 14,945.23 16,409.55 22,493.86 14,781.38 18,005.96 25,468.74 220,528.49 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท) 3,069.90 5,102.71 5,380.40 1,868.15 2,051.19 2,811.73 1,847.67 2,250.75 3,183.59 27,566.10 นางนวล - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล) 475.75 4,030.71 636.81 237.88 249.42 0.00 0.00 0.00 0.00 5,630.57 - มูลค่า (ล้านบาท) 156.14 1,897.89 1,518.65 484.08 551.05 0.00 0.00 0.00 0.00 4,607.82 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท) 19.52 237.22 189.83 60.51 68.88 0.00 0.00 0.00 0.00 575.96 กำแพงแสน อู่ทอง และสังฆจาย - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

3,097.05 1,037.11 208.12 180.42 157.74 160.65 171.20 142.70 5,154.99 - มูลค่า (ล้านบาท)

1,320.57 1,176.14 427.63 386.24 458.32 312.26 394.57 438.20 4,913.92 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

65.54 58.81 21.38 19.31 22.92 15.61 19.73 21.91 245.21 บึงหญ้า บึงม่วง และหนองสระ - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

1,247.72 1,524.83 400.67 516.78 605.50 542.15 538.98 493.99 5,870.62 - มูลค่า (ล้านบาท)

659.69 1,874.62 826.89 1,157.89 1,750.67 1,037.92 1,242.74 1,532.34 10,082.75 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

32.96 93.73 41.34 57.89 87.53 51.90 62.14 76.62 504.11 วิเชียรบุรี และนาสนุ่น - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

444.41 336.01 38.31 591.91 3,017.42 2,734.83 2,273.59 875.05 10,311.54 - มูลค่า (ล้านบาท)

215.17 357.46 70.16 1,342.03 7,666.43 4,874.97 5,011.05 2,612.56 22,149.83 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

10.56 17.86 3.51 70.75 522.64 335.00 323.25 133.63 1,417.19 ทานตะวัน - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

8,482.93 10,605.80 2,153.31 1,859.66 1,528.27 2,020.74 1,371.76 1,242.23 29,264.72 - มูลค่า (ล้านบาท)

6,977.77 15,118.45 5,197.92 4,915.12 4,455.35 4,313.11 3,445.64 4,256.75 48,680.11 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

872.84 2,065.42 717.37 668.13 594.25 580.80 461.74 552.02 6,512.58 เบญจมาศ มะลิวัลย์ และจามจุร ี - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

9,576.23 72,276.01 18,430.84 15,432.31 13,341.58 11,456.73 10,853.50 8,809.53 160,176.83 - มูลค่า (ล้านบาท)

11,419.23 108,977.27 43,875.55 36,599.13 41,660.92 22,525.37 26,365.45 29,182.51 320,605.44 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1,490.29 14,903.83 6,049.65 4,976.68 5,578.39 3,025.59 3,499.65 3,771.08 43,295.17

100

รายงานประจำปี 2554

แหล่งผลิต

2524-2533 2534-2543 2544-2548

2549

2550

2551

2552

2553

2554

รวม

101

ราชพฤกษ์ และลันตา - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

253.09 976.80 1,053.20 3,845.64 4,212.38 3,991.85 2,756.32 17,089.28 - มูลค่า (ล้านบาท)

624.07 2,364.58 2,837.48 11,461.11 8,200.34 9,766.78 9,174.44 44,428.79 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

78.01 295.57 326.94 1,096.55 759.06 871.90 736.18 4,164.21 บัวหลวง - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

754.44 3,042.67 3,355.42 2,522.84 9,675.37 - มูลค่า (ล้านบาท)

897.86 5,238.30 7,787.06 8,033.67 21,956.88 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

65.91 445.59 656.51 660.61 1,828.62 สงขลา - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

72.83 1,667.56 2,747.36 3,430.06 7,917.80 - มูลค่า (ล้านบาท)

88.43 3,037.28 6,132.31 10,609.24 19,867.26 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

4.62 204.26 507.98 890.63 1,607.48 ยูงทอง - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

47.13 581.92 931.41 1,560.46 - มูลค่า (ล้านบาท)

118.93 1,444.73 3,211.25 4,774.91 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

5.95 77.56 199.43 282.94 ชบา - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

1,757.80 1,357.49 814.45 3,929.74 - มูลค่า (ล้านบาท)

4,117.54 3,400.66 2,780.71 10,298.90 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

555.01 452.82 361.30 1,369.13 กุ้งเหนือ - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

228.77 492.42 721.19 - มูลค่า (ล้านบาท)

568.72 1,588.55 2,157.27 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

71.09 198.57 269.66 อรุโณทัย - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

8.39 13.83 22.22 - มูลค่า (ล้านบาท)

20.14 42.94 63.08 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1.01 2.15 3.15 บูรพา - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

86.88 0.00 86.88 - มูลค่า (ล้านบาท)

197.50 0.00 197.50 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

9.87 0.00 9.87 L53A - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

28.68 165.71 194.39 - มูลค่า (ล้านบาท)

61.67 498.84 560.51 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

3.08 24.94 28.03 บึงกระเทียม - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

0.70 1.01 1.80 - มูลค่า (ล้านบาท)

1.63 3.39 5.01 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

0.08 0.17 0.25 L33 - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

41.73 83.58 125.31 - มูลค่า (ล้านบาท)

96.62 244.19 340.81 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

4.83 12.21 17.04 หนองผักชี - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

1.04 1.04 - มูลค่า (ล้านบาท)

3.24 3.24 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

0.16 0.16 ปลาทองใต้ - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

12.02 12.02 - มูลค่า (ล้านบาท)

39.76 39.76 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

4.97 4.97 ปะการัง - ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล)

4.09 4.09 - มูลค่า (ล้านบาท)

13.48 13.48 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท)

1.69 1.69 น้ำมันดิบจากทุกแหล่งผลิต

- ปริมาณการขาย (พันบาร์เรล) 50,667.47 104,020.34 153,694.04 45,921.18 48,705.74 51,110.13 54,029.91 55,978.50 49,113.50 613,240.81 - มูลค่า (ล้านบาท) 24,966.89 70,167.87 231,527.96 109,158.51 114,528.78 153,787.36 108,522.36 134,667.62 158,742.86 1,106,070.21 - ค่าภาคหลวง (ล้านบาท) 3,120.86 8,669.14 30,142.65 14,178.30 14,531.07 18,641.34 12,822.06 15,614.54 18,207.94 135,927.91

มูลค่าปิโตรเลียมรวม 116,642.62 461,975.87 782,053.13 276,594.94 297,176.45 387,246.47 306,958.00 365,654.39 421,626.61 3,415,928.49 ค่าภาคหลวงรวม 14,602.19 57,484.56 99,360.58 35,228.13 37,457.09 47,892.49 37,704.24 44,536.93 51,044.13 425,310.33

การลงทุนสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ของผู้รับสัมปทาน

การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเป็นธุรกิจทีม่ คี วามเสีย่ งสูงคือต้องใช้เงินลงทุนสูงและมีโอกาสล้มเหลวได้มาก แต่หากประสบความสำเร็จคือพบปิโตรเลียมก็อาจได้ผลตอบแทนที่สูงขึ้นตามขนาดของแหล่งปิโตรเลียมที่พบและ ความยากง่ายในการนำปิโตรเลียมขึน้ มาใช้ประโยชน์ สำหรับประเทศทีม่ แี หล่งปิโตรเลียมประกอบด้วยชัน้ หินกักเก็บ ทีถ่ กู แบ่งออกเป็นส่วนๆ ด้วยแนวรอยเลือ่ นเช่นประเทศไทย จะมีตน้ ทุนในการสำรวจ พัฒนา และผลิตปิโตรเลียมสูง กว่าประเทศที่มีแหล่งปิโตรเลียมขนาดใหญ่ เนื่องจากต้องเจาะหลุมผลิตจำนวนมากจึงจะสามารถผลิตปิโตรเลียม ได้ในแต่ละวันในอัตราเดียวกับที่ผลิตได้จากหนึ่งหลุมในแหล่งปิโตรเลียมของกลุ่มประเทศผู้ผลิตปิโตรเลียม รายใหญ่ ดังนั้น หากไม่นำเงินลงทุนมาพิจารณาก่อนคิดผลตอบแทนและเรียกเก็บส่วนแบ่งรายได้ของรัฐในอัตรา ที่สูงเกินไป แหล่งปิโตรเลียมขนาดเล็กในประเทศจำนวนมากก็อาจจะไม่ได้รับการพัฒนาผลิตขึ้นมาใช้ประโยชน์ นอกจากนั้น การลงทุนในกิจการปิโตรเลียมโดยเฉพาะพื้นที่ในทะเล นอกเหนือจากค่าใช้จ่ายในด้านการสำรวจแล้ว จะต้องมีการก่อสร้างและติดตั้งโครงสร้างพื้นฐานรองรับในแหล่งผลิตล่วงหน้าก่อนที่จะเริ่มต้นการผลิตปิโตรเลียม ดังนัน้ การลงทุนของผูร้ บั สัมปทานจะไม่ได้เป็นการลงทุนรองรับการผลิตปิโตรเลียมปีตอ่ ปี แต่เป็นการลงทุนต่อเนือ่ ง ตลอดอายุการผลิตของแต่ละแหล่ง โดยโครงสร้างในแหล่งผลิตเหล่านีห้ ากยังใช้ประโยชน์ได้จะตกเป็นของรัฐในทีส่ ดุ แต่ภาระการแบกรับค่าใช้จ่ายในการรื้อถอนจะยังคงเป็นของผู้รับสัมปทาน

ในปี 2554 ผูร้ บั สัมปทานปิโตรเลียมมีการลงทุนในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทยทัง้ บนบกและ ในทะเลเป็นเงินรวมทัง้ สิน้ 144,878 ล้านบาท โดยเป็นค่าใช้จา่ ยทีเ่ กิดขึน้ จากการดำเนินงานด้านต่างๆ ได้แก่ การสำรวจ 10,772 ล้านบาท (ร้อยละ 7) การพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม 97,466 ล้านบาท (ร้อยละ 67) การผลิตและขายปิโตรเลียม 33,511 ล้านบาท (ร้อยละ 23) และการบริหารงาน 3,129 ล้านบาท (ร้อยละ 2)

102

รายงานประจำปี 2554

ค่าใช้จ่ายในการลงทุนในปี 2554 ส่วนใหญ่ใช้ไปในการก่อสร้างและติดตั้งโครงสร้างภายในแหล่งผลิตรวมถึง การเจาะหลุมเพื่อการผลิตปิโตรเลียมแหล่งปลาทอง เอราวัณ สตูล และไพลิน โดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทย สำรวจและผลิต จำกัด และคณะ และในแหล่งบงกชและอาทิตย์ โดย บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) และคณะ ดังแผนภาพ

ค่าใช้จ่ายในการลงทุนในปี 2554 (ล้านบาท) 7%

9,410

8%

11,907

26%

38,384

6%

8,062

23%

33,332

30%

43,783

เชฟรอน ปตท.สผ. มิตซุย โททาล ซีอีซี อื่นๆ

การลงทุนในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทานในช่วง 5 ปีที่ผ่านมา (พ.ศ.2550 - 2554) รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 690,742 ล้านบาท โดยเงินลงทุนส่วนใหญ่จะใช้จ่ายไปกับการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม และปี 2551 เป็นปีที่มีการลงทุนสูงสุดในสถิติเงินลงทุนย้อนหลัง 5 ปี เป็นจำนวนเงิน 147,066 ล้านบาท ซึ่งมากกว่าเงินลงทุนในปี 2554 ร้อยละ 2 ทัง้ นี้ เมือ่ นับตัง้ แต่เริม่ ต้นการดำเนินงานภายใต้ระบบสัมปทานปิโตรเลียมจะมีการลงทุนในกิจการสำรวจ และผลิตปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทานเป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 1.459 ล้านล้านบาท

สถิติการลงทุนในกิจการปิโตรเลียมย้อนหลัง 5 ปี (พ.ศ. 2550-2554) 160,000 120,000

123,949

147,066

138,304

หน่วย : ล้านบาท 144,878 136,545

2552 2,867 28,691 94,160 12,586

2553 2,614 29,587 94,149 10,195

80,000 40,000

การบริหารงาน การผลิตและการขายปิโตรเลียม การพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม การสำรวจปิโตรเลียม

2550 4,104 21,551 91,961 6,333

2551 3,775 27,676 106,576 9,039

2554 3,129 33,511 97,466 10,772

103

0

การส่งเสริมและอำนวยความสะดวก ในการประกอบกิจการปิโตรเลียม

โดยที่การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมต้องใช้เงินลงทุนจำนวนมากและมีความเสี่ยงสูง รัฐจึงต้องส่งเสริม และสนับสนุน ตลอดจนสร้างแรงจูงใจให้มกี ารลงทุนเพือ่ สำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมในประเทศ ซึง่ มีแนวทาง ที่กำหนดไว้ในกฎหมายคือ การส่งเสริมและอำนวยความสะดวกในการประกอบกิจการปิโตรเลียมด้านการนำวัสดุ อุปกรณ์เข้ามาในราชอาณาจักรเพือ่ ใช้ในกิจการปิโตรเลียมโดยได้รบั การยกเว้นอากรขาเข้าและภาษีมลู ค่าเพิม่ และ การอนุญาตให้นำผูเ้ ชีย่ วชาญต่างประเทศเข้ามาปฏิบตั งิ าน ซึง่ จะเป็นผลดีตอ่ ประเทศในเรือ่ งการถ่ายทอดความรู้ และ เทคโนโลยีในการปฏิบัติงานด้านปิโตรเลียม ทั้งนี้ การพิจารณาอนุญาตในทั้งสองเรื่องดังกล่าวนั้น ต้องมีหลักเกณฑ์ การพิจารณาทีเ่ หมาะสมทัง้ ด้านชนิดและหมวดหมูข่ องวัสดุอปุ กรณ์ และด้านคุณสมบัตขิ องผูเ้ ชีย่ วชาญและช่างฝีมอื ซึง่ ต้องผ่านกระบวนการพิจารณาทัง้ ในระดับคณะทำงาน คณะอนุกรรมการ และคณะกรรมการปิโตรเลียม รวมไปถึง การประสานงานกับส่วนราชการต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง

ในปี 2554 มีผู้รับสัมปทาน 37 บริษัท และผู้รับจ้างเหมา 21 บริษัท ได้ยื่นขอสิทธินำผู้เชี่ยวชาญและช่างฝีมือ ชาวต่างชาติเข้ามาปฏิบตั งิ าน และนำวัสดุอปุ กรณ์เข้ามาในราชอาณาจักรเพือ่ ใช้ในกิจการปิโตรเลียมโดยได้รบั การยกเว้น อากรขาเข้าและภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยมีผลการพิจารณาดังนี้

1. การอนุญาตให้ผู้เชี่ยวชาญชาวต่างประเทศเข้ามาปฏิบัติงานในราชอาณาจักร ตามมาตรา 69 แห่ง พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ผู้รับสัมปทาน

ผู้เชี่ยวชาญและช่างฝีมือที่ได้รับอนุญาต บุคคลในครอบครัวที่ได้รับอนุญาต

229 561

ผู้รับจ้างเหมา

1,429 298

รวม

1,658 คน 859 คน

ผู้เชี่ยวชาญชาวต่างชาติที่ขออนุญาตเข้ามาปฏิบัติงานในกิจการปิโตรเลียมในปี 2554 มาจาก 58 ประเทศ โดยสัญชาติทม่ี มี ากทีส่ ดุ ห้าอันดับแรก คือ อังกฤษ (18%) อเมริกนั (15%) จีน (9%) ออสเตรเลีย (9%) และแคนาดา (8%)

2. การอนุญาตให้นำวัสดุอปุ กรณ์เข้ามาในราชอาณาจักรเพือ่ ใช้ในกิจการปิโตรเลียม โดยได้รบั การยกเว้น อากรขาเข้าและภาษีมูลค่าเพิ่ม ตามมาตรา 70 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 การยื่นขอสิทธิ

จำนวน (รายการ) มูลค่าวัสดุอุปกรณ์ (ดอลลาร์สหรัฐ)

104

รายงานประจำปี 2554

179,410 4,408,433,222.52

ผลการพิจารณาให้ยกเว้นภาษีอากร อนุญาต ไม่อนุญาต

179,225 4,408,355,659.27

185 77,563.35

บริษัทผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมในประเทศไทย 1. บริษัท อดานิ เวลสปัน เอ็กซ์พลอเรชั่น ลิมิเต็ด ชั้น 3 อาคารเดอะพลิมเพลส 3336 ยูนิตที่ 306 ถนนพหลโยธิน แขวงจอมพล เขตจตุจักร กรุงเทพ 10900 โทรศัพท์ : 0-2939-7940 โทรสาร : 0-2939-7940 2. บริษัท อพิโก แอลแอลซี 3. บริษัท อพิโก้ (โคราช) จำกัด ชั้น 14 อาคารเอ็มไพร์ ทาวเวอร์ ห้อง 14-08 195 ถนนสาทรใต้ แขวงยานนาวา เขตสาทร กรุงเทพฯ 10120 โทรศัพท์ : 0-2659-5805 โทรสาร : 0-2659-5810 4. บริษัท อ่าวสยามมารีน จำกัด ชั้น 31 อาคารอิตัลไทยทาวเวอร์ 2034/152 ถนนเพชรบุรีตัดใหม่ แขวงบางกะปิ เขตห้วยขวาง กรุงเทพฯ 10320 โทรศัพท์ : 0-2723-4461 โทรสาร : 0-2716-0048 5. บริษัท บีจี เอเชีย แปซิฟิก พีทีอี จำกัด 6. บริษัท บริติช แก๊ส เอเชีย อิงค์ 7. บริษัท ไทยเอนเนอร์จี จำกัด ชั้น 21 ไทยพาณิชย์ปาร์คพลาซ่า อาคาร 3 (ตะวันออก) 321 บี 19 ถนนรัชดาภิเษก แขวงจตุจักร เขตจตุจักร กรุงเทพฯ 10900 โทรศัพท์ : 0-2168-3080 โทรสาร : 0-2937-9291-2 8. บริษัท คาร์นาร์วอน ไทยแลนด์ ลิมิเต็ด 9. บริษัท คาร์นาร์วอน ปิโตรเลียม ลิมิเต็ด ชัน้ 25 ห้อง 184/159 ฟอร์รม่ั ทาวเวอร์ส 184 ถนนรัชดาภิเษก แขวงห้วยขวาง เขตห้วยขวาง กรุงเทพฯ 10320 โทรศัพท์ : 0-2248-1944 โทรสาร : 0-2248-1945 10. บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด 11. บริษัท เชฟรอน ออฟชอร์ (ประเทศไทย) จำกัด 12. บริษัท เชฟรอน ปัตตานี จำกัด 13. บริษทั เชฟรอน บล็อก บี 8/32 (ประเทศไทย) จำกัด 14. บริษัท เชฟรอน ปิโตรเลียม (ประเทศไทย) จำกัด

15. บริษัท Chevron Blocks 5 & 6 Ltd. 16. บริษทั Chevron Overseas Petroleum (Thailand) Ltd. 17. บริษัท B8/32 Partners Ltd. อาคาร 3 ไทยพาณิชย์ปาร์คพลาซ่า 19 ถนนรัชดาภิเษก เขตจตุจักร กรุงเทพฯ 10900 โทรศัพท์ : 0-2545-5555 โทรสาร : 0-2545-5554, 0-2545-5352 18. บริษัท Idemitsu Oil & Gas Co., Ltd. อาคาร 3 ไทยพาณิชย์ปาร์คพลาซ่า 19 ถนนรัชดาภิเษก เขตจตุจักร กรุงเทพฯ 10900 โทรศัพท์ : 0-2545-5555 โทรสาร : 0-2545-5554, 0-2545-5352 19. บริษัท Petroleum Resources (Thailand) Pty. Ltd. อาคาร 3 ไทยพาณิชย์ปาร์คพลาซ่า 19 ถนนรัชดาภิเษก เขตจตุจักร กรุงเทพฯ 10900 โทรศัพท์ : 0-2545-5555 โทรสาร : 0-2545-5554, 0-2545-5352 20. บริษัท เอ็กซอนโมบิล เอ็กซ์โพลเรชั่น แอนด์ โพรดักชั่น โคราช อิงค์ ชั้น 24 อาคารวิบูลย์ธานี 3195/17-24 ถนนพระราม 4 เขตคลองเตย กรุงเทพฯ 10110 โทรศัพท์ : 0-2262-4000, 0-2661-3100 โทรสาร : 0-2262-4805 21. บริษัท เฮสส์ (ไทยแลนด์) จำกัด 22. บริษัท เฮสส์ เอ็กซ์โพลเรชั่น (ประเทศไทย) จำกัด ชั้น 27 อาคารเซ็นทรัลเวิลด์ทาวเวอร์ 999/9 ถนนพระราม 1 เขตปทุมวัน กรุงเทพฯ 10330 โทรศัพท์ : 0-2620-1400 โทรสาร : 0-2646-1300 23. บริษัท อินเทอร์รา รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด ชั้น 24 อาคารอาร์ เอส ทาวเวอร์ 121/75 ถ. รัชดาภิเษก แขวงดินแดง เขตดินแดง กรุงเทพฯ 10400 โทรศัพท์ : 0-2642-2481-3 โทรสาร : 0-2642-2484 24. บริษัท คริสเอ็นเนอร์ยี่ ออย แอนด์ แก๊ซ (ประเทศไทย) จำกัด

105

บริษัทผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมในประเทศไทย

106

25. บริษทั คริสเอ็นเนอร์ย่ี รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด ชั้น 16 อาคารเอเซีย เซ็นเตอร์ 173/16 ถนนสาทรใต้ แขวงทุ่งมหาเมฆ เขตสาทร กรุงเทพฯ 10120 โทรศัพท์ : 0-2670-8446-8 โทรสาร : 0-2670- 8449 26. บริษัท เจเอสเอ็กซ์ เอ็นเนอร์ยี่ (ประเทศไทย) จำกัด 27. บริษัท JSX Energy Holdings Limited ชัน้ 17 อาคาร ไอทีเอฟ ทาวเวอร์ (ตึกใหม่) 140/37 ถนนสีลม แขวงสุรยิ วงศ์ เขตบางรัก กรุงเทพฯ 10500 โทรศัพท์ : 0-2233-3305 โทรสาร : 0-2254-1277 28. บริษัท มิตซุย ออยล์ เอ็กซโปลเรชั่น จำกัด 29. บริษัท โมเอโกะ ไทยแลนด์ จำกัด 30. บริษัท โมเอโกะ ไทย ออยล์ ดิเวลล็อปเมนท์ จำกัด 31. บริษัท สยาม โมเอโกะ จำกัด 32. บริษัท GS Caltex Corporation ชัน้ 31 อาคารคิวเฮ้าส์ ลุมพินี 1 ถนนสาทรใต้ แขวงทุง่ มหาเมฆ เขตสาทร กรุงเทพฯ 10120 โทรศัพท์ : 0-2677-7520 โทรสาร : 0-2677-7527 33. บริษัท มิตรา เอ็นเนอร์ยี่ ลิมิเต็ด ชัน้ 25 ห้อง 184/159 ฟอร์รม่ั ทาวเวอร์ส 184 ถนนรัชดาภิเษก แขวงห้วยขวาง เขตห้วยขวาง กรุงเทพฯ 10320 โทรศัพท์ : 0-2248-1944 โทรสาร : 0-2248-1945 34. บริษัท CEC International, Ltd. ขัน้ 24 อาคารทูแปซิฟคิ เพลส ห้อง 2401, 2405 142 ถนนสุขมุ วิท แขวงคลองเตย เขตคลองเตย กรุงเทพฯ 10110 โทรศัพท์ : 0-2610-0555 โทรสาร : 0-2610-0541 35. บริษัท Northern Gulf Petroleum Pte. Ltd. 36. บริษัท นอร์ทเทิร์น กัลฟ์ ออย (ประเทศไทย) จำกัด ชัน้ 2 อาคารซันทาวเวอร์ส บี, ห้อง บี 205 123 ถนนวิภาวดีรงั สิต แขวงจอมพล เขตจตุจกั ร กรุงเทพฯ 10900 โทรศัพท์ : 0-2617-6107 โทรสาร : 0-2617-6104

รายงานประจำปี 2554

37. บริษัท ออเร้นจ์ เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด 555 ถนนวิภาวดีรังสิต แขวงจตุจักร เขตจตุจักร กรุงเทพฯ 10900 โทรศัพท์ : 0-2537-4000, 0-2537-4376 โทรสาร : 0-2537-4308 38. บริษัท แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ (ไทยแลนด์) ลิมิเต็ด 39. บริษัท แพน โอเรียนท์ รีซอสเซส (ประเทศไทย) จำกัด 40. บริษัท แพน โอเรียนท์ เอ็นเนอยี่ (สยาม) ลิมิเต็ด อาคารรสาทาวเวอร์ 2 ชัน้ 12 ห้อง 1203 555 ถนนพหลโยธิน แขวงจตุจกั ร เขตจตุจกั ร กรุงเทพ 10900 โทรศัพท์ : 0-2937-1126-9 โทรสาร : 0-2937-1130 41. บริษัท เพิร์ล ออย (ประเทศไทย) จำกัด 42. บริษัท เพิร์ล ออย ออฟชอร์ จำกัด 43. บริษัท เพิร์ล ออย บางกอก จำกัด 44. บริษัท เพิร์ล ออย (อมตะ) จำกัด 45. บริษัท เพิร์ล ออย (อ่าวไทย) จำกัด 46. บริษัท เพิร์ล ออย (ปิโตรเลียม) จำกัด 47. บริษัท เพิร์ล ออย (รีซอสเซส) จำกัด 48. บริษัท เพิร์ล ออย ออนชอร์ จำกัด 49. บริษัท เพิร์ล ออย (จี 11) จำกัด 50. บริษัท Pearl Oil (G1) Limited 51. บริษัท Pearl Oil (G3-G6) Limited 52. บริษัท เพิร์ล ออย (จี2-จี10) จำกัด ชัน้ 31 อาคารชินวัตรทาวเวอร์ 3 1010 ถนนวิภาวดีรงั สิต แขวงจตุจกั ร เขตจตุจกั ร กรุงเทพฯ 10900 โทรศัพท ์: 0-2792-9777 โทรสาร : 0-2792-9742, 02-792-9741 53. บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) 54. บริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด 55. บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด อาคารสำนักงาน ปตท. สผ.

555 ถนนวิภาวดีรงั สิต เขตจตุจกั ร กรุงเทพฯ 10900 โทรศัพท์ : 0-2537-4000 โทรสาร : 0-2537-4333, 0-2537-4444

บริษัทผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมในประเทศไทย 68. บริษัท เทเท็ก ไทยแลนด์ แอลแอลซี ชั้น 12 อาคารวัน แปซิฟิค เพลส ห้อง 1204 140 ถนนสุขุมวิท แขวงคลองเตย เขตคลองเตย กรุงเทพฯ 10110 โทรศัพท์ : 0-2653-2104-7 ต่อ 102 โทรสาร : 0-2653-2108 69. บริษัท โททาล อี แอนด์ พี ไทยแลนด์ ชัน้ 22 อาคารซันทาวเวอร์ บี 123 ถนนวิภาวดีรงั สิต แขวงจอมพล เขตจตุจกั ร กรุงเทพฯ 10900 โทรศัพท์ : 0-2617-6464 โทรสาร : 0-2617-6454 70. บริษัท Twinza Oil Limited ชัน้ 27 อาคารบางกอกซิตท้ี าวเวอร์ 179/114-116 ถนนสาทรใต้ แขวงทุง่ มหาเมฆ เขตสาทร กรุงเทพฯ 10120 โทรศัพท์ : 0-2231-8030 โทรสาร : 0-2231-8121 71. บริษัท JX Nippon Oil & Gas Exploration Corporation ชัน้ 29 เซ็นทรัลเวิรล์ ทาวเวอร์ 999/9 ถนนพระราม 1 เขตปทุมวัน กรุงเทพฯ 10330 72. บริษัท ทีพีไอ โพลีน เพาเวอร์ จำกัด 26/56 ถนนจันทน์ตดั ใหม่ แขวงทุง่ มหาเมฆ เขตสาทร กรุงเทพฯ 10120 โทรศัพท์ : 0-2213-1039, 0-2285-5090 โทรสาร : 0-2213-1035, 0-2213-1038 73. บริษัท Origin Energy (L15/50) Pte. Limited 74. บริษัท Origin Energy (L26/50) Pte. Limited ชัน้ 27 อาคารคิวเฮ้าส์ ลุมพินี 1 ถนนสาทรใต้ แขวงทุง่ มหาเมฆ เขตสาทร กรุงเทพฯ 10120 โทรศัพท์ : 0-2620-0800 โทรสาร : 0-2620-0820

107

56. บริษัท พลังโสภณ จำกัด ชั้น 21 อาคารกรุงเทพประกันภัย/ไว.ดับยู.ซี.เอ.

25 ถนนสาทรใต้ แขวงทุ่งมหาเมฆ เขตสาทร กรุงเทพฯ 10120 โทรศัพท์ : 0-2677-4177 โทรสาร : 0-2677-4176 57. บริษัท รีซอร์สฟูล ปิโตรเลียม (ไทยแลนด์) จำกัด 87 เอ็มไทยทาวเวอร์ ออลซีซน่ั เพลส ชัน้ 23 ถนนวิทยุ แขวงลุมพินี เขตปทุมวัน กรุงเทพฯ 10330 58. บริษทั ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ย่ี (อีแอนด์พ)ี ลิมเิ ต็ด 59. บริษทั ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ย่ี (บัวหลวง) ลิมเิ ต็ด 60. บริษทั ซาลามานเดอร์ เอนเนอร์ย่ี (ประเทศไทย) จำกัด ชัน้ 17 ห้อง 1702/1 อาคารคิวเฮ้าส์ ลุมพินี 1 ถนนสาทรใต้ แขวงทุง่ มหาเมฆ เขตสาทร กรุงเทพฯ 10120 โทรศัพท์ : 0-2620-0800 โทรสาร : 0-2620-0820 61. บริษัท Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd. ชัน้ 16 อาคารรุง่ โรจน์ธนกุล 44/1 ถนนรัชดาภิเษก แขวงห้วยขวาง

เขตห้วยขวาง กรุงเทพฯ 10310 โทรศัพท์ : 0-2643-0402-3 โทรสาร : 0-2643-0400 62. บริษัท ซิโน-ยู เอส ปิโตรเลียม อิงค์ 63. บริษัท ซีเอ็นพีซีเอชเค (ไทยแลนด์) จำกัด 64. บริษัท Central Place Company Ltd. 65. บริษัท ไทยเอ็นเนอร์จี รีซอสเซส จำกัด 66. บริษัท Sino-Thai Energy Ltd. ชัน้ 22 เลครัชดาออฟฟิศ คอมเพล็กซ์ 193/94 ถนนรัชดาภิเษก แขวงคลองเตย เขตคลองเตย กรุงเทพฯ 10110 โทรศัพท์ : 0-2260-6181-3 โทรสาร : 0-2258-9926 67. บริษัท Sun Resources NL 52/165 โชคชัย 4 ซอย 77 ถนนลาดพร้าว แขวงลาดพร้าว เขตลาดพร้าว กรุงเทพฯ 10230 โทรศัพท์ : 0-2248-1944 โทรสาร : 0-2248-1945

พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ภายใต้ พ.ร.บ.องค์กรร่วมไทย-มาเลเซีย พ.ศ. 2533 พื้นที่พัฒนาร่วมไทย - มาเลเซีย (Malaysia - Thailand Joint Development Area, MTJDA) ครอบคลุมพื้นที่ ประมาณ 7,250 ตารางกิโลเมตรบริเวณอ่าวไทยตอนล่าง เป็นพืน้ ทีท่ ป่ี ระเทศไทยและมาเลเซียอ้างสิทธิเขตไหล่ทวีปทับซ้อน และหลังจากการเจรจาอย่างต่อเนื่อง ทั้งสองฝ่ายก็ได้บรรลุความตกลงเบื้องต้นในการพัฒนาแหล่งทรัพยากรธรรมชาติ ในพื้นที่ดังกล่าวร่วมกัน ในปี พ.ศ. 2522

109

ในปี 2533 รัฐบาลไทยและรัฐบาลมาเลเซียได้ร่วมกันจัดตั้งองค์กรร่วมไทย - มาเลเซีย (Malaysia-Thailand Joint Authority, MTJA) ให้มีฐานะเป็นนิติบุคคล สรวมสิทธิและความรับผิดชอบแทนรัฐบาลทั้งสองในการสำรวจ และแสวงประโยชน์จากปิโตรเลียมในพืน้ ทีพ่ ฒ ั นาร่วม โดยรัฐบาลทัง้ สองจะได้รบั ผลประโยชน์จากกิจกรรมการสำรวจและ ผลิตปิโตรเลียมในสัดส่วนเท่ากัน คือ 50:50 สำนักงานองค์กรร่วมฯ มีที่ตั้งอยู่ ณ กรุงกัวลาลัมเปอร์ ประเทศมาเลเซีย ในปี 2537 องค์กรร่วมฯ ได้ทำสัญญาให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมภายใต้เงื่อนไขของระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract, PSC) แก่กลุ่มบริษัทผู้ประกอบการ 2 กลุ่ม โดยกลุ่มแรกเป็นผู้ดำเนินงาน ในแปลง A-18 และกลุ่มที่สองดำเนินงานในแปลง B-17 และ C-19 ผลการสำรวจพบแหล่งก๊าซธรรมชาติในแปลง A-18 และ B-17 รวม 18 แหล่ง ซึ่งผู้ประกอบการทั้งสองกลุ่มได้รับอนุมัติให้ถือครองพื้นที่ Gas Holding Area (GHA) ครอบคลุมแหล่งดังกล่าว เพื่อพัฒนาเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติต่อไป

ในปี 2545 องค์กรร่วมฯ ได้นำพื้นที่ที่ได้รับคืนมาทั้งหมด ได้แก่ พื้นที่แปลง C-19 ทั้งแปลง และพื้นที่นอกเขต Gas Holding Area (GHA) ของแปลง A-18 และ B-17 รวมทั้งสิ้น 3,475 ตารางกิโลเมตร เปิดเป็นแปลงใหม่ คือ แปลง B-17-01 และได้ทำสัญญาให้สิทธิสำรวจและผลิตแปลงดังกล่าวแก่กลุ่มบริษัทซึ่งเป็นผู้ดำเนินงานในแปลง B-17 ในปี 2547 ดังนั้น ในปัจจุบันจึงมีผู้ได้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต ดังต่อไปนี้

1. บริษัท Hess Oil Company of Thailand (JDA) Ltd. (ร้อยละ 49.5) บริษัท Hess Oil Company of

Thailand Inc. (ร้อยละ 0.5) จากประเทศไทย และบริษทั PCJDA Ltd. (ร้อยละ 50) จากประเทศมาเลเซีย

ได้รบั สัญญาแบ่งปันผลผลิตในแปลง A-18 โดยมีบริษทั Carigali Hess Operating Company Sdn. Bhd.

(Carigali Hess) เป็นผู้ดำเนินงาน

2. บริษัท PTTEP International Ltd. (ร้อยละ 50) จากประเทศไทย กับบริษัท PCJDA Ltd. (ร้อยละ 50)

จากประเทศมาเลเซีย ได้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในแปลง B-17 และแปลง B-17-01 โดยมีบริษัท

Carigali PTTEPI Operating Company Sdn. Bhd. (CPOC) เป็นผู้ดำเนินงาน

สำหรับพืน้ ทีพ่ ฒ ั นาร่วมไทย-มาเลเซีย แปลง B-17 ส่วนทีม่ กี ารอ้างสิทธิทบั ซ้อนของเวียดนาม (พืน้ ทีท่ บั ซ้อนไทยมาเลเซีย-เวียดนาม : Tripartite Overlapping Claim Area) องค์กรร่วมฯ โดยความเห็นชอบจากรัฐบาลไทยและรัฐบาล มาเลเซีย ได้มคี ำสัง่ ให้ผไู้ ด้รบั สัญญาระงับการดำเนินการใดๆ ในพืน้ ทีด่ งั กล่าว จนกว่ารัฐบาลทัง้ สามจะสามารถเจรจาและ บรรลุข้อตกลงระหว่างกันได้

แหล่งปิโตรเลียมในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ปัจจุบันมีการสำรวจพบแหล่งก๊าซธรรมชาติในแต่ละแปลง ดังนี้

• แปลง A-18 พบแหล่งก๊าซธรรมชาติจำนวน 9 แหล่ง ได้แก่ จักรวาล (Cakerawala) สุริยา (Suriya)

บุหลัน (Bulan) ภูมี (Bumi) ภูมตี ะวันออก (Bumi East) เซ็นจา (Senja) สมุทรา (Samudra) สมุทราเหนือ

(Samudra North) และ วีระ (Wira)

• แปลง B-17 พบแหล่งก๊าซธรรมชาติ 9 แหล่ง ได้แก่ มูด้า (Muda) มูด้าใต้ (Muda South) ตาปี (Tapi)

เจ็งก้า (Jengka) เจ็งก้าใต้ (Jengka South) เจ็งก้าตะวันออก (Jengka East) เจ็งก้าตะวันตก (Jengka

West) อมฤต (Amarit) และมะลิ (Mali)

• แปลง B-17-01 พบแหล่งก๊าซธรรมชาติ 9 แหล่ง ได้แก่ ตันจุง (Tanjung) จินดา (Jinda) แอนดาลัส

(Andalas) แอนดาลัสตะวันออก (Andalas East) มูด้าตะวันออกเฉียงใต้ (Muda South East)

มูดา้ ส่วนขยาย (Muda Extension) เจ็งก้าส่วนขยาย (Jengka Extension) เมลาติ (Melati) และธารทอง

(Thanthong)

การพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมร่วมกับประเทศเพื่อนบ้าน

โดยทีแ่ หล่งก๊าซธรรมชาติภมู ใี นแปลง A-18 ของพืน้ ทีพ่ ฒ ั นาร่วมฯ มีโครงสร้างทางธรณีวทิ ยาของแหล่งกักเก็บ ปิโตรเลียมด้านทิศใต้ต่อเนื่องเข้าไปในแปลง PM301 ของประเทศมาเลเซีย ซึ่งการผลิตก๊าซจากแหล่งดังกล่าวจะไม่ สามารถกระทำได้หากไม่ได้รบั การยินยอมจากบริษทั เปโตรนาส ดังนัน้ องค์กรร่วมและบริษทั เปโตรนาสจึงได้มกี ารปรึกษา หารือและเห็นชอบให้ทำการผลิตปิโตรเลียมร่วมกันในพืน้ ทีร่ ว่ มกันผลิต (Bumi Unit Area) โดยพืน้ ทีด่ งั กล่าวครอบคลุม เนื้อที่ 149 ตารางกิโลเมตร (อยู่ในเขตพื้นที่พัฒนาร่วม 95 ตารางกิโลเมตร และอยู่ในเขตพื้นที่ประเทศมาเลเซีย 54 ตารางกิโลเมตร) โดยได้จดั ทำร่างข้อตกลงเบือ้ งต้น (Head of Agreement-HOA) และร่างข้อตกลงร่วมกันผลิตปิโตรเลียม (Bumi-Bumi South Unitisation Agreement) ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2551 และวันที่ 18 มกราคม 2554 ตามลำดับ และได้มีพิธีการลงนามข้อตกลงร่วมกันผลิตปิโตรเลียมดังกล่าวโดยมี นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานของไทย และ Tan Sri Nor Mohamed Yakcop รัฐมนตรี ประจำสำนักนายกรัฐมนตรีของมาเลเซียเป็นประธานในพิธีลงนามในข้อตกลงดังกล่าวเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2554 ณ กรุงกัวลาลัมเปอร์ ประเทศมาเลเซีย

110

รายงานประจำปี 2554

การซื้อขายก๊าซธรรมชาติในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย

โดยที ่ ป ิ โ ตรเลี ย มที ่ พ บในพื ้ น ที ่ พ ั ฒ นาร่ ว มเป็ น สิ ท ธิ ข องประเทศไทยและมาเลเซี ย ในสั ด ส่ ว น 50:50 คณะกรรมการองค์กรร่วมฯ เห็นว่าเพื่อประโยชน์สูงสุดของไทยและมาเลเซีย องค์กรร่วมฯ และบริษัทผู้ได้รับสัญญา ในฐานะผู้ขายร่วมจึงได้ทำการเจรจาเพื่อขายก๊าซให้แก่บริษัท ปตท. และบริษัทเปโตรนาสซึ่งเป็นผู้ซื้อก๊าซร่วม และได้มี การลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแปลง A-18 และสัญญาซื้อขายก๊าซ ธรรมชาติแปลง B-17 & C-19 และแปลง B-17-01 โดยได้รับความเห็นชอบจากรัฐบาลทั้งสองประเทศ

การดำเนินงานสำรวจ พัฒนา และผลิตปิโตรเลียมในปี 2554 แปลง A-18 การพัฒนาแหล่งผลิต : บริษัท Carigali Hess ดำเนินการพัฒนาแหล่งจักรวาล สุริยา บุหลัน และภูมี เพื่อรองรับ การผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซือ้ ขาย โดยในระยะที่ 1 ได้กอ่ สร้างและติดตัง้ แท่นผลิตกลางจักรวาล แท่นทีพ่ กั อาศัย แท่นชุมทางท่อ เรือกักเก็บก๊าซธรรมชาติเหลว แท่นหลุมผลิตจักรวาล-เอ จักรวาล-บี และจักรวาล-ซี รวมทั้งโครงข่าย ท่อส่งก๊าซเชื่อมต่อระหว่างแท่นต่างๆ เพื่อรองรับการเริ่มต้นผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นครั้งแรกในเดือนมกราคม 2548 หลังจากนั้นได้ติดตั้งแท่นหลุมผลิตภูมี-เอ สุริยา-เอ และบุหลัน-เอ เพิ่มเติม เพื่อรองรับการเจาะหลุมผลิตให้เพียงพอกับ การเพิม่ อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ซึง่ เริม่ ต้นในปี 2551 ทัง้ นี้ บริษทั ฯ ยังคงต้องก่อสร้างและติดตัง้ โครงสร้าง ภายในแหล่งผลิตเพิ่มเติมต่อไปเพื่อรักษาความสามารถในการผลิตไว้ที่ระดับ 790 (+10%) ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ท่อส่งก๊าซ ปตท. ขนาด 42 นิ้ว ไปเชื่อมกับท่อเส้นที่ 3 ของไทย

บุหลัน-เอ 12 Slots 22”

บุหลัน-บี

10” 20”

จักรวาล-ดี (กำลังก่อสร้าง) 4 Slots

4 km 8.5

6k

m

จักรวาล-ซี

18”

16 Slots

12 Slots

20” 16

.515 k

20” 1

3 km

24”

6.4km

ภูมี-เอ

24 Slots

m 25 k

จักรวาล-บี 6 Slots

เรือกักเก็บก๊าซธรรมชาติ

m

12.6

8”

12 Slots

12 Slots

20”

แท่นชุมทางท่อ

(กำลังก่อสร้าง) ภูมี-บี

สุริยา-บี

18”

ท่อทรานส์ ไทย-มาเลเซีย ขนาด 34 นิ้ว ไปจังหวัดสงขลา จักรวาล-เอ

แท่นผลิตกลางจักรวาล และแท่นที่พักอาศัย

สุริยา-เอ 24 Slots

111

แผนผังแสดงตำแหน่งแท่นประกอบการผลิตในแปลง A-18

ในปี 2554 บริษัทฯ ได้ดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิตเพิ่มเติมหนึ่งแท่น คือ แท่นหลุมผลิตสุริยา-บี ในเดือนพฤษภาคม 2554 พร้อมทั้งเริ่มการก่อสร้างแท่นหลุมผลิตภูมี-บี และจักรวาล-ดี ในเดือนกรกฎาคม 2554 นอกจากนั้น ยังได้ติดตั้งอุปกรณ์ดักจับเม็ดทราย (Sand Catch Pots) ณ แท่นผลิตกลางจักรวาล และแท่นหลุมผลิต จักรวาล-เอ จักรวาล-บี จักรวาล-ซี สุริยา-เอ และภูมี-เอ เพื่อลดความเสี่ยงที่อุปกรณ์การผลิตและท่อส่งก๊าซภายใน แหล่งผลิตจะถูกกัดกร่อนด้วยเม็ดทรายที่ขึ้นมาพร้อมกับก๊าซธรรมชาติ การเจาะหลุมปิโตรเลียม : ในปี 2554 มีการเจาะในแปลง A-18 รวมทั้งสิ้น 11 หลุม ดังนี้

• เจาะหลุมประเมินผล 1 หลุม คือ หลุมบุหลันใต้-2 เพื่อพิสูจน์ศักยภาพปิโตรเลียมด้านทิศใต้ของ

โครงสร้างบุหลัน ผลการเจาะพบปิโตรเลียม นอกจากนั้น บริษัท Carigali Hess ยังได้เจาะหลุมภูมีใต้-2

ในแปลง PM301 เพือ่ ตรวจสอบชัน้ หินทรายกักเก็บก๊าซธรรมชาติทอ่ี ยูใ่ นระดับตืน้ (Shallow Gas Sands)

และหาขอบเขตของแหล่งกักเก็บก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในการวางแผนพัฒนาแหล่งภูมีใต้ต่อไป

• เจาะหลุมเพื่อการผลิตปิโตรเลียมรวม 8 หลุม โดยเจาะจากแท่นหลุมผลิตภูมี-เอ 4 หลุม (BMA-17, 18,

19 และ 20) และแท่นหลุมผลิตสุริยา-เอ 4 หลุม (SYA-17, 18, 19 และ 20) ผลการเจาะพบปิโตรเลียม

ทุกหลุม

• เจาะหลุ ม เพื ่ อ อั ด น้ ำ ที ่ ไ ด้ จ ากผลิ ต กลั บ สู ่ ใ ต้ ด ิ น (Produced Water Re-injection well)

ที่แท่นหลุมผลิตจักรวาล-เอ จำนวน 2 หลุม (CKA-20 และ 21) การผลิตปิโตรเลียม : ในปี 2554 บริษัท Carigali Hess ผลิตก๊าซธรรมชาติและก๊าซธรรมชาติเหลวรวม 308,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตและ 2.682 ล้านบาร์เรล คิดเป็นอัตราเฉลี่ยวันละ 844 ล้านลูกบาศก์ฟุตและ 7,348 บาร์เรล ตามลำดับ โดยก๊าซธรรมชาติจะแบ่งเป็นสองส่วนคือ ส่วนแรกส่งเข้าท่อทรานส์ไทย-มาเลเซียขนาด 34 นิ้ว ไปขึ้นฝั่ง ที่จังหวัดสงขลาในอัตราเฉลี่ย 533 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ส่งเข้าโรงไฟฟ้าจะนะและใช้เป็นเชื้อเพลิง NGV 103 ล้านลูกบาศก์ฟตุ ต่อวัน และส่งไปมาเลเซีย 430 ล้านลูกบาศก์ฟตุ ต่อวัน) และส่วนทีส่ องส่งเข้าท่อขนาด 42 นิว้ ของบริษทั ปตท. ขึ้นเหนือไปเชื่อมต่อ กับท่อส่งก๊าซเส้นที่ 3 ในอ่าวไทย ในอัตราเฉลี่ย 311 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แปลง B -17 การพัฒนาแหล่งผลิต : บริษัท CPOC พัฒนาแหล่งมูด้าและเจ็งก้า เพื่อรองรับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแปลง B-17 โดยได้ติดตั้งแท่นผลิตกลางมูด้า แท่นที่พักอาศัย เรือกักเก็บก๊าซธรรมชาติเหลว แท่นหลุมผลิตมูด้า-เอ มูด้า-บี มูด้า-ซี และเจ็งก้า-เอ รวมทั้งโครงข่ายท่อส่งก๊าซเชื่อมต่อระหว่างแท่นต่างๆ และเริ่มการผลิตเป็นครั้งแรกในเดือนกุมภาพันธ์ 2553 สำหรับปี 2554 บริษัท CPOC ได้เริ่มการก่อสร้างแท่นหลุมผลิตเจ็งก้า-บี และมูด้า-อี ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จและ ติดตัง้ ได้ในปี 2555 โดยมีจดุ มุง่ หมายเพือ่ รักษาความสามารถในการผลิตไว้ทร่ี ะดับ 335 (+10%) ล้านลูกบาศก์ฟตุ ต่อวัน การเจาะหลุมปิโตรเลียม : มีการเจาะหลุมประเมินผล 2 หลุมในแปลง B-17 คือ หลุมมูด้า-9 และมูด้า-10 ผลการเจาะพบปิโตรเลียม การผลิ ต ปิ โ ตรเลียม : ในปี 2554 บริษัท CPOC ผลิตก๊าซธรรมชาติและก๊าซธรรมชาติเหลวรวม 126,820 ล้านลูกบาศก์ฟุตและ 3.12 ล้านบาร์เรล คิดเป็นอัตราเฉลี่ยวันละ 347 ล้านลูกบาศก์ฟุต และ 8,550 บาร์เรล ตามลำดับ โดยก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จะส่งเข้าท่อทรานส์ไทย-มาเลเซียขนาด 24 นิ้ว และ 42 นิ้ว ไปเชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซเส้นที่ 3 ในอ่าวไทยและขึ้นฝั่งที่จังหวัดระยอง

112

รายงานประจำปี 2554

เรือกักเก็บก๊าซธรรมชาติ FSO

ท่อทรานส์ ไทย-มาเลเซีย ขนาด 42 นิ้ว ไปเชื่อมกับ ท่อเส้นที่ 3

มูด้า-ดี

16 Slot

8” x3km

5km

มูด้า-เอ

20 Slot

มูด้า-ซี

16 Slot

มูด้า-บี

16 Slot

18” x7.8km

20 Slot

มูด้า-เอฟ

3.5km

แท่นผลิตกลาง มูด้า

18” x3km

มูด้า-อี

16 Slot

เจ็งก้า-เอ 20 Slot

แท่นที่พักอาศัย

6km

24”x33.3km

เจ็งก้า-บี

ท่อทรานส์ ไทย-มาเลเซีย ขนาด 24 นิ้ว

16 Slot

แผนผังตำแหน่งแท่นประกอบการผลิตในแปลง B-17 แปลง B-17-01 การสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือน : ในปี 2554 บริษัท CPOC ดำเนินงานสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนแบบสามมิติตาม ข้อผูกพันของการสำรวจในสองพืน้ ที่ ได้แก่ South Eastern Area และ South Western Area ครอบคลุมพืน้ ที่ 491.45 และ 448.52 ตารางกิโลเมตร ตามลำดับ การเจาะหลุมปิโตรเลียม : มีการเจาะในแปลง B-17-01 รวม 5 หลุม แบ่งเป็นหลุมสำรวจ 3 หลุม คือ หลุม CA-18, บุหลันตะวันตกเฉียงใต้-1 และ ปูลาซาน-1 และหลุมประเมินผล 2 หลุม คือ หลุมจินดา-2 และหลุมแอนดาลัสตะวันออก-2 ผลการเจาะพบปิโตรเลียมทุกหลุมยกเว้นหลุม CA-18

รายได้ของรัฐบาลไทยจากการประกอบกิจการปิโตรเลียมในปี 2554

องค์กรร่วมไทย-มาเลเซียทำหน้าที่จัดเก็บรายได้จากการประกอบกิจการปิโตรเลียมในพื้นที่พัฒนาร่วม และนำส่งรายได้ครึ่งหนึ่งให้รัฐบาลไทยผ่านทางกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเพื่อนำส่งเป็นรายได้ของแผ่นดินต่อไป โดยในช่วงเดือนมกราคม-ธันวาคม 2554 จัดส่งค่าภาคหลวงปิโตรเลียมส่วนทีเ่ ป็นกำไร และรายได้อน่ื ๆ จากแปลง A-18 และแปลง B-17 เป็นเงินรวม 14,932 ล้านบาท

ค่าภาคหลวง ปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไร รายได้อื่นๆ รวม

แปลง A-18

2,349 5,141 741 8,231

แปลง B-17

1,640 4,505 556 6,701

113

หน่วย: ล้านบาท

ส่วนที่

4

การดำเนินโครงการที่สำคัญ

โครงการเฝ้าระวังด้านสิ่งแวดล้อม โครงการศึกษาแนวทางการพัฒนาและใช้ประโยชน์หินน้ำมันแม่สอด โครงการศึกษาด้านกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในชั้นหินใต้ดิน

โครงการเฝ้าระวังด้านสิ่งแวดล้อม

ตั้งแต่ยุคเริ่มต้น การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศได้พยายามดำเนินงานโดยก่อให้เกิดผลกระทบ สิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด ต่อมา เมื่อมีการประกาศใช้พระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535 การตระหนักถึงความสำคัญของสิ่งแวดล้อมได้ขยายวงกว้างออกไปอย่างมาก จนกระทั่งปัจจุบัน สิ่งแวดล้อมกลายเป็นปัจจัยสำคัญที่ต้องคำนึงถึงควบคู่ไปกับปัจจัยด้านเทคนิคในการประกอบกิจการปิโตรเลียม ทุกโครงการ ทั้งด้วยข้อบังคับของกฎหมายและด้วยความสมัครใจ จนทำให้มีการพัฒนาเทคนิคการดำเนินงานและ วิธีการบริหารจัดการเพื่อป้องกันและลดผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นต่อสิ่งแวดล้อมมาอย่างต่อเนื่อง

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้กำกับดูแลการดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม ให้เป็นไปตามมาตรการที่ระบุไว้ในรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมที่ได้รับการเห็นชอบและสอดคล้อง กับมาตรฐานสากล ทั้งนี้ บริษัทผู้รับสัมปทานจะต้องส่งรายงานการติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมให้กับ กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติ ซึง่ ทีผ่ า่ นมาผลการตรวจติดตามคุณภาพสิง่ แวดล้อมโครงการต่างๆ ส่วนใหญ่อยูใ่ นเกณฑ์มาตรฐาน ที่กำหนด

นอกจากนั้น กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติยังได้ดำเนินนโยบายเพื่อลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมอีกหลายโครงการ ได้แก่ การกำหนดให้โครงการผลิตปิโตรเลียมในทะเลทั้งหมดอัดกลับน้ำจากกระบวนการผลิตลงชั้นกักเก็บ (100% produced water injection) การส่งเสริมการลดปริมาณก๊าซเผาทิง้ จากโครงการผลิตปิโตรเลียม โดยนำมาใช้ประโยชน์ เป็นเชื้อเพลิงของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าทั้งภายในหรือภายนอกโครงการ หรือจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงให้กับอุตสาหกรรม ขนาดย่อย เป็นต้น

ถึงแม้จะมีการดำเนินการต่างๆ ในการกำกับดูแลด้านสิง่ แวดล้อมตามทีก่ ล่าวแล้วข้างต้น กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติ ก็มิได้นิ่งนอนใจ และได้จัดทำโครงการเฝ้าระวังผลกระทบสิ่งแวดล้อมและการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมอื่นๆ เพื่อให้ สามารถรับรู้ถึงแนวโน้มปัญหาที่อาจจะเกิดขึ้น และกำหนดแนวทางการป้องกันและแก้ไขล่วงหน้า ดังต่อไปนี้

116

รายงานประจำปี 2554

โครงการตรวจเฝ้าระวังสารปรอทบริเวณแท่นผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย

117

ในกระบวนการผลิตปิโตรเลียมไม่ว่าจะเป็นการผลิตน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติ จะมีน้ำและสารพลอยได้ อื่นๆ ที่ปะปนอยู่ในแหล่งกักเก็บถูกผลิตขึ้นมาด้วย โดยมีปริมาณแตกต่างกันไปในแต่ละแหล่งกักเก็บ ปรอทจัดเป็นสาร พลอยได้ชนิดหนึง่ ทีอ่ าจก่อให้เกิดความเป็นพิษต่อสิง่ แวดล้อมหากมีความเข้มข้นมากเกินเกณฑ์ทก่ี ำหนด ดังนัน้ เพือ่ เป็น การเฝ้าระวังผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากสารปรอท กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจึงได้ดำเนินโครงการศึกษาการสะสม และประเมินสถานการณ์ของสารปรอทในเนือ้ เยือ่ ปลาหน้าดินบริเวณรอบแท่นผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทยมาอย่างต่อเนือ่ ง ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2540 โดยทำการตรวจวัดปริมาณปรอทในเนื้อเยื่อปลาทะเลหน้าดิน ได้แก่ ปลากะพง ปลาเก๋า ปลาหมูสี และปลาสร้อยนกเขา ที่อาศัยอยู่โดยรอบแท่นผลิตปิโตรเลียมจำนวน 12 แหล่งผลิต เปรียบเทียบกับปลาที่ได้จากแหล่ง ซื้อขาย และเพิ่มโครงการตรวจวัดปริมาณปรอทในน้ำทะเลรอบแท่นผลิตอีกหนึ่งโครงการตั้งแต่ปี พ.ศ. 2553 โดย มอบหมายให้สถาบันวิจัยทรัพยากรทางน้ำ และศูนย์เชี่ยวชาญเฉพาะทางด้านเทคโนโลยีชีวภาพทางทะเล ภาควิชา วิทยาศาสตร์ทางทะเล คณะวิทยาศาสตร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย เป็นผูท้ ำการศึกษาในช่วงปีงบประมาณ 2540 - 2553 และภาควิชาวาริชศาสตร์ คณะวิทยาศาสตร์ มหาวิทยาลัยบูรพา เป็นผู้ทำการศึกษาในปีงบประมาณ 2554 - 2555 สำหรับข้อมูลที่ได้จากการศึกษาจะนำไปใช้กำหนดแนวทางบริหารจัดการการดำเนินงานด้านสิ่งแวดล้อมของผู้รับ สัมปทานต่อไป

โครงการจัดทำระบบฐานข้อมูลสิ่งแวดล้อม

โครงการจัดทำระบบฐานข้อมูลสิ่งแวดล้อม มีวัตถุประสงค์เพื่อจัดทำระบบฐานข้อมูลสิ่งแวดล้อมที่เกี่ยวข้อง กับการประกอบกิจการปิโตรเลียมให้อยู่ในรูปแบบข้อมูลอิเล็กทรอนิคส์ ซึ่งจะทำให้สามารถสืบค้นได้อย่างรวดเร็ว และถูกต้อง รวมทั้งสามารถบูรณาการข้อมูลทั้งหมดในการศึกษาแนวโน้มด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อสนับสนุนการกำกับดูแล การดำเนินงานของผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น

การดำเนินโครงการจัดทำระบบฐานข้อมูลสิ่งแวดล้อม ใช้ระยะเวลา 2 ปี ระหว่างปีงบประมาณ 2554 - 2555 โดยในปีแรก เป็นขั้นตอนการออกแบบโปรแกรมคอมพิวเตอร์สำหรับจัดเก็บข้อมูลให้เป็นระบบพร้อมทั้งการ สื บ ค้ น และแสดงผล การพัฒนาโปรแกรมประยุกต์สำหรับการป้อนข้อมูลด้านความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อ ม ทั้งจากรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและรายงานติดตามตรวจสอบคุณภาพสิ่งแวดล้อมโครงการ สำรวจและผลิตปิโตรเลียม และรายงานการศึกษาโครงการเฝ้าระวังสารปรอทบริเวณแท่นผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย เข้ามาจัดเก็บในฐานข้อมูล รวมทั้งเริ่มทดสอบการนำเข้าข้อมูลบางส่วน สำหรับปีงบประมาณ 2555 จะพัฒนา โปรแกรมประยุกต์ด้านสารสนเทศภูมิศาสตร์สำหรับแสดงคุณภาพสิ่งแวดล้อมในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม พัฒนา ระบบการนำเข้าข้อมูลออนไลน์ และนำเข้าข้อมูลส่วนที่เหลือทั้งหมด

118

รายงานประจำปี 2554

โครงการกำหนดระยะปลอดภัยจากแรงสั่นสะเทือนเนื่องจาก การสำรวจปิโตรเลียมโดยวิธีวัดคลื่นไหวสะเทือน

119

การสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนบนบกโดยใช้วัตถุระเบิดเป็นต้นกำเนิด คลื่นอาจจะก่อให้เกิดแรงสั่นสะเทือนที่มีผลกระทบต่อโครงสร้างทางวิศวกรรม ต่างๆ เช่น บ้านเรือนที่อยู่อาศัย วัด โบราณสถาน ที่อยู่ใกล้เคียงได้ ดังนั้น ในการสำรวจจึ ง ต้ อ งกำหนดระยะห่ า งระหว่ า งโครงสร้ า งทางวิ ศ วกรรมและ ตำแหน่งหลุมกำเนิดคลื่นที่เรียกว่าระยะปลอดภัยไว้ด้วย การสำรวจที่ผ่านมา จะใช้เกณฑ์อ้างอิงจากมาตรฐานระยะปลอดภัยจากการทำเหมืองหินและแร่ ของกรมควบคุมมลพิษ

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติมีแนวคิดในการจัดทำมาตรฐานระยะปลอดภัย จากการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนที่ใช้วัตถุระเบิดเป็นต้นกำเนิดคลื่น ดังนั้น ในปีงบประมาณ 2554 จึงได้มอบหมายให้ศูนย์เชี่ยวชาญเฉพาะทางด้านวิศวกรรม แผ่นดินไหวและการสั่นสะเทือน ภาควิชาวิศวกรรมโยธา คณะวิศวกรรมศาสตร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย เป็นผู้ศึกษาผลกระทบของแรงสั่นสะเทือนที่มีต่อ โครงสร้างทางวิศวกรรม และกำหนดระยะปลอดภัยให้เหมาะสมกับขนาดของแรง สั่นสะเทือน เพือ่ ใช้กบั การสำรวจวัดคลืน่ ไหวสะเทือนทีม่ วี ตั ถุระเบิดเป็นต้นกำเนิดคลืน่

ปัจจุบันโครงการดังกล่าวดำเนินงานแล้วเสร็จ สามารถกำหนดค่าคงที่ ของระยะปลอดภั ย ระหว่ า งโครงสร้ า งทางวิ ศ วกรรมและแหล่ ง กำเนิ ด คลื ่ น เมื่อใช้วัตถุระเบิด 1 กิโลกรัม ในกรณีที่ต้องการกำหนดระยะปลอดภัยสำหรับ ขนาดวัตถุระเบิดที่เพิ่มขึ้น ก็จะสามารถคำนวณได้จากค่าคงที่ดังกล่าว โดย กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจะดำเนินการประกาศเป็นมาตรฐานระยะปลอดภัยที่ใช้ สำหรับการสำรวจปิโตรเลียมโดยวิธีวัดคลื่นไหวสะเทือนต่อไปในอนาคต

โครงการศึกษาพัฒนาเครือข่ายการมีส่วนร่วมของ ผู้มีส่วนได้เสียจากการพัฒนาปิโตรเลียม

การสำรวจและผลิ ต ปิ โ ตรเลี ย มในประเทศไทยได้ ด ำเนิ น งานอย่ า ง ต่อเนื่องเป็นระยะเวลา 40 ปี โดยไม่ก่อให้เกิดผลกระทบสิ่งแวดล้อมอย่างมี นัยสำคัญ แต่ในปัจจุบัน ความตื่นตัวด้านสิ่งแวดล้อมและข่าวสารการรั่วไหล ของน้ำมันดิบครั้งร้ายแรงในอ่าวเม็กซิโก ทำให้ประชาชนในพื้นที่สำรวจปิโตรเลียม จำนวนมาก โดยเฉพาะอย่างยิง่ รอบอ่าวไทย เกิดความกังวลและมีมมุ มองในทางลบ ต่อกิจกรรมการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในภาพรวมทัง้ หมด แม้วา่ สภาพแวดล้อม ของแหล่งปิโตรเลียมและวิธีการดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศ จะแตกต่างกับกรณีของอ่าวเม็กซิโกเป็นอย่างมากก็ตาม ความกังวลใจและมุมมอง ในทางลบก่อให้เกิดการต่อต้านโครงการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมหลายโครงการ และส่งผลกระทบต่อการจัดหาแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติมีความประสงค์ที่จะสร้างความเข้าใจที่ถูกต้อง กับประชาชนในพื้นที่รอบอ่าวไทยเกี่ยวกับการประกอบกิจการปิโตรเลียมใน ประเทศ จึงได้รเิ ริม่ โครงการศึกษาพัฒนาเครือข่ายการมีสว่ นร่วมของผูม้ สี ว่ นได้เสีย จากการพัฒนาปิโตรเลียมในปีงบประมาณ 2554 ระยะเวลาดำเนินโครงการ 4 ปี เพื่อสร้างความเข้าใจที่ถูกต้องซึ่งจะช่วยลดการต่อต้านของประชาชนต่อโครงการ สำรวจและผลิตปิโตรเลียม โดยในปีแรกนี้ ได้ดำเนินการสร้างเครือข่ายของผู้มี ส่วนได้เสียบริเวณพื้นที่อำเภอเกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี ซึ่งเป็นไปได้ด้วยดี และในปีงบประมาณ 2555 จะขยายเครือข่ายของผู้มีส่วนได้เสียเพิ่มขึ้นในกลุ่ม ประมงในพื้นที่รอบอ่าวไทยตอนบน ควบคู่ไปกับพื้นที่เกาะสมุยต่อไป

120

รายงานประจำปี 2554

โครงการศึกษาความสมบูรณ์ของระบบนิเวศน์บริเวณแท่นผลิตปิโตรเลียม

121

ในปีงบประมาณ 2555 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้ริเริ่มโครงการศึกษาความสมบูรณ์ของระบบนิเวศน์ บริเวณแท่นผลิตปิโตรเลียม โดยเน้นการศึกษาพันธุ์ปลารอบแท่นผลิต เนื่องจากในช่วงเวลาที่ผ่านมา มักมีการร้องเรียน ของชาวประมงว่า การติดตัง้ แท่นประกอบการผลิตปิโตรเลียมในทะเลและการกำหนดเขตปลอดภัย 500 เมตรรอบแท่น มีผลกระทบในทางลบต่อชาวประมงเนื่องจากทำให้เสียพื้นที่ในการทำประมง แต่การสำรวจเบื้องต้นพบว่าบริเวณ ใต้แท่นดังกล่าวเป็นที่อยู่อาศัยของปลาทะเลจำนวนมาก แสดงให้เห็นว่าแท่นประกอบการผลิตปิโตรเลียมเป็น โครงสร้างที่เหมาะสมในการเป็นสถานที่หลบภัยและแหล่งอนุบาลสัตว์ทะเล ดังนั้น การศึกษาความสมบูรณ์ของ ระบบนิเวศน์บริเวณแท่นผลิตปิโตรเลียมจะเป็นหลักฐานทางวิชาการที่ยืนยันความสามารถในการอนุรักษ์ทรัพยากร สัตว์น้ำของแท่นผลิตปิโตรเลียม นอกเหนือการใช้ประโยชน์ในการผลิตปิโตรเลียม

โครงการศึกษาแนวทางการพัฒนา และใช้ประโยชน์หินน้ำมันแม่สอด การดำเนินงานศึกษา

2551

2552

2553

2554

เจาะสำรวจ 16 หลุม ความลึกตัง้ แต่ 207.0 ถึง 382.5 เมตร คิดเป็นความลึกรวม 4,749.4 เมตร โดยใช้เครื่องเจาะสำรวจ Speed Star ของ กฟผ. เจาะเก็บตัวอย่างแท่งหินชนิด Full Coring รวมทั้งหยั่งธรณีหลุมเจาะ ในพื้นที่ศักยภาพสูง บริเวณบ้านห้วยกะโหลก วิเคราะห์คณ ุ สมบัตหิ นิ น้ำมัน 2 ด้าน คือ วิเคราะห์เพือ่ การใช้เป็นเชือ้ เพลิงในโรงไฟฟ้าโดย กฟผ. ทีเ่ หมืองแม่เมาะ จังหวัดลำปาง และวิเคราะห์เพือ่ การสกัดเป็นน้ำมันหินโดยกรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติ ว่าจ้างมหาวิทยาลัยเชียงใหม่เป็นผู้วิเคราะห์โดยใช้ 40 ตัวอย่างหิน จาก 5 หลุมเจาะ ศึกษาโอกาสของการทำเหมืองหินน้ำมัน และศึกษาโอกาสการใช้ประโยชน์หินน้ำมันเพื่อ ผลิตไฟฟ้าโดยใช้โปรแกรมศึกษาของ กฟผ. ศึกษาการสกัดหินน้ำมันเป็นน้ำมันหิน โดยว่าจ้าง Colorado School of Mines (สหรัฐอเมริกา) และ UMATAC แห่งแคนาดา ศึกษาการใช้หินน้ำมัน เถ้าหินน้ำมัน และกากหินน้ำมันเพื่อผลิตปูนซีเมนต์ โดยวิเคราะห์ คุณสมบัติเบื้องต้นโดย Colorado School of Mines และศึกษาแนวทางการใช้ประโยชน์ เชิงพาณิชย์เบือ้ งต้นโดยใช้โปรแกรมศึกษาของผูป้ ระกอบการผลิตปูนซีเมนต์ ศึกษาการใช้หินน้ำมันเพื่อสกัดเป็นน้ำมันหินในเชิงพาณิชย์ โดยใช้โปรแกรมของ กฟผ. และข้อคิดเห็นของบริษัท UMATAC ศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมในการทำเหมืองหินน้ำมัน การใช้หินน้ำมันผลิตไฟฟ้าและสกัด เป็นน้ำมันหิน ดำเนินงานด้านมวลชนสัมพันธ์ในพืน้ ทีศ่ กึ ษาสำรวจและใกล้เคียง

คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2550 อนุมัติให้กระทรวงพลังงานโดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผูศ้ กึ ษาสำรวจแหล่งหินน้ำมันแม่สอด จังหวัดตาก ในเขตพืน้ ที่ 104 ตารางกิโลเมตร ให้แล้วเสร็จภายใน 4 ปี นับจากวันที่คณะรัฐมนตรีมีมติอนุมัติ (วันที่ 11 ธันวาคม 2550 ถึง 10 ธันวาคม 2554) โดยมีขอบเขตการศึกษา เพื่อประเมินศักยภาพแหล่งหินน้ำมันแม่สอด ศึกษาความเป็นไปได้ ในการทำเหมือง ศึกษาการใช้ประโยชน์หินน้ำมันแม่สอดทั้งในโรงไฟฟ้า ด้านการกลั่น อุตสาหกรรมเคมีหรือใช้ใน โรงปูนซีเมนต์ ศึกษาผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมขั้นต้น พร้อมทั้งดำเนินการด้านมวลชนสัมพันธ์และรายงานผล การศึกษาต่อคณะรัฐมนตรี โดยมีการดำเนินงานศึกษาดังตารางข้างบน และสรุปการศึกษาได้ดังนี้

122

รายงานประจำปี 2554

การประเมินศักยภาพแหล่งหินน้ำมันแม่สอด

พื้นที่ศึกษา พื้นที่แหล่งหินน้ำมัน

123

แม้ว่าในช่วงปี พ.ศ. 2517 - 2529 มีการเจาะสำรวจโดยกรมทรัพยากรธรณี และ กฟผ. ในแหล่งหินน้ำมัน แม่ ส อดรวมทั ้งสิ้น 165 หลุม แต่ในขณะนั้นเทคโนโลยีการเจาะยังไม่ทันสมัย จึงมีความไม่แน่นอนเกี่ยวกั บ ระดับความลึกของชั้นหินน้ำมันที่พบ รวมทั้งไม่มีเครื่องมือสำหรับใช้ในการหยั่งธรณีหลุมเจาะ ทำให้ไม่มีข้อมูล ที่จะนำมาใช้เปรียบเทียบเพื่อหาความสัมพันธ์ของชั้นหินน้ำมันในหลุมเจาะเดิมกับหลุมเจาะใหม่ 16 หลุมในปี 2551 ได้ ดังนั้น การประเมินศักยภาพของแหล่งหินน้ำมันในครั้งนี้ จึงเป็นการประเมินจากข้อมูลหลุมเจาะในปี 2551 ในพื้นที่ศึกษาขนาด 18 ตารางกิโลเมตร ดังรูป

จากการประเมินศักยภาพหินน้ำมันในพื้นที่ศึกษา พบว่ามีหินน้ำมันไม่น้อยกว่า 13 ชั้น ซึ่งสามารถแบ่ง เป็นชั้นย่อยได้ 43 ชั้น แต่ละชั้นย่อยมีความหนาตั้งแต่ 0.01 - 16.60 เมตร โดยพบแทรกสลับกับชั้นหินดินดาน หรือหินอื่น ตั้งแต่ผิวดินลงไปจนตลอดทั้งหลุม หินน้ำมันส่วนใหญ่มีค่าความร้อนน้อยกว่า 1,000 แคลอรี/กรัม และเมื่อตัดหินน้ำมันที่มีค่าความร้อนต่ำกว่า 500 แคลอรี/กรัมออกไป พบว่ามีค่าความร้อนเฉลี่ยทั้งแอ่ง 902 แคลอรี/กรัม มีปริมาณเถ้าค่อนข้างสูง (เฉลี่ย 60.60 - 70.83 %) มีปริมาณความชื้นต่ำมาก (เฉลี่ย 7.15 - 11.12 %) และมีปริมาณน้ำมันหิน (oil yield) เฉลี่ย 5% โดยน้ำหนัก หรือ 0.32 บาร์เรล/ตันหินน้ำมัน ในขณะที่ถ่านหินลิกไนต์ เหมืองแม่เมาะ จังหวัดลำปาง มีค่าความร้อนเฉลี่ย 2,700 แคลอรี่/กรัม ซึ่งสูงกว่าค่าความร้อนของหินน้ำมันแม่สอด ถึง 3 เท่า

ผลการประเมินศักยภาพหินน้ำมันในพื้นที่ศึกษา 18 ตารางกิโลเมตรสรุปได้ว่า หินน้ำมันที่มีค่าความร้อน มากกว่า 500 แคลอรี/กรัม มีปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาขั้นยืนยัน (Measured Resource) 1,051 ล้านตัน ในขณะที่หินน้ำมันที่มีค่าความร้อนมากกว่า 900 แคลอรี/กรัม ที่ระดับความลึกไม่เกิน 100 เมตร มีปริมาณสำรอง ทางธรณีวิทยาประมาณ 99 ล้านตัน และที่ระดับความลึกไม่เกิน 200 เมตร มีปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาประมาณ 175 ล้านตัน และในจำนวนนี้มีหินน้ำมันที่มีค่าความร้อนมากกว่า 2,000 แคลอรี/กรัม เพียง 1.2 ล้านตัน

การศึกษาโอกาสในการทำเหมือง

การศึกษาโอกาสในการพัฒนาหินน้ำมันโดยการทำเหมืองเปิดซึง่ กำหนดระดับความลึกของบ่อเหมืองที่ 100 เมตร พบว่ามีชั้นหินน้ำมันคุณภาพดีอยู่ 2 ชั้น คือชั้น M10B และ M11B คิดเป็นปริมาณสำรองที่สามารถทำเหมืองได้ รวม 32.36 ล้ า นตั น และมี ค ุ ณ ภาพเฉลี ่ ย ที ่ ไ ด้ จ ากการวิ เ คราะห์ ต ั ว อย่ า งแท่ ง หิ น คิ ด เป็ น ค่ า ความร้ อ น 957 แคลอรี/กรัม เถ้า 65.44% และความชื้น 8.62% เมื่อคำนวณต้นทุนการผลิต ในกรณีที่มีแผนการผลิต 30 ปี ปี ล ะ 1.08 ล้ า นตั น และคิ ด ค่ า ใช้ จ ่ า ยเฉพาะการขุ ด ขนดิ น ซึ ่ ง คิ ด เป็ น ปริ ม าตรหน้ า ดิ น เดิ ม ตามธรรมชาติ ปีละประมาณ 16.30 ล้านลูกบาศก์เมตร (แน่น) พบว่ามีค่าใช้จ่ายเฉลี่ยตามจริงที่อัตราส่วนลด 10% สูงถึง 1,270 บาทต่อตัน จัดว่าเป็นต้นทุนการผลิตหินน้ำมันที่ไม่คุ้มค่าการลงทุน โดยเฉพาะอย่างยิ่งเมื่อเปรียบเทียบ ต้นทุนการผลิตต่อหน่วยแคลอรีพบว่า สูงกว่าต้นทุนการผลิตถ่านหินลิกไนต์ของเหมืองแม่เมาะหลายเท่าตัว แผนที่การกระจายตัวของหินน้ำมัน

ตารางแสดงความหนา ปริมาณสำรอง และคุณภาพ ชั้น M10B (ค่าความร้อน ≥> 500 kcal/kg) ค่าต่ำสุด ค่ำสูงสุด ค่าเฉลี่ย ค่าเบี่ยงเบน

มาตรฐาน ความหนาหินน้ำมันสุทธิ (ม.)

1.00 8.19 3.16 2.32 ความหนาหินแทรกสลับรวมสุทธิ (ม.)

0 1.75 0.58 1.01 ค่าความร้อน(กิโลแคลอรี่/กิโลกรัม) 863 1,302 1,099 221 เถ้า (%) 63.73 69.09 66.14 2.72 ความชื้น (%) 5.65 8.64 7.13 1.50 ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยา (ล้านตัน) 26.08 ความลึกจากผิวดิน (ม.)

4.00 21.10 11.10

ตารางแสดงความหนา ปริมาณสำรอง และคุณภาพ ชั้น M11B (ค่าความร้อน ≥> 500 kcal/kg) ค่าต่ำสุด ค่ำสูงสุด ค่าเฉลี่ย ค่าเบี่ยงเบน

มาตรฐาน ความหนาหินน้ำมันสุทธิ (ม.)

0.90 6.30 2.80 3.04 ความหนาหินแทรกสลับรวมสุทธิ (ม.)

0 0 0 0 ค่าความร้อน(กิโลแคลอรี่/กิโลกรัม) 1043 1746 1292 394 เถ้า (%) 61.62 64.85 62.89 1.72 ความชื้น (%) 4.71 13.68 9.15 4.49 ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยา (ล้านตัน) 17.77 ความลึกจากผิวดิน (ม.)

53.00 63.10 56.85

124

รายงานประจำปี 2554

การศึกษาโอกาสการใช้ประโยชน์ในโรงไฟฟ้า

เมือ่ นำข้อมูลทีไ่ ด้จากการศึกษาโอกาสในการพัฒนาหินน้ำมันโดยการทำเหมืองเปิดข้างต้น มาใช้ประกอบการ จัดทำข้อมูลด้านเทคนิคเบื้องต้นของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่จะใช้หินน้ำมันแอ่งแม่สอดเป็นเชื้อเพลิง พบว่าในกรณี ที่มีปริมาณสำรองหินน้ำมัน 32.26 ล้านตัน ที่ค่าความร้อนเฉลี่ย 957 แคลอรี/กรัม และผลิตได้ปีละ 1.08 ล้านตัน จะสามารถป้อนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนขนาด 52 MW ซึ่งติดตั้งเครื่องผลิตไอน้ำแรงดันสูงแบบ Circulating Fluidized Bed Boiler (CFB Boiler) อายุโครงการ 30 ปี ได้ 1 โรง โดยจะมีราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงกว่า ค่าเฉลีย่ ของโรงไฟฟ้าชนิดอืน่ ของ กฟผ. 2 เท่า ซึง่ ไม่คมุ้ ค่าการลงทุน รวมทัง้ ไม่สามารถหาค่าผลตอบแทนการลงทุนและ ระยะเวลาคืนทุนได้

การศึกษาด้านการสกัดเป็นน้ำมันหิน

125

ในปี พ.ศ. 2551 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้ว่าจ้างมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ ศึกษาการสกัดน้ำมันหินจากตัวอย่าง หินน้ำมันแม่สอดจำนวน 5 หลุม พบว่าสามารถให้น้ำมันหินสูงสุดประมาณตันละ 87 ลิตร หรือประมาณ 23 แกลลอนต่อตัน (1 แกลลอน = 3.8 ลิตร) และให้นำ้ มันหินต่ำสุดประมาณตันละ 22 ลิตร หรือประมาณ 5.5 แกลลอนต่อตัน โดยหินน้ำมันส่วนใหญ่เป็นหินน้ำมันคุณภาพต่ำ ส่วนการวิเคราะห์คณ ุ สมบัตนิ ำ้ มันทีไ่ ด้พบว่าส่วนใหญ่เป็นคีโรซีน (Kerosene) และไข (Wax)

ในปี พ.ศ. 2552 กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติได้วา่ จ้าง Colorado School of Mines แห่งสหรัฐอเมริกา และบริษทั UMATAC แห่งแคนาดา ศึกษาวิเคราะห์ดา้ นการสกัดเป็นน้ำมันหินทัง้ ในระดับห้องปฏิบตั กิ ารและแบบจำลองกระบวนการ ทางภาคอุตสาหกรรม โดยครอบคลุมถึงการวิเคราะห์คุณสมบัติและองค์ประกอบของหินน้ำมันแม่สอด น้ำมันหินที่ได้ และกากหินน้ำมัน การศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนาและใช้ประโยชน์หินน้ำมันแม่สอดด้านการสกัดเป็นน้ำมันหิน การใช้ประโยชน์กากหินน้ำมันในอุตสาหกรรมซีเมนต์และอุตสาหกรรมอืน่ ๆ รวมถึงการศึกษาผลกระทบด้านสิง่ แวดล้อม ที่อาจเกิดขึ้น โดยสรุปผลการศึกษาได้ดังนี้

1) ชนิดของคีโรเจน (Kerogen type) พบว่าเป็นชนิด I และ II สะสมตัวในตะกอนทะเลสาบเป็นส่วนใหญ่ มีคุณภาพดีแต่ Maturity อยู่ในขั้นที่ต่ำมาก

2) การสกัดน้ำมันหินในกระบวนการ Alberta Taciuk Process ในระดับ Bench scale พบว่ามีปริมาณ น้ำมันหินต่ำสุด 8.66 ลิตรต่อตัน และปริมาณน้ำมันสูงสุด 320.95 ลิตรต่อตันซึ่งได้จากชั้นหินน้ำมัน คุณภาพดีแต่เป็นชั้นบางประมาณ 1 เมตร โดยมีค่า Mean ของปริมาณน้ำมันหิน 76.80 ลิตรต่อตัน แต่มคี า่ Standard Deviation สูงถึง 57.19 ส่วนปริมาณน้ำมันหินทีไ่ ด้จากการวิเคราะห์ดว้ ยวิธี Modified Fischer Assay พบว่ามีค่า Mean ประมาณร้อยละ 6.71 โดยน้ำหนัก โดยมีค่า Standard Deviation เท่ากับร้อยละ 4.92

3) ผลการวิเคราะห์น้ำมันหินพบมีค่า API Gravity ที่ 15°C เฉลี่ย 26.5 (ค่าต่ำสุด 21.5 และสูงสุด 32.6) อยูใ่ นช่วง Waxy ถึง Resin มีจดุ ไหลเทสูงโดยมีคา่ เฉลีย่ 23.9°C ปริมาณกำมะถันและไนโตรเจนอยูใ่ นระดับ ปานกลาง ซึ่งอาจต้องปรับปรุงคุณภาพก่อนนำไปใช้

ปี พ.ศ. 2553 - 2554 ศึกษาการใช้ประโยชน์ในเชิงพาณิชย์ด้านการสกัดเป็นน้ำมันหินโดยใช้ซอฟท์แวร์ของ กฟผ. ประกอบกับความเห็นของบริษัท UMATAC ผลการศึกษาพบว่ามีต้นทุนการผลิตสูงมากไม่คุ้มค่าการลงทุน โดยยังไม่คิดรวมค่าใช้จ่ายด้านการจัดการสิ่งแวดล้อมและด้านการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันหินให้สูงขึ้นอยู่ในระดับ ใกล้เคียงกับคุณภาพน้ำมันปกติในตลาดปัจจุบัน ซึ่งเป็นเทคโนโลยีที่ซับซ้อนต้องมีการลงทุนและค่าดำเนินการที่สูงมาก

การศึกษาการใช้หินน้ำมันในโรงกลั่นและอุตสาหกรรมเคมี

เนือ่ งจากผลการศึกษาด้านการสกัดเป็นน้ำมันหินแสดงให้เห็นว่าไม่คมุ้ ค่าในเชิงพาณิชย์ ทำให้การลงทุนต่อเนือ่ ง ทั้งด้านการกลั่นหรือการนำไปใช้ในอุตสาหกรรมเคมีไม่สามารถดำเนินการในเชิงพาณิชย์ได้เช่นกัน

การศึกษาการใช้หินน้ำมันในอุตสาหกรรมปูนซีเมนต์

ผลการศึกษาเบื้องต้นด้านการใช้ประโยชน์หินน้ำมันในอุตสาหกรรมปูนซีเมนต์ พบว่ามีความเป็นไปได้ ในการนำไปใช้ในโรงปูนซีเมนต์ที่จังหวัดสระบุรี แต่การก่อสร้างโรงผลิตปูนซีเมนต์ขึ้นใหม่ในอำเภอแม่สอดหรือพื้นที่ ใกล้เคียงเพื่อรองรับการใช้ประโยชน์หินน้ำมันแม่สอดนั้น ขณะนี้ยังไม่มีความเหมาะสมเนื่องจากเหตุผลด้านการตลาด และแม้ว่าสถานการณ์ด้านการตลาดเปลี่ยนแปลงไปในอนาคตก็ยังคงจำเป็นต้องศึกษารายละเอียดเพิ่มเติม

ในเรือ่ งนี้ กระทรวงอุตสาหกรรมโดยกรมอุตสาหกรรมพืน้ ฐานและการเหมืองแร่ได้แสดงความสนใจทีจ่ ะศึกษา แนวทางการพัฒนาหินน้ำมันแม่สอดเพื่อใช้ในภาคอุตสาหกรรม โดยเฉพาะอุตสาหกรรมซีเมนต์และวัสดุก่อสร้าง ซึ่งกระทรวงพลังงานจะประสานความร่วมมือและนำข้อเสนอดังกล่าวประกอบในรายงานการศึกษาที่จะเสนอคณะรัฐ มนตรีเพื่อพิจารณาต่อไป

หลังจากการสกัดน้ำมันหินออกจากหินน้ำมันแล้วจะมีกากหินน้ำมัน (Spent shale) คงเหลืออยู่ ซึ่งต้องมี แนวทางการจัดการที่เหมาะสม การศึกษาวิเคราะห์คุณสมบัติของกากหินน้ำมันโดย Colorado School of Mine พบว่ากากหินน้ำมันแม่สอดส่วนใหญ่ประกอบด้วยแร่ดนิ เหนียวประเภทอิลไลต์/สเม็กไตต์ (Illite/Smectite) และอิลไลต์ (Illite) ค่าเฉลี่ยของแร่อ๊อกไซด์หลักประกอบด้วย SiO2 43.98 % CaO 16.05 % Al2O3 13.89 % MgO 7.01 % และ Fe2O3 5.15 % โดยผลการศึกษาด้านการใช้ประโยชน์พบว่ากากหินน้ำมันแม่สอดไม่มีคุณสมบัติที่จะใช้ทดแทน หินดินดานในการผลิตปูนซีเมนต์ได้ทั้งหมด แต่การนำไปผสมในสัดส่วนน้อยประมาณร้อยละ 10 - 20 ของปริมาณ วัตถุดิบนั้นอาจเป็นไปได้ และต้องศึกษาความเป็นไปได้ในเชิงพานิชย์ประกอบด้วย ในเรื่องนี้ ผู้ประกอบการผลิต ปูนซีเมนต์ได้ให้ความเห็นว่า การนำเถ้าหินน้ำมันที่เกิดจากโรงไฟฟ้าหินน้ำมันหรือกากหินน้ำมันจากโรงสกัดน้ำมันหิน ไปใช้ในอุตสาหกรรมซีเมนต์ในเชิงพาณิชย์นั้น มีความเป็นไปได้น้อยกว่าการใช้หินดินดานตามปกติ ดังนั้น ผลการศึกษา เบื้องต้นจึงสรุปว่ายังไม่มีความคุ้มค่าในการใช้กากหินน้ำมันและเถ้าหินน้ำมันในโรงปูนซีเมนต์

126

รายงานประจำปี 2554

การดำเนินงานด้านมวลชนสัมพันธ์

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและ กฟผ. ได้ดำเนินการประชุมชี้แจงแผนงานโครงการศึกษาและสำรวจแนวทาง การพัฒนาแหล่งหินน้ำมันอำเภอแม่สอด แก่ผู้ว่าราชการจังหวัดตาก หน่วยงานราชการ องค์การบริหารส่วนท้องถิ่น องค์กรเอกชน กำนันผู้ใหญ่บ้าน และประชาชนในจังหวัดตากและในพื้นที่สำรวจ ผลการสำรวจความคิดเห็นพบว่า ประชาชนส่วนใหญ่ในพื้นที่มีข้อกังวลเกี่ยวกับการใช้ประโยชน์ที่ดิน ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม และความปลอดภัย ในชีวิตและทรัพย์สิน หากมีการพัฒนาเพื่อใช้ประโยชน์แหล่งหินน้ำมัน นอกจากนี้ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติยังได้ แต่งตั้งคณะทำงานร่วมระหว่างภาครัฐและประชาชนในการรับรู้และแสดงความคิดเห็นโครงการศึกษาและสำรวจ แนวทางการพัฒนาแหล่งหินน้ำมันอำเภอแม่สอด จังหวัดตาก ซึ่งประกอบด้วยผู้แทนภาครัฐคือ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ส่วนราชการ องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น และผู้แทนภาคเอกชนและประชาชน ในพื้นที่โครงการและบริเวณใกล้เคียง โดยมีผู้ว่าราชการจังหวัดตาก และนายพนัส ทัศนียานนท์ ผู้ทรงคุณวุฒิใน คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ เป็นที่ปรึกษา คณะทำงานดังกล่าวมีการประชุมที่อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก เพื่อรับทราบรายละเอียดโครงการและรับฟังข้อคิดเห็น ข้อวิตกกังวล ข้อสงสัยและข้อเสนอแนะต่อโครงการ ทั้งนี ้ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจะจัดให้มีการประชุมเพื่อสรุปผลการศึกษาของโครงการ ต่อคณะทำงานร่วมฯ และผู้ที่เกี่ยวข้อง ในจังหวัดตากและในพื้นที่สำรวจทราบต่อไป

สรุปผลการศึกษา

127

กระทรวงพลังงานโดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยมีความเห็นว่าแหล่ง หินน้ำมันแม่สอด ประกอบด้วยชั้นหินน้ำมันเป็นชั้นบางแทรกสลับกับหินดินดานจำนวนมาก ทำให้มีคุณภาพโดยรวม ค่อนข้างต่ำและค่าความร้อนเฉลี่ยเพียง 900 แคลอรี่/กรัม ซึ่งส่งผลให้การทำเหมือง การใช้ประโยชน์ด้านการผลิต ไฟฟ้าและการสกัดเป็นน้ำมันหิน รวมถึงการใช้ในอุตสาหกรรมต่อเนื่อง ไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์ในปัจจุบัน

โครงการศึกษาด้านการกักเก็บ คาร์บอนไดออกไซด์ในชั้นหินใต้ดิน

แหล่ง Sleipner ในทะเลเหนือของนอร์เวย์

ก๊าซเรือนกระจกที่สะสมตัวอยู่ในชั้นบรรยากาศของโลก ทำหน้าที่กักเก็บพลังงานความร้อนบางส่วน จากแสงอาทิตย์ไว้ไม่ให้กระจายกลับสู่ห้วงอวกาศทั้งหมด และช่วยรักษาอุณหภูมิของโลกไว้ให้เหมาะสมกับ การอยู่อาศัยของสิ่งมีชีวิต แต่หากปริมาณก๊าซเรือนกระจกมากเกินไปก็จะทำให้อุณหภูมิของโลกสูงขึ้นเรื่อยๆ จนเกิดสภาวะโลกร้อน ซึ่งเป็นปัจจัยสำคัญต่อการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศของโลก (Climate Change) โดยในปัจจุบันสังเกตเห็นการเปลี่ยนแปลงได้จากการหายไปของธารน้ำแข็งจำนวนมากและการละลายของ น้ำแข็งขั้วโลก ซึ่งจะส่งผลให้ระดับน้ำทะเลสูงขึ้นจนอาจเป็นปัญหาต่อพื้นที่ชายฝั่งทะเลทั่วโลกในอนาคต โดยเฉพาะเมืองใหญ่ชายฝั่งทะเลและประเทศที่เป็นเกาะแก่ง ดังนั้น ประชาคมโลกจึงเริ่มตระหนักถึงความจำเป็น ของการร่วมมือกันเพื่อแสวงหาวิธีลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก เพื่อควบคุมสภาวะดังกล่าวไม่ให้เลวร้ายยิ่งขึ้น

128

รายงานประจำปี 2554

ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ เป็นหนึง่ ในก๊าซเรือนกระจกทีม่ คี วามสำคัญมากทีส่ ดุ เนือ่ งจากมีการปล่อยก๊าซชนิดนี้ เป็นปริมาณสูงมากจากกิจกรรมของมนุษย์ โดยเฉพาะอย่างยิ่งการเผาไหม้เชื้อเพลิงประเภทต่างๆ อีกทั้งพื้นที่ป่าไม้ ซึง่ เป็นแหล่งกักเก็บตามธรรมชาติกก็ ลับลดน้อยลง ในปัจจุบนั จึงมีการพัฒนาเทคโนโลยี Carbon Capture and Storage หรือ CCS เพื่อดักจับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จากแหล่งที่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สูง แล้วขนส่งไปกักเก็บ อย่างถาวรในแหล่งกักเก็บต่างๆ เช่น ชั้นหินกักเก็บปิโตรเลียม ชั้นถ่านหิน ชั้นหินอุ้มน้ำเค็มใต้ดิน หรือในน้ำลึก ของมหาสมุทร เป็นต้น โดยโครงการ CCS ส่วนใหญ่ยังคงเป็นโครงการขั้นวิจัยและทดลองด้วยเหตุผลหลายประการ เช่น เทคโนโลยีที่ใช้ในการดักจับหรือกักเก็บยังอยู่ระหว่างการพัฒนา ต้นทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่สูงมาก หรือมีข้อจำกัดอื่นๆ จนเป็นอุปสรรคสำคัญของการดำเนินโครงการในเชิงพาณิชย์

ผลการศึกษาวิจัยในทศวรรษที่ผ่านมาพบว่า เทคโนโลยีด้านการกักเก็บที่สามารถกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ ในปริมาณมากและนำมาใช้ในเชิงพาณิชย์ได้ดีที่สุด ได้แก่ การกักเก็บไว้ในโครงสร้างทางธรณีวิทยาใต้ดิน หรือ Geological storage ทีม่ ตี น้ แบบมาจากโครงการผลิตก๊าซธรรมชาติแหล่ง Sleipner ในทะเลเหนือของประเทศนอร์เวย์ ซึ่งแยกก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ส่วนเกินออกจากก๊าซธรรมชาติโดยใช้กรรมวิธีทางเคมีแล้วอัดลงหลุมเจาะไปเก็บไว้ใน ชั้นหินอุ้มน้ำเค็มปีละ 1 ล้านตัน โดยสามารถพิสูจน์ได้ว่าไม่ก่อให้เกิดความเสียหายต่อชั้นหินและไม่มีการรั่วไหลของ คาร์บอนไดออกไซด์สู่ผิวดิน หลังจากนั้น กลุ่มบริษัทผู้ร่วมทุนในแหล่ง Sleipner เอง และผู้ประกอบการปิโตรเลียม รายอืน่ ก็ได้นำหลักการดังกล่าวไปปรับใช้ในแหล่งปิโตรเลียมอืน่ ในหลายประเทศทีม่ ปี จั จัยแวดล้อมเอือ้ อำนวยให้สามารถ ดำเนินงานได้ โดยโครงการทีด่ ำเนินการอยูใ่ นปัจจุบนั ประกอบด้วยการอัดคาร์บอนไดออกไซด์ผา่ นหลุมเจาะลงไปกักเก็บ ในชั้นหินอุ้มน้ำเค็มที่อยู่ในระดับความลึกตั้งแต่ 800 เมตรลงไป หรือกักเก็บไว้ในชั้นหินที่มีการผลิตปิโตรเลียมไปแล้ว นอกจากนัน้ ยังสามารถกักเก็บร่วมกับการนำไปใช้ประโยชน์ในการผลักดันน้ำมันดิบออกจากชัน้ หินกักเก็บน้ำมันเพือ่ เพิม่ ปริมาณการผลิต (Enhanced Oil Recovery หรือ EOR) ได้อีกด้วย

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติในฐานะหน่วยงานกำกับดูแลการดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของผู้รับ สัมปทานปิโตรเลียม เล็งเห็นความจำเป็นของการศึกษาและแสวงหาข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับโครงการ CCS โดยเฉพาะ อย่างยิ่งในประเด็นการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ไว้ในแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมที่มีการผลิตแล้ว เพื่อเตรียมความพร้อม รองรับการตัดสินใจดำเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศของประเทศไทยในอนาคต เนื่องจากในปัจจุบัน มียทุ ธศาสตร์ดา้ นพลังงานทีม่ ผี ลต่อการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ได้แก่ แผนพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ.25512565) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ.2553-2573) เท่านั้น ดังนั้น จึงควรมีการเตรียมแผนงานอื่นๆ ที่สามารถ ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ไว้รองรับต่อไป

โครงการศึกษาหลักเกณฑ์การคัดกรองพื้นที่ที่มีศักยภาพ ในการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ไว้ในโครงสร้างทางธรณีวิทยาใต้ดิน (Thailand Geological Site Screening for Carbon Sequestration)

129

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้ว่าจ้างบริษัทเตตร้า เทค อีเอ็ม อิงค์ เป็นที่ปรึกษาในการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อใช้ สำหรับคัดกรองโครงสร้างธรณีวิทยาใต้ดินที่มีศักยภาพในการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ โดยนำข้อมูลที่มีอยู่เดิมของ แหล่งปิโตรเลียมทัว่ ประเทศมาใช้ประกอบการศึกษา ได้แก่ แผนทีโ่ ครงสร้างทางธรณีวทิ ยา ข้อมูลการหยัง่ ธรณีหลุมเจาะ ข้อมูลด้านการผลิตและปริมาณสำรองของแหล่งกักเก็บปิโตรเลียม

ในขั้นต้น ได้ทำการคัดกรองแหล่งปิโตรเลียมที่น่าจะมีศักยภาพในการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์จากแหล่ง ทั่วประเทศทั้งบนบกและในทะเล โดยใช้เกณฑ์เบื้องต้น (Initial screening) คือ 1) ชั้นหินกักเก็บปิโตรเลียมมีความหนา มากกว่า 10 เมตรและอยูล่ กึ มากกว่าหนึง่ กิโลเมตร 2) แหล่งกักเก็บสามารถจุคาร์บอนไดออกไซด์ได้ไม่นอ้ ยกว่า 2 ล้านตัน และอยู่ห่างจากรอยแยกขนาดใหญ่ไม่น้อยกว่า 500 เมตร ผลพบว่ามีแหล่งปิโตรเลียมที่ผ่านเกณฑ์ดังกล่าว 28 แหล่ง

ส่วนใหญ่เป็นแหล่งในอ่าวไทย หลังจากนั้น จึงศึกษารายละเอียดของโครงสร้างกักเก็บปิโตรเลียมทั้ง 28 แหล่งดังกล่าว จนได้ค่าของตัวแปรสำคัญๆ ที่บ่งชี้ถึงขีดความสามารถในการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ในรูปแบบของ Screening and Ranking Framework (SRF) ซึ่งสามารถนำไปใช้เป็นเกณฑ์สำหรับการคัดกรองและจัดลำดับความสำคัญของ โครงสร้างธรณีวิทยาที่จะเลือกใช้เป็นแหล่งกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับประเทศไทยต่อไป

อย่างไรก็ตาม โครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ผ่านเกณฑ์การคัดกรองนี้แล้ว ยังจำเป็นต้องศึกษาในรายละเอียด เพิ่มเติมอีกมาก ทั้งการสร้างแบบจำลองการไหลในแหล่งกักเก็บ (Reservoir Simulation) เพื่อศึกษาลักษณะ การเคลื่อนที่และแพร่กระจายของคาร์บอนไดออกไซด์หลังจากอัดลงในแหล่งกักเก็บแล้ว การศึกษาถึงปัจจัยความเสี่ยง ต่อการรัว่ ไหลเพือ่ ประเมินศักยภาพการกักเก็บในระยะยาว รวมทัง้ ต้องคำนึงถึงระยะทางระหว่างโครงสร้างทีม่ ศี กั ยภาพ ในการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์กับแหล่งที่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในปริมาณสูง เพื่อประเมินค่าใช้จ่าย ในการขนส่งและความเป็นไปได้ของการดำเนินโครงการด้วย

การกักเก็บในพื้นที่ป่าไม้

CO2 ที่ปล่อยสู่ชั้นบรรยากาศ

โรงงานอุตสาหกรรม

โรงงานผลิตเอธานอล ถ่านหินและชีวมวล

การดักจับ CO2 เชื้อเพลิง การใช้ประโยชน์ CO2 ใน อุตสาหกรรมต่างๆ

การใช้ CO2 ช่วยเพิ่มการผลิตน้ำมัน

โรงไฟฟ้า

หินปิดกั้น การกักเก็บในชั้นหินใต้ดิน

ชั้นถ่านหิน ชั้นหินกักเก็บปิโตรเลียม

Source : http://www.netl.doe.gov/technologies/carbon_seq/FAQs/carbonstorage2.html

แผนภาพแสดงแนวทางการกักเก็บและใช้ประโยชน์ CO2

130

รายงานประจำปี 2554

ชั้นหินอุ้มน้ำเค็ม

โครงการศึกษาแนวทางการดำเนินงานและบทบาทของภาครัฐต่อการกักเก็บ คาร์บอนไดออกไซด์ไว้ใต้ดิน

131

กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติรว่ มกับสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย และบริษทั ทีป่ รึกษา คือ บริษทั Det Norske Veritas และ บริษัทแชนด์เลอร์และทองเอก ทำการศึกษาเพื่อกำหนดแนวทางการดำเนินงานของภาครัฐในการเตรียม ความพร้อมรองรับการจัดทำโครงการ CCS ในประเทศไทย โดยได้ดำเนินการดังต่อไปนี้

1) ศึกษาและรวบรวมข้อมูลการดำเนินโครงการ CCS ของต่างประเทศโดยพิจารณาประเด็นด้านเทคโนโลยี การดักจับ การขนส่ง และการอัดและกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ไว้ใต้ดิน ด้านผลกระทบต่อสังคมและสิ่งแวดล้อม ด้านค่าใช้จา่ ย ด้านการกำกับดูแลโครงการและการดำเนินงานของภาครัฐ เพือ่ วิเคราะห์ถงึ ข้อดี ข้อเสีย ปัญหาและอุปสรรค และปัจจัยสนับสนุน ของการดำเนินโครงการ CCS

2) ศึกษาความเป็นไปได้เบือ้ งต้นสำหรับการดำเนินโครงการ CCS ในประเทศไทย โดยแบ่งเป็น 2 กรณีศกึ ษา

• กรณีศกึ ษาโครงการบนบก ประกอบด้วยการดักจับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จากโรงไฟฟ้าถ่านหิน และขนส่ง ทางท่อเพื่ออัดลงในแหล่งน้ำมันดิบเพื่อเพิ่มอัตราการผลิต

• กรณีศกึ ษาโครงการในทะเล ประกอบด้วยการดักจับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จากแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติ ในอ่าวไทย แล้วขนส่งทางท่อเพื่ออัดกลับในแหล่งก๊าซธรรมชาติใกล้เคียงที่ไม่มีการผลิตแล้ว

ทั้งนี้ เพื่อให้ทราบถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค กฎหมายและข้อบังคับ และค่าใช้จ่ายที่จะเพิ่มขึ้นโดยประมาณ อันเนื่องมาจากการดำเนินโครงการ CCS โดยผลการศึกษาในเบื้องต้นบ่งชี้ว่ามีความเป็นไปได้ในเชิงเทคนิคสำหรับการ ดำเนินโครงการ CCS ในประเทศไทย แต่ยังคงมีประเด็นที่ต้องพิจารณาโดยละเอียด ทั้งในด้านเทคโนโลยีที่จะนำมาใช้ ผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตปิโตรเลียมหรือพลังงานไฟฟ้า การมีส่วนร่วมของผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ตลอดจนข้อกฎหมาย ที่จะใช้ในการกำกับดูแล

3) จัดทำแนวทางการดำเนินงานและบทบาทของภาครัฐเพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการดำเนินโครงการ CCS ในประเทศไทย ซึ่งภาครัฐต้องเตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่

• การให้ความรู้และเสริมสร้างสมรรถนะในการดำเนินโครงการ CCS ให้แก่บุคลากรที่เกี่ยวข้อง

• การพิจารณาออกกฎหมายและวางกฎระเบียบในการกำกับดูแลให้ครอบคลุมทุกด้าน ทั้งด้านเทคนิค ความปลอดภัยและสิง่ แวดล้อม และค่าใช้จา่ ยในการดำเนินงาน พร้อมทัง้ กำหนดให้มหี น่วยงานรับผิดชอบ ทีช่ ดั เจน เพือ่ ให้โครงการ CCS สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพและมีเอกภาพในการกำกับดูแล

• การจัดเตรียมมาตรการส่งเสริมเพือ่ ให้โครงการ CCS สามารถเกิดขึน้ ได้ เนือ่ งจากโครงการ CCS มีคา่ ใช้จา่ ย สูงมากและรัฐอาจต้องมีมาตรการช่วยเหลือด้านการเงิน อย่างไรก็ตาม มาตรการดังกล่าวไม่ควรที่จะ กระทบต่อต้นทุนพลังงานของประเทศและต้นทุนการพัฒนาประเทศ ทั้งนี้ บางประเทศมีมาตรการ ในเชิงผลักดันให้เกิดโครงการ CCS เช่น ประเทศนอร์เวย์ออกกฎหมายเก็บภาษีการปล่อยก๊าซคาร์บอน ไดออกไซด์ ส่วน UNFCCC มีมาตรการส่งเสริมโดยอนุมัติให้โครงการ CCS สามารถเป็นโครงการ Clean Development Mechanism (CDM) ได้ แต่มีเงื่อนไขและข้อกำหนดที่ต้องดำเนินการหลายขั้นตอน

• การสร้างความเข้าใจที่ถูกต้องเกี่ยวกับวิธีการดำเนินงานและประโยชน์ของโครงการ CCS เพื่อให้เกิดการ ยอมรับของผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย เพื่อป้องกันข้อกังวลว่าถ้านำก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลงไปกักเก็บไว้ใต้ดิน แล้วจะมีการรั่วไหลและก่อให้เกิดอันตรายหรือไม่

ส่วนที่

5

กิจกรรมเพื่อสังคมและสิ่งแวดล้อม โครงการเฉลิมพระเกียรติฯ เพื่อฟื้นฟูสิ่งแวดล้อม สู้ภัยน้ำท่วม เรียนรู้โลกปิโตรเลียม

โครงการเฉลิมพระเกียรติฯ เพื่อฟื้นฟูสิ่งแวดล้อม

“

ในช่วงสิบห้าปีที่ผ่านมา มีการเฉลิมฉลองวโรกาสอันเป็นมงคลยิ่งของพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัว รัชกาลปัจจุบัน หลายวาระ อาทิ วโรกาสการฉลองสิริราชสมบัติครบ 50 ปี และ 60 ปี ในปี 2539 และ 2549 วโรกาสมหามงคลเฉลิมพระชนมพรรษา 70 พรรษา 72 พรรษา และ 80 พรรษา ในปี 2540 2542 และ 2550 ตามลำดับ วโรกาสครบรอบ 60 ปีแห่งการบรมราชาภิเษก และบรมราชาภิเษกสมรส ในปี 2553 จวบจนถึงปัจจุบนั ซึ่งอยู่ในช่วงเฉลิมฉลองวโรกาสมหามงคลเฉลิมพระชนมพรรษา 84 พรรษา 5 ธันวาคม 2554 และด้วยความ สำนึกในพระมหากรุณาธิคณ ุ กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติและบริษทั ผูป้ ระกอบการปิโตรเลียมได้รว่ มกันจัดตัง้ มูลนิธกิ รม เชื้อเพลิงธรรมชาติและผู้ประกอบการด้านปิโตรเลียมขึ้นในปี 2548 เพื่อระดมทุนสำหรับดำเนินการกิจกรรมต่างๆ ที่เป็นสาธารณประโยชน์ โดยทั้งเข้าร่วมและริเริ่มจัดทำโครงการเฉลิมพระเกียรติพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัว ในวโรกาสต่าง ๆ ดังนี้

134

รายงานประจำปี 2554

”

โครงการปลูกป่าถาวรเฉลิมพระเกียรติพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัว เนื่องในวโรกาส ทรงครองราชย์ปีที่ 50 ระยะที่ 3 (พ.ศ. 2546 - 2550)

135

โครงการปลูกป่าถาวรเฉลิมพระเกียรติพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัว เนื่องในวโรกาสทรงครองราชย์ปีที่ 50 เป็นโครงการที่ริเริ่มขึ้นโดยกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรี เพื่อสนองพระราชดำริ ของพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยูห่ วั ในด้านการทำนุบำรุงสิง่ แวดล้อมและทรัพยากรป่าไม้ของประเทศ และสนองพระราช กระแสของสมเด็จพระนางเจ้าฯ พระบรมราชินีนาถ ในการหามาตรการหยุดยั้งการทำลายป่าและเร่งฟื้นฟูสภาพต้นน้ำ โครงการดังกล่าวกำหนดเป้าหมายให้หน่วยงานของรัฐและเอกชนร่วมกันปลูกป่าในพื้นที่อนุรักษ์ที่เสื่อมโทรม จำนวน 5 ล้านไร่ ระหว่างปี พ.ศ. 2537 - 2539 แต่เนื่องจากระยะเวลาของโครงการสั้นเกินไปทำให้ไม่บรรลุเป้าหมายดังกล่าว คณะรัฐมนตรีจึงมีมติให้ขยายระยะเวลาดำเนินการออกไปในระยะที่ 2 (พ.ศ. 2540 - 2545) แต่ในระยะนั้น เกิดปัญหา ภาวะเศรษฐกิจตกต่ำทัว่ โลก ส่งผลให้ผเู้ ข้าร่วมโครงการจำนวนมากต้องชลอหรือหยุดการปลูกป่า ดังนัน้ เมือ่ สิน้ สุดระยะที่ 2 จึงปลูกป่าไปได้เพียง 3.4 ล้านไร่ คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติให้ขยายระยะเวลาต่อไปเป็นระยะที่ 3 (พ.ศ. 2546 - 2550) เพื่อดำเนินการปลูกป่าให้ครบตามเป้าหมายและน้อมเกล้าฯ ถวายแด่พระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวต่อไป

การเข้าร่วมโครงการดังกล่าวสามารถกระทำได้ 2 วิธี คือ 1) การบริจาคเงินให้แก่โครงการปลูกป่าถาวรเฉลิม พระเกียรติฯ โดยตรง และ 2) การแสดงความจำนงจองพื้นที่ปลูกป่าเพื่อดำเนินการปลูกป่าและบำรุงรักษาด้วยตนเอง โดยมีกิจกรรมที่ต้องดำเนินการเป็นระยะเวลา 3 ปี ประกอบด้วย การปลูกป่า 1 ปี และการดูแลรักษาป่าอีก 2 ปี วงเงินค่าใช้จ่ายรวม 5,000 บาทต่อไร่ โดยที่ กรมอุทยานแห่งชาติ สัตว์ป่าและพันธุ์พืช จะเป็นผู้สนับสนุนกล้าไม้ ให้คำแนะนำทางด้านวิชาการ และอำนวยความสะดวกด้านต่างๆ ที่จำเป็น

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพิจารณาเห็นว่าหากจะระดมทุนจากผู้ประกอบการด้านปิโตรเลียมในประเทศเพื่อ สนับสนุนโครงการดังกล่าว ควรเลือกวิธีจองพื้นที่ปลูกป่า เพื่อเปิดโอกาสให้ผู้สนับสนุนโครงการมีส่วนร่วมกำหนด พื้นที่ปลูกป่า จัดกิจกรรมอันเป็นประโยชน์แก่ประชาชนในพื้นที่ และติดตามความก้าวหน้าของการปลูกป่าด้วยตนเอง ดังนั้น เมื่อเริ่มระดมทุนและได้รับความร่วมมือเป็นอย่างดีจากผู้ประกอบการด้านปิโตรเลียมรวม 47 บริษัทแล้ว จึงได้ จดทะเบียนก่อตั้งมูลนิธิกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและผู้ประกอบการด้านปิโตรเลียม ให้เป็นมูลนิธิที่ไม่แสวงหากำไรและ เป็นองค์กรสาธารณกุศลลำดับที่ 603 ตามประกาศกระทรวงการคลังว่าด้วยภาษีเงินได้และภาษีมลู ค่าเพิม่ (ฉบับที่ 308) ลงวันที่ 22 ธันวาคม พ.ศ. 2548 เพื่อเป็นแกนกลางดำเนินการปลูกป่าให้บรรลุตามวัตถุประสงค์ต่อไป

มุมมองสภาพพื้นที่จากศาลาเอนกประสงค์ แสดงสภาพก่อนการปลูกป่า (ภาพบน) และหลังการปลูกป่า (ภาพล่าง) พื้นที่โล่งที่เห็นอยู่ในระยะไกลเป็นพื้นที่ สปก.ที่อยู่นอกแปลงปลูกป่า

136

รายงานประจำปี 2554

มูลนิธิฯ ได้จองพื้นที่เพื่อดำเนินการปลูกป่า 1 แปลง คือ แปลงปลูกป่า FPT 15/2 จำนวน 38,363 ไร่ ในเขตอำเภอศรีเทพ และอำเภอวิเชียรบุรี จังหวัดเพชรบูรณ์ พร้อมกันนี้ ยังได้รับเป็นผู้บริหารงานและดูแลตรวจสอบ แปลงปลูกป่าที่กระทรวงพลังงานเป็นผู้จองพื้นที่ไว้ คือ แปลงปลูกป่า FPT7 และ FPT13 จำนวน 4,100 ไร่ ณ อำเภอชนแดน จังหวัดเพชรบูรณ์ ด้วย

มูลนิธิฯ ได้ดำเนินงานโครงการปลูกป่าถาวรเฉลิมพระเกียรติตั้งแต่เดือนตุลาคม 2547 - กันยายน 2552 รวมระยะเวลา 5 ปี โดยใน 3 ปีแรก ได้ดำเนินการปลูกป่าและบำรุงรักษา ตลอดจนก่อสร้างอาคารเอนกประสงค์ ในพื้นที่แปลงปลูกป่า FPT15/2 เพื่อให้เป็นศูนย์การเรียนรู้ด้านป่าไม้ พลังงาน หรือจัดกิจกรรมที่เกี่ยวข้องด้านพลังงาน โดยให้บริการแก่นักเรียน นักศึกษา และประชาชนทั่วไป นอกจากนั้น ยังได้จัดกิจกรรมที่เป็นสาธารณประโยชน์ โดยได้รับความร่วมมือจากเจ้าหน้าที่กรมอุทยานแห่งชาติฯ ได้แก่ การฟื้นฟูป่าโดยการปลูกพืชที่เหมาะสมกับสภาพ ป่าตามธรรมชาติ การฝึกอบรมการป้องกันไฟป่า และการให้ความรู้เกี่ยวกับการอนุรักษ์ทรัพยากรป่าไม้แก่ชาวบ้าน ในพื้นที่ปลูกป่าและพื้นที่ใกล้เคียง ส่วนใน 2 ปีหลัง มูลนิธิฯ ได้แสดงความจำนงต่อกรมอุทยานแห่งชาติฯ ขอดำเนิน กิจกรรมดูแลรักษาป่าต่อไป เพื่อให้ป่ามีความสมบูรณ์มากขึ้น ควบคู่ไปกับการดำเนินโครงการฟื้นฟูระบบนิเวศป่า และน้ำภาคเหนือเฉลิมพระเกียรติ 80 พรรษา (5 ธันวาคม 2550) และเพื่อดำเนินกิจกรรมสาธารณประโยชน์ต่อเนื่อง ไปอีกระยะหนึ่ง

เมื่อสิ้นสุดปีที่ 5 พบว่าต้นไม้ในแปลงปลูกป่าเจริญเติบโตมากขึ้นและสภาพพื้นที่มีความสมบูรณ์มาก จึงส่งมอบพื้นที่คืนให้กับกรมอุทยานแห่งชาติฯ เพื่อทะนุบำรุงรักษาต่อไป ทั้งนี้ มูลนิธิฯ ยังได้ทำการก่อสร้างฝาย ต้นน้ำแบบถาวรจำนวน 3 ฝายในพื้นที่ และจัดกิจกรรมฝึกอบรมให้แก่เยาวชนและผู้นำชุมชนเพิ่มเติม ก่อนการส่งมอบ พื้นที่อย่างเป็นทางการในเดือนพฤศจิกายน 2552

1.อาคารเอนกประสงค์

137

2.หนึ่งในฝายต้นน้ำแบบถาวร

โครงการฟื้นฟูระบบนิเวศป่าและน้ำภาคเหนือเฉลิมพระเกียรติ 80 พรรษา (5 ธันวาคม 2550)

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้รับการประสานจากกองทัพภาคที่ 3 ขอความร่วมมือในการสนับสนุนโครงการ ฟืน้ ฟูระบบนิเวศป่าและน้ำภาคเหนือเฉลิมพระเกียรติ 80 พรรษา (5 ธันวาคม 2550) ซึง่ เป็นโครงการตามพระราชดำริ ของสมเด็จพระนางเจ้าฯ พระบรมราชินีนาถ ด้านการอนุรักษ์ทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อแก้ไขปัญหา ภาวะวิกฤติด้านทรัพยากรป่าไม้และทรัพยากรน้ำ เมื่อศึกษารายละเอียดของโครงการแล้ว กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เห็นควรให้การสนับสนุน โดยมอบให้มูลนิธิกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและผู้ประกอบการด้านปิโตรเลียมดำเนินการร่วมไป กับโครงการปลูกป่าถาวรเฉลิมพระเกียรติฯ ในแปลงปลูกป่า FPT 15/2 เป็นระยะเวลา 2 ปี (เดือนตุลาคม 2550 กันยายน 2552) โดยกิจกรรมในโครงการนี้ ประกอบด้วย

1) การสำรวจพื้นที่ป่าเพื่อจัดทำแผนที่พร้อมพิกัดสร้างฝายแบบผสมผสาน

2) สำรวจพื้นที่ที่จะทำการปลูกหญ้าแฝก เพื่อช่วยกรองตะกอนดิน รักษาหน้าดิน และป้องกันการพังทลาย ของดิน

3) ดำเนินการสร้างฝายแบบผสมผสานปีละ 1,800 ฝาย รวมทั้งสิ้น 3,600 ฝาย และ

4) การปลูกหญ้าแฝกในพื้นที่ที่เหมาะสม

โดยได้รายงานความคืบหน้าของผลการดำเนินงานให้กองทัพภาคที่ 3 ทราบเป็นระยะ ปัจจุบันพื้นที่โครงการ อยู่ในความดูแลของกรมอุทยานแห่งชาติ สัตว์ป่าและพันธุ์พืช

138

รายงานประจำปี 2554

โครงการปลูกป่าชายเลนเฉลิมพระเกียรติ “ลดโลกร้อน ถวายพ่อ”

เนื่องในวโรกาสครบรอบ 60 ปี แห่งการบรมราชาภิเษกและวโรกาสเฉลิมพระชนมพรรษา 5 ธันวาคม 2553 รัฐบาลได้มอบหมายให้ส่วนราชการต่างๆ จัดกิจกรรมเฉลิมพระเกียรติพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวอย่างต่อเนื่อง ตลอดปี 2553 โดยให้มีกิจกรรมที่หลากหลายในด้านที่เกี่ยวเนื่องกับโครงการพระราชดำริ พระราชกรณียกิจ หรือ พระบรมราโชวาท ดังนั้น กระทรวงพลังงานและหน่วยงานในสังกัด จึงได้บูรณาการจัดทำโครงการเฉลิมพระเกียรติ พระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวภายใต้แนวคิด “ลดโลกร้อน ถวายพ่อ” ตลอดทั้งปี 2553 ต่อเนื่องถึงปี 2555 กระจาย อยู่ในหลายพื้นที่ของประเทศ เช่น โครงการปลูกต้นสัก 99,784 ต้น รอบโรงไฟฟ้าในจังหวัดราชบุร ี โครงการปลูก ต้นไม้รอบบ้านพ่อ 840,000 ต้น ที่อำเภอหัวหิน จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ และอำเภอแก่งกระจาน จังหวัดเพชรบุรี โครงการปลูกต้นมะพร้าว 100,000 ต้น ที่อำเภอเกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี และโครงการปลูกป่าชายเลน 9,784 ไร่ ที่อำเภอขลุง จังหวัดจันทบุรี

ป่าชายเลนมีความสำคัญต่อความอุดมสมบูรณ์ของทรัพยากรชายฝั่งทะเล เนื่องจากเป็นสถานที่หลบภัย และขยายพันธุ์ของสัตว์น้ำขนาดเล็ก เป็นแหล่งอาหารและที่อยู่อาศัยของสัตว์น้ำสัตว์บกจำนวนมาก รวมทั้งเป็น แนวป้องกันการกัดเซาะของชายฝั่งทะเลจากคลื่นลม ปัจจุบันพื้นที่ป่าชายเลนลดลงอย่างรวดเร็วและจำนวนมากอยู่ ในสภาพเสื่อมโทรม เนื่องจากการบุกรุกของมนุษย์เพื่อเปลี่ยนแปลงสภาพพื้นที่สำหรับการใช้ประโยชน์ในด้านอื่นๆ อาทิ การทำนากุ้ง ส่งผลกระทบอย่างมากต่อความสมดุลของระบบนิเวศ และทำให้พื้นที่ดูดซับก๊าซเรือนกระจกตาม ธรรมชาติลดลง

พื้นที่ต้นน้ำ พื้นที่เกษตรกรรม อำเภอขลุง

139

พื้นที่ป่าชายเลนปากน้ำเวฬุ

ปั ญ หาดังกล่าวเป็นปัญหาเร่งด่วนที่จำเป็นต้องแก้ไข ซึ่งกระทำได้โดยการฟื้นฟูสภาพป่าชายเลนให้ กลับคืนมา ดังนั้น กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ โดยมูลนิธิกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและผู้ประกอบการด้านปิโตรเลียม จึงได้บูรณาการร่วมกับจังหวัดจันทบุรี และสถานีพัฒนาทรัพยากรป่าชายเลนที่ 2 (ท่าสอน จันทบุรี) กรมทรัพยากร ทางทะเลและชายฝั่ง จัดทำโครงการปลูกป่าชายเลนเฉลิมพระเกียรติ “ลดโลกร้อน ถวายพ่อ” ในพื้นที่วิกฤติป่าสงวน แห่งชาติป่าชายเลนปากน้ำเวฬุ บ้านท่าสอน ตำบลบ่อ อำเภอขลุง จังหวัดจันทบุรี รวม 9,784 ไร่ ระยะเวลาดำเนินการ 3 ปี ระหว่างปีงบประมาณ 2553 ถึง 2555 โดยแบ่งเป็นการลงกล้าพันธุ์ไม้ในพื้นที่ 4,784 ไร่ด้านฝั่งตะวันออกและ 5,000 ไร่ด้านฝั่งตะวันตกของปากแม่น้ำเวฬุในปีที่หนึ่ง และการบำรุงรักษาด้วยการถางวัชพืชและการปลูกซ่อมในปีที่ สองและสาม

กล้าพันธุไ์ ม้ทใ่ี ช้ปลูกจำนวน 1,600 ต้นต่อไร่ รวมทัง้ สิน้ ประมาณ 15 ล้านต้น ประกอบด้วยพันธุไ์ ม้จำพวก โกงกางใบเล็ก โกงกางใบใหญ่ แสม ประสักดอกแดงและลำพู ซึง่ เป็นพันธุไ์ ม้ทเ่ี หมาะสมกับสภาพพืน้ ที ่ คือ สามารถ ปลูกในพื้นที่ที่มีสภาพน้ำเค็มขึ้นลงอย่างสม่ำเสมอ มีรากแขนงเป็นจำนวนมาก ทนต่อสภาพคลื่น ลมแรง สามารถ เป็นทีเ่ พาะพันธุแ์ ละทีอ่ ยูอ่ าศัยของสัตว์นำ้ รวมทัง้ ช่วยลดการกัดเซาะของชายฝัง่ ทีเ่ กิดจากคลืน่ ลมทะเลได้ ผลการ ดำเนินโครงการคาดว่าจะทำให้พื้นที่ป่าชายเลนด้านเหนือสุดของอ่าวไทยในพื้นที่วิกฤตของจังหวัดจันทบุรีได้รับ การฟืน้ ฟู สัตว์นำ้ สัตว์บกในพืน้ ทีม่ แี หล่งอาหารและทีอ่ ยูอ่ าศัยเพิม่ ขึน้ ส่งผลให้ประชาชนในพืน้ ทีม่ แี หล่งทรัพยากร ธรรมชาติสำหรับหาเลี้ยงชีพได้ต่อไป และยังสามารถนำไม้จากการตัดสางเพื่อขยายระยะห่างระหว่างต้นเมื่ออายุ ครบ 7 ปี จำนวน 800 ต้น/ไร่ เฉลีย่ ไร่ละ 8,000 กิโลกรัม มาใช้เป็นพลังงานทดแทนการใช้นำ้ มันและก๊าซธรรมชาติ สำหรับชุมชน คิดเป็นน้ำหนักประมาณ 78,272 ตัน และทีส่ ำคัญคือป่าชายเลนทีอ่ ดุ มสมบูรณ์ในบริเวณนีจ้ ะสามารถ ดูดซับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์อันเป็นสาเหตุ สำคัญของสภาวะโลกร้อนได้ถึง 19,568 ตันต่อปีอีกด้วย

140

รายงานประจำปี 2554

โครงการปะการังสร้างอาชีพ เฉลิมพระเกียรติพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัว เนื่องในโอกาสพระราชพิธีมหามงคลเฉลิมพระชนมพรรษา 7 รอบ 5 ธันวาคม 2554

แนวปะการังตามธรรมชาติเป็นโครงสร้างที่เกิดจากสิ่งมีชีวิตในทะเลและมีบทบาทสำคัญในเชิงนิเวศ เนื่องจากเป็นทั้งแหล่งที่อยู่อาศัย แหล่งอาหาร และแหล่งเพาะพันธุ์ ซึ่งมีผลโดยตรงต่อความอุดมสมบูรณ์ของสัตว์ ทะเลจำพวกกุ้ง หอย ปู ปลา และส่งผลต่อเนื่องถึงการประกอบอาชีพของชาวประมง ปัจจุบันพบว่าแนวปะการัง ตามธรรมชาติจำนวนมากเสือ่ มโทรมจากการเปลีย่ นแปลงของสภาพแวดล้อม เช่น อุณหภูมขิ องน้ำทะเลสูงขึน้ ทำให้ ปะการังฟอกขาวและหยุดการเติบโต รวมไปถึงการถูกทำลายทั้งโดยคลื่นลมพายุและฝีมือของมนุษย์ ทำให้ความ อุดมสมบูรณ์ของท้องทะเลลดลง ดังนัน้ การวางปะการังเทียมในอ่าวไทย โดยเฉพาะบริเวณทีม่ พี น้ื ทะเลเป็นโคลนเลน จะช่วยเพิ่มแหล่งที่อยู่อาศัยและสถานที่หลบภัยสำหรับสิ่งมีชีวิตในทะเลได้โดยตรง รวมทั้งช่วยเร่งอัตราการฟื้นฟู ของสิ่งมีชีวิตและความอุดมสมบูรณ์ตามธรรมชาติได้

141

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติโดยมูลนิธิกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและผู้ประกอบการปิโตรเลียม จึงได้ริเริ่มจัดทำ โครงการ “ปะการังสร้างอาชีพ เฉลิมพระเกียรติพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยูห่ วั เนือ่ งในโอกาสพระราชพิธมี หามงคล เฉลิมพระชนมพรรษา 7 รอบ 5 ธันวาคม 2554” โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อฟื้นฟูสภาพความอุดมสมบูรณ์ของท้องทะเล อันจะนำไปสูก่ ารพัฒนาคุณภาพชีวติ ของชาวประมง โดยเฉพาะชาวประมงพืน้ บ้าน และเสริมสร้างกระบวนการมีสว่ นร่วม จากภาคประชาชนในการแก้ไขปัญหาสภาพแวดล้อม เพื่อให้เกิดการพัฒนาอย่างยั่งยืน

การดำเนินโครงการในครั้งนี้ ให้ความสำคัญกับการมีส่วนร่วมของชุมชนในพื้นที่เป้าหมายทุกขั้นตอน โดยจะมีการลงพื้นที่จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นเพื่อกำหนดพิกัดพื้นที่ จำนวน และรูปแบบการวางปะการังเทียม ที่เหมาะสม ภายใต้คำแนะนำของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมประมง กรมทรัพยากรทางทะเลและชายฝั่ง กรมเจ้าท่า กองทัพเรือ และเมื่อดำเนินการแล้วเสร็จจะมอบให้เป็นสมบัติของชุมชนร่วมกันดูแลรักษา เพื่อให้เกิด ความยั่งยืนในการพัฒนาต่อไป

วัสดุที่ใช้เป็นปะการังเทียมจะเป็นไปตามมาตรฐานของกรมประมง คือ เป็นโครงสร้างปูนซีเมนต์ทรงลูกบาศก์ ความยาวด้านละ 1.5 เมตร มีช่องว่างให้น้ำสามารถไหลผ่านได้และมีน้ำหนักมากกว่า 1,000 กิโลกรัมหรือ 1 ตันต่อลูก ทำให้ไม่ถูกพัดพาด้วยคลื่น กระแสน้ำ หรือพายุ ปูนซีเมนต์ที่ใช้ต้องผ่านการตรวจสอบว่าไม่เป็นพิษและไม่ปลดปล่อย สารพิษลงในทะเล มีอายุการใช้งานไม่นอ้ ยกว่า 10 ปี พืน้ ผิวของปูนซีเมนต์ทม่ี คี วามพรุนจะช่วยให้สง่ิ มีชวี ติ เช่น ปะการัง เพรียง สาหร่าย เกาะติดได้อย่างรวดเร็ว ดึงดูดให้ปลาหรือสัตว์น้ำขนาดใหญ่อื่นๆ เข้ามาหาอาหาร และพัฒนาการเป็น แหล่งที่อยู่อาศัยและเพาะพันธุ์ได้เหมือนปะการังตามธรรมชาติ

โครงการนี้มีระยะเวลาดำเนินงานโดยประมาณ 10 เดือน (มิถุนายน 2554 - มีนาคม 2555) พืน้ ทีเ่ ป้าหมาย 3 พืน้ ที่ ได้แก่ 1) บ้านหัวถนน ตำบลมะเร็ต อำเภอเกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี 2) อำเภอละแม จังหวัดชุมพร 3) อำเภอสวี จังหวัดชุมพร โดยแบ่งการดำเนินงานออกเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่หนึ่ง เป็นการ ลงพื้นที่ในระดับตำบลของทุกพื้นที่เป้าหมาย เพื่อชี้แจงข้อมูลและแนวทางการ ดำเนินงาน แลกเปลี่ยนความรู้ สร้างความเข้าใจที่ดีต่อกัน และเก็บข้อมูล ความต้องการของประชาชนในพืน้ ที่ โดยดำเนินการในรูปแบบการประชุมสัมมนา ระหว่างเจ้าหน้าที่ของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกับกลุ่มประชาชนและหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องในพื้นที่ เช่น กำนัน ผู้ใหญ่บ้าน องค์กรปกครองท้องถิ่น ผูน้ ำศาสนา เป็นต้น ส่วนในระยะทีส่ อง จะสำรวจพืน้ ทีท่ างทะเลและประสานงานกับหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องเพื่อขออนุญาตสร้างแนวปะการังเทียมในทะเล พร้อมทั้งจัดจ้าง บริษัทและ/หรือกลุ่มชาวบ้านทำการหล่อโครงสร้างปูนซีเมนต์ จัดจ้างบริษัท ขนส่งโครงสร้างปูนซีเมนต์ไปวางในตำแหน่งที่เหมาะสมให้ครบตามจำนวน ทั้งนี้ โดยจะจัดพิธีและกิจกรรมเปิดโครงการ พร้อมทัง้ เผยแพร่ประชาสัมพันธ์โครงการ ตามความเหมาะสม

ในปี 2554 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้ลงพื้นที่เพื่อรับฟังความคิดเห็น และสำรวจความต้องการของประชาชนใน 3 พื้นที่เป้าหมาย เพื่อกำหนดพื้นที่ ดำเนินโครงการ และจัดตั้งคณะกรรมการในการตรวจสอบการจัดสร้างและวาง ปะการังเทียม โดยคาดหมายว่าจะใช้โครงสร้างปูนซีเมนต์สำหรับทำแนวปะการังเทียม พืน้ ทีล่ ะ 1,000 ก้อน รวมทัง้ หมด 3,000 ก้อน ซึง่ ในอนาคตจะสามารถสร้างประโยชน์ ให้กับประมงพื้นบ้านทั้ง 3 พื้นที่ รวมประมาณ 1,000 ลำ

142

รายงานประจำปี 2554

สู้ภัยน้ำท่วม

143

ในช่วงครึ่งหลังของปี 2554 ประเทศไทยประสบอุทกภัยร้ายแรงต่อเนื่องเป็นระยะเวลาหลายเดือน กรมเชื้อเพลิง ธรรมชาติในฐานะหน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน ได้มีส่วนร่วมในการช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัย โดยได้รับความร่วมมือ จากบริษัทผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมและบริษัทผู้รับจ้างเหมาโดยตรงรวม 13 บริษัท ซึ่งบริจาคเงินรวม 7,350,000 บาท และ ถุงยังชีพจำนวน 15,000 ถุง มูลค่า 7,300,000 บาท ให้แก่กระทรวงพลังงาน โดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติทำหน้าที่ประสานงาน ในการจัดสรรถุงยังชีพ รวมถึงเรือ สุขากระดาษ สุขาลอยน้ำ และเสื้อชูชีพ ซึ่งจัดซื้อด้วยเงินบริจาคข้างต้นให้แก่ประชาชน ในพื้นที่ประสบภัยในหลายจังหวัด

นอกจากนั้น ยังได้ประสานงานกับบริษัทผู้รับจ้างเหมาก่อสร้างแท่นประกอบการผลิตในทะเล 3 บริษัท ได้แก่ บริษัทไทยนิปปอน สตีล เอ็นจิเนียริ่ง แอนด์ คอนสตรัคชั่น คอร์ปอเรชั่น จำกัด บริษัท ซียูอีแอล จำกัด และบริษัทยูนิไทย ชิปยาร์ด แอนด์ เอนจิเนียริ่ง จำกัด ในการจัดสร้างแพสำหรับติดตั้งเครื่องสูบน้ำในโครงการฟื้นฟูพื้นที่ประสบอุทกภัยของ กระทรวงพลังงานจำนวน 140 ชุด โครงสร้างแพแต่ละชุดประกอบด้วยถังขนาด 200 ลิตร จำนวน 15 ใบ โครงเหล็กขนาด 2.7 X 3.0 เมตร สามารถรองรับน้ำหนักเครื่องสูบน้ำและอุปกรณ์ต่างๆ รวมถึงน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองได้ประมาณ 1,200 กิโลกรัม โดยได้รบั การสนับสนุนจากบริษทั ยูนไิ ทยฯ และบริษทั ซียอู แี อลฯ บริษทั ละ 50 ชุด มูลค่ารวม 5 ล้านบาท และบริษทั ไทยนิปปอน สตีลฯ จำนวน 40 ชุด มูลค่าประมาณ 2 ล้านบาท แพดังกล่าวได้นำไปใช้ในการสูบน้ำในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมสำคัญ 2 พื้นที่ ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมโรจนะ และ นิคมอุตสาหกรรมสหรัตนนคร

เรียนรู้โลกปิโตรเลียม

ม ย ี ล เ ร ต โลกปิโ

กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติเล็งเห็นความสำคัญของการเรียนรูเ้ พือ่ ให้เกิดความเข้าใจอย่างถ่องแท้ของเยาวชน และประชาชน โดยเฉพาะด้านการประกอบกิจการปิโตรเลียมซึ่งเป็นภารกิจหลักของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ จึงได้ จัดทำโครงการเสริมสร้างความรู้ความเข้าใจเรื่องปิโตรเลียมให้กับเด็กและเยาวชนจากสถานศึกษาต่างๆ ตลอดจน กลุ่มวิชาชีพที่มีบทบาทสำคัญในการให้ความรู้และข้อมูลข่าวสาร อาทิ ครูอาจารย์ผู้สอนวิทยาศาสตร์ ข้าราชการ ของหน่วยงานทีเ่ กีย่ วข้อง และผูส้ อ่ื ข่าวในพืน้ ทีส่ มั ปทานปิโตรเลียม โดยการดำเนินโครงการทีผ่ า่ นมาได้รบั การตอบรับ เป็นอย่างดีและเป็นทีพ่ งึ พอใจของผูเ้ ข้าร่วมโครงการ ทำให้กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติและผูป้ ระกอบการด้านปิโตรเลียม ที่สนับสนุนโครงการ เดินหน้าจัดทำโครงการเสริมสร้างความรู้ในทุกภูมิภาคของประเทศมาอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปี พ.ศ. 2547

กรอบของเนื้อหาความรู้ที่เผยแพร่จะเกี่ยวข้องกับการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม กฎหมายปิโตรเลียม และ ผลประโยชน์ที่ได้รับจากการประกอบกิจการปิโตรเลียมเป็นหลัก โดยจำแนกโครงการตามประเภทของกลุ่มเป้าหมาย และมีสถาบันฝึกอบรมและพัฒนาบุคลากรด้านปิโตรเลียมเป็นผู้ดูแลหลักสูตรการฝึกอบรม สำหรับโครงการที่ใช้เวลา 1 - 2 วัน ผู้บรรยายจะเป็นเจ้าหน้าที่ของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ส่วนโครงการที่มีระยะเวลา 2 - 4 เดือน ซึ่งมีเนื้อหา เพิ่มมากขึ้น เช่น ด้านการบริหารจัดการ เศรษฐศาสตร์ ฯลฯ จะมีผู้ชำนาญงานในแต่ละด้านเป็นผู้บรรยาย

144

รายงานประจำปี 2554

โครงการรู้จัก รู้รักษ์ พิทักษ์ปิโตรเลียม

145

โครงการรู้จัก รู้รักษ์ พิทักษ์ปิโตรเลียม เป็นโครงการเผยแพร่ความรู้แก่ครูอาจารย์ผู้สอนวิชาวิทยาศาสตร์ ในระดับมัธยมศึกษา เพือ่ ช่วยเพิม่ พูนความเข้าใจในภาพรวมของการดำเนินงานด้านปิโตรเลียมของประเทศ เพือ่ ถ่ายทอด ต่อไปยังนักเรียนและประชาชนในพื้นที่ ซึ่งอาจมีส่วนช่วยให้การดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่ต่างๆ ให้เป็นไปอย่างราบรื่นยิ่งขึ้น

โครงการนี้ดำเนินการต่อเนื่องเป็นปีที่ 7 โดยจัดขึ้นในภูมิภาคต่าง ๆ ของประเทศปีละ 4 จังหวัด รวม 4 ครั้ง และเชิญครูอาจารย์จากโรงเรียนมัธยมศึกษาในจังหวัดทีจ่ ดั โครงการและจังหวัดใกล้เคียงเข้าร่วมครัง้ ละประมาณ 50 คน ทั้งนี้ ในปี 2554 ได้จัดขึ้นที่จังหวัดกาฬสินธุ์ (วันที่ 1-2 กุมภาพันธ์ 2554) จังหวัดพะเยา (วันที่ 15-16 กุมภาพันธ์ 2554) จังหวัดชุมพร (วันที่ 8-9 มิถุนายน 2554) และจังหวัดนครปฐม (วันที่ 21-22 มิถุนายน 2554)

่าย โครงการเครือข ปิโตรเลียม ork) tw e N m u le o tr e (P

โครงการเครือข่ายปิโตรเลียม เป็นโครงการเผยแพร่ความรู้ให้แก่สื่อมวลชนท้องถิ่นและข้าราชการจาก หน่วยงานที่เกี่ยวข้องในพื้นที่ที่มีการดำเนินงานของผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม ซึ่งนอกจากจะมุ่งหวังให้ได้รับทราบ ข้อมูลด้านการประกอบกิจการปิโตรเลียมจากหน่วยงานที่รับผิดชอบโดยตรงแล้ว ยังเป็นโอกาสให้สื่อมวลชนและ เจ้าหน้าที่ของรัฐได้แลกเปลี่ยนความคิดเห็นเกี่ยวกับการดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และมุมมองในเรื่อง ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ซึ่งจะเอื้ออำนวยให้สาธารณชนได้รับทราบข้อมูลที่ชัดเจนขึ้นและเป็นประโยชน์ในวงกว้าง ต่อไป

โครงการนี้จัดขึ้นเป็นปีที่ 2 โดยในปี 2554 ดำเนินการรวม 4 ครั้ง ในพื้นที่ 4 จังหวัด คือ จังหวัดปัตตานี (วันที่ 11 พฤษภาคม 2554) จังหวัดสมุทรสาคร (วันที่ 3 มิถุนายน 2554) จังหวัดนครศรีธรรมราช (วันที่ 5 กรกฎาคม 2554) และจังหวัดสุราษฎร์ธานี (วันที่ 7 กรกฎาคม 2554)

146

รายงานประจำปี 2554

ก โครงการท่องโล ปิโตรเลียม mp) (Petroleum Ca

147

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และผู้ประกอบการปิโตรเลียม 5 บริษัท คือ

1) บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน)

2) บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด

3) บริษัท เพิร์ล ออย (ประเทศไทย) จำกัด

4) บริษัท เฮสส์ (ไทยแลนด์) จำกัด และ

5) บริษัท ซีเอ็นพีซีเอชเค (ไทยแลนด์) จำกัด ได้ร่วมมือกันจัดทำโครงการท่องโลกปิโตรเลียมขึ ้ น โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเผยแพร่ความรู้ให้กับเยาวชนในระดับมัธยมศึกษาปีที่ 4 - 5 ตลอดจนเป็นการเปิดโลกทัศน์ และแนะนำอาชีพที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมด้วย โดยมุ่งหวังว่าผู้เข้าร่วมโครงการจะถ่ายทอด ความรูท้ ไ่ี ด้รบั ต่อไปยังกลุม่ เพือ่ นและผูป้ กครอง และหากมีความสนใจก็จะสามารถใช้เป็นแนวทางในการศึกษาต่อในสาขา วิชาที่เกี่ยวข้อง เพื่อประกอบอาชีพในธุรกิจนี้ต่อไปในอนาคต

โครงการนี้จัดขึ้นอย่างต่อเนื่องเป็นปีที่ 7 โดยในปี 2554 ดำเนินการรวม 4 ครั้ง ในพื้นที่ 4 จังหวัด คือ จังหวัดหนองคาย (วันที่ 20 - 21 กรกฎาคม 2554) จังหวัดอุตรดิตถ์ (วันที่ 3 - 4 สิงหาคม 2554) จังหวัดกาญจนบุรี (วันที่ 16 - 17 สิงหาคม 2554) และจังหวัดประจวบคีรีขันธ์ (วันที่ 24-25 สิงหาคม 2554) โดยโรงเรียนระดับ มัธยมศึกษาในจังหวัดที่จัดโครงการและจังหวัดใกล้เคียงจะเป็นผู้คัดเลือกนักเรียนชั้นมัธยมศึกษาปีที่ 4 - 5 เข้าร่วม โครงการครั้งละประมาณ 100 คน

leum โครงการ Petro l Summer Schoo

โครงการ Petroleum Summer School จัดขึ้นโดยความร่วมมือระหว่างกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและบริษัท ผูป้ ระกอบการปิโตรเลียม 5 บริษัท คือ บริษทั ปตท.สผ.ฯ บริษทั เชฟรอนฯ บริษทั เพิรล์ ออยฯ บริษทั เฮสส์ฯ และบริษทั ซีเอ็นพีซเี อชเคฯ เพือ่ เผยแพร่ความรูด้ า้ นกิจการปิโตรเลียมในระดับทีล่ กึ และกว้างขวางยิง่ ขึน้ ให้แก่เยาวชนทีก่ ำลังศึกษา ในระดับปริญญาตรีชั้นปีที่ 2 - 3 สาขาวิศวกรรมศาสตร์ ธรณีวิทยา และสาขาที่เกี่ยวข้องกับงานในธุรกิจปิโตรเลียม ประมาณ 30 คน ในช่วงปิดภาคเรียนฤดูรอ้ นเป็นระยะเวลา 8 - 10 สัปดาห์ โดยแบ่งเป็น 2 ช่วง คือ ช่วงครึง่ แรก เป็นการ บรรยายทางด้านวิชาการทัง้ ในด้านปิโตรเลียม พลังงาน การวิเคราะห์โครงการ และการบริหารจัดการทัว่ ไป ณ สถาบัน ฝึกอบรมและพัฒนาบุคลากรด้านปิโตรเลียม ส่วนครึ่งหลังเป็นการฝึกงานในบริษัทผู้ประกอบการด้านปิโตรเลียม

โครงการนีเ้ ปิดโอกาสให้เยาวชนทีม่ คี วามสนใจจะประกอบอาชีพในอุตสาหกรรมปิโตรเลียมได้มโี อกาสเรียนรู้ โดยตรงจากผู้มีประสบการณ์ในอาชีพดังกล่าว และได้ดำเนินการต่อเนื่องเป็นปีที่ 7 โดยในปี 2554 จัดขึ้นระหว่างวันที่ 17 มีนาคม ถึง 26 พฤษภาคม 2554 และมีเยาวชนที่ได้รับการเสนอชื่อจากมหาวิทยาลัยทั่วประเทศเข้าร่วมโครงการ ทั้งสิ้น 31 คน

148

รายงานประจำปี 2554

โครงการเตรียมความพร้อม สำหรับผู้ที่จะปฏิบัติงาน เจาะหลุมปิโตรเลียม (Drilling School)

149

กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเล็งเห็นความสำคัญของการพัฒนาบุคลากรสายเทคนิคสัญชาติไทยให้มีความ พร้อมเข้าไปปฏิบัติงานประจำ ณ แท่นเจาะหลุมปิโตรเลียม ทดแทนบุคลากรต่างชาติ จึงได้จัดโครงการเตรียม ความพร้อมสำหรับผู้ที่จะปฏิบัติงานเจาะหลุมปิโตรเลียมขึ้น โดยเปิดโอกาสให้นักศึกษาในชั้นปีสุดท้ายหรือที่เพิ่ง จบการศึกษาจากสถาบันอุดมศึกษาและอาชีวศึกษา สมัครเข้าร่วมโครงการและคัดเลือกโดยวิธีการสอบสัมภาษณ์ ผู้ที่ผ่านการคัดเลือกปีละประมาณ 20 คน จะได้เรียนรู้เกี่ยวกับการดำเนินงานเจาะหลุมปิโตรเลียม ตั้งแต่วิธีการเจาะ จนถึงการควบคุมการเจาะทั้งภาคทฤษฎีและภาคปฎิบัติ เป็นระยะเวลาประมาณ 6 เดือน โดยแบ่งออกเป็น 3 ช่วง คือ ช่วงสี่เดือนแรกเป็นการเรียนรู้ภาคทฤษฏีตั้งแต่ขั้นตอนการสำรวจจนถึงการพัฒนาแหล่งผลิตปิโตรเลียม ณ สถานฝึกอบรมของสถาบันฝึกอบรมบุคลากรด้านปิโตรเลียม ช่วงที่สองระยะเวลาประมาณสามสัปดาห์เป็นการ เรียนรู้ภาคปฏิบัติ ณ แหล่งน้ำมันฝางของกรมการพลังงานทหาร กระทรวงกลาโหม และในช่วงสี่ถึงหกสัปดาห์ สุดท้ายเป็นการฝึกงานในบริษัทผู้รับจ้างเหมาด้านการเจาะหลุมปิโตรเลียม ส่วนใหญ่ผู้ที่เข้าร่วมโครงการนี้ มักจะได้รับ คัดเลือกเข้าไปปฏิบัติงานในบริษัทผู้ประกอบการด้านปิโตรเลียมต่อไป

โครงการนี้จัดขึ้นต่อเนื่องเป็นปีที่ 5 โดยดำเนินการระหว่างเดือนพฤษภาคม - ตุลาคม 2554 และมีเยาวชน จากสถาบันการศึกษาต่างๆ เข้าร่วมโครงการทั้งสิ้น 24 คน

ส่วนที่

6

บัญชีและงบการเงิน

ผลสัมฤทธิ์ของการปฏิบัติราชการ งบแสดงฐานะการเงิน

ตารางสรุปผลการปฏิบัติราชการตามคำรับรองการปฏิบัติราชการ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2554 ตัวชี้วัดผลการปฏิบัติราชการ

หน่วยวัด น้ำหนัก (ร้อยละ)

เกณฑ์การให้คะแนน 1

2

3

4

ผลการดำเนินงาน 5

ผลการ ค่าคะแนน คะแนน ดำเนินงาน ที่ได้ ถ่วงน้ำหนัก

มิตทิ ่ี 1 มิตดิ า้ นประสิทธิผล 50.00 4.3786 1. ระดับความสำเร็จของร้อยละเฉลีย่ ถ่วงน้ำหนักในการบรรลุ 30.00 4.6582 เป้าหมายตามแผนปฏิบตั ริ าชการของกระทรวง 1.1 ระดับความสำเร็จของร้อยละเฉลีย่ ถ่วงน้ำหนัก 18.00 4.9222 ในการบรรลุตามเป้าหมายตามแผนปฏิบตั ริ าชการ ของกระทรวง

1.1.1 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติ (2P) ในรอบปี ล้านล้าน 2.00 27.8 27.9 28.0 28.1 28.2 28.13 4.300 0.0887

ลูกบาศก์

ฟุต

1.1.2 ระดับความสำเร็จของการพัฒนาระบบรองรับสภาวะวิกฤต ระดับ 2.00 1 2 3 4 5 5.00 5.0000 0.1031 ด้านพลังงาน

1.1.3 ระดับความสำเร็จของการมีสว่ นร่วมของภาคประชาชนต่อการ ระดับ 3.00 1 2 3 4 5 5.00 5.0000 0.1546 พัฒนาพลังงานทางเลือกและโครงสร้างพืน้ ฐาน 1.1.4 ระดับความสำเร็จของการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ระดับ 3.00 1 2 3 4 5 5.000 5.0000 0.1546 1.1.5 ระดับความสำเร็จของการศึกษาการจัดตัง้ ศูนย์ให้คำปรึกษา ระดับ 2.00 1 2 3 4 5 5.000 5.0000 0.1031 ด้านธุรกิจ

1.1.6 ปริมาณการใช้พลังงานทดแทนตามแผนพัฒนาพลังงาน Ktoe 2.00 5,200 5,300 5,400 5,500 5,600 5506.08 5.0000 0.1031 ทดแทน 15 ปี

1.1.7 ระดับความสำเร็จของการจัดทำแผนอนุรกั ษ์พลังงาน 20 ปี ระดับ 2.00 1 2 3 4 5 5.00 5.0000 0.1031 1.1.8 ประสิทธิภาพการใช้พลังงานภาพรวมของประเทศ ktoe/ 2.00 15.50 15.46 15.42 15.38 15.34 15.3300 5.0000 0.1031 Energy Intensity พันล้าน

บาท 1.2 ระดับความสำเร็จในการขับเคลือ่ นนโยบายสำคัญ/ ไม่มีการ พิเศษของรัฐบาล ดำเนินการ

นโยบายสำคัญ/ 1.3

1.3.1

ระดับความสำเร็จของร้อยละเฉลีย่ ถ่วงน้ำหนักในการ 10.00 ดำเนินการตามแผนปฏิบตั ริ าชการของกระทรวงทีม่ ี เป้าหมายร่วมกันระหว่างกระทรวง

ระดับความสำเร็จของร้อยละเฉลีย่ ถ่วงน้ำหนักในการดำเนินการ ระดับ 10.00 1 2 3 4 5 ตามแผนปฏิบตั ริ าชการของกระทรวงทีม่ เี ป้าหมายร่วมกันระหว่าง กระทรวงของยุทธศาสตร์พลังงานผสม (เอทานอล)

152

รายงานประจำปี 2554

พิเศษของรัฐบาล 5.0000

4.31 4.3100 0.4448

ตัวชี้วัดผลการปฏิบัติราชการ

หน่วยวัด น้ำหนัก (ร้อยละ)

เกณฑ์การให้คะแนน 1

2

3

4

ผลการดำเนินงาน 5

ผลการ ค่าคะแนน คะแนน ดำเนินงาน ที่ได้ ถ่วงน้ำหนัก

153

1.4 ระดับความสำเร็จของการพัฒนาศูนย์บริการร่วมหรือเคาน์เตอร์ ระดับ 2.00 1 2 3 4 5 4.0000 4.0000 0.0825 บริการประชาชน

กระทรวงไม่มี 2 ระดับความสำเร็จของร้อยละเฉลีย่ ถ่วงน้ำหนักในการ กลุ่มภารกิจ บรรลุตามเป้าหมายตามแผนปฏิบตั ริ าชการของกลุม่ ภารกิจ 3 ระดับความสำเร็จของร้อยละเฉลีย่ ถ่วงน้ำหนักในการบรรลุ 20.00 3.9600 เป้าหมายตามแผนปฏิบตั ริ าชการ/ภารกิจหลัก/ เอกสารงบประมาณรายจ่ายฯ ของส่วนราชการระดับกรม หรือเทียบเท่า 3.1 ระดับความสำเร็จของร้อยละเฉลีย่ ถ่วงน้ำหนักในการบรรลุ 20.00 3.9600 เป้าหมายตามแผนปฏิบตั ริ าชการ/ภารกิจหลัก/ เอกสารงบประมาณรายจ่ายฯ ของส่วนราชการ

ระดับกรมหรือเทียบเท่า 3.1.1 จำนวนปริมาณก๊าซธรรมชาติ (Sale Gas) ทีจ่ ดั หาได้

4.00 3,100 3,200 3,300 3,400 3,500 3,355.00 4.5500 0.1876 (ล้านลูกบาศก์ฟตุ ต่อวัน) 3.1.2 ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลว (บาร์เรลต่อวัน) 4.00 240,000 242,500 245,000 247,500 250,000 234,273 1.0000 0.0412 3.1.3 จำนวนรายได้จากการประกอบกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม 3.00 54,200 55,400 56,000 56,800 58,000 65,435.15 5.0000 0.1546 ของประเทศ (ล้านบาท) 3.1.4 ระดับความสำเร็จของการเตรียมความพร้อมในการเปิดสัมปทาน

3.00 1 2 3 4 5 5.00 5.0000 0.1546 ปิโตรเลียมครัง้ ที่ 21 3.1.5 ระดับความสำเร็จของการมีสว่ นร่วมของภาคประชาชนต่อการ

3.00 1 2 3 4 5 5.00 5.0000 0.1546 พัฒนาพลังงานทางเลือกและโครงสร้างพืน้ ฐาน 3.1.6 ระดับความสำเร็จของการศึกษาแนวทางการดำเนินงานและ

3.00 1 2 3 4 5 4.00 4.0000 0.1237 บทบาทของภาครัฐต่อโครงการกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ไว้ใต้ดนิ (Carbon Capture and Storage)

มิตทิ ่ี 2 มิตดิ า้ นคุณภาพการให้บริการ 10.00 3.3550 4 ร้อยละของระดับความพึงพอใจของผูก้ ำหนดนโยบาย

65.00 70.00 75.00 80.00 85.00 สนง.ก.พ.ร.

ยกเลิกตัวชีว้ ดั นี ้ 5 ร้อยละของระดับความพึงพอใจของผูร้ บั บริการ 3.00 3.00 65.00 70.00 75.00 80.00 85.00 87.28 5.0000 0.1546

6 ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการป้องกันและ 3.00 3.00 1 2 3 4 5 4.73 4.7333 0.1464 ปราบปรามการทุจริต

7 ระดับความสำเร็จในการสร้างความเชือ่ มัน่ การดำเนินการ 4.00 4.00 1 2 3 4 5 1.45 1.4500 0.0598 ตามนโยบาย

ตัวชี้วัดผลการปฏิบัติราชการ

หน่วยวัด น้ำหนัก (ร้อยละ)

มิตทิ ่ี 3 มิตดิ า้ นประสิทธิภาพของการปฏิบตั ริ าชการ 8 ร้อยละของการเบิกจ่ายเงินงบประมาณรายจ่ายลงทุน ร้อยละ 9 ร้อยละของการเบิกจ่ายเงินงบประมาณรายจ่ายภาพรวม ร้อยละ 10 ระดับความสำเร็จของการควบคุมภายใน ระดับ 11 ระดับความสำเร็จของการจัดทำต้นทุนต่อหน่วยผลผลิต ระดับ 12 จำนวนกระบวนการทีไ่ ด้รบั การปรับปรุงผลการดำเนินงานดีขน้ึ ระดับ 13 ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการ ระดับ ประหยัดพลังงาน 14 ระดับความสำเร็จของการยกร่างกฎหมายเพือ่ รองรับการแก้ไข ระดับ สภาวะวิกฤตด้านพลังงาน

เกณฑ์การให้คะแนน 1

2

3

4

ผลการดำเนินงาน 5

ผลการ ค่าคะแนน คะแนน ดำเนินงาน ที่ได้ ถ่วงน้ำหนัก

17.00 2.00 66.00 69.00 72.00 75.00 78.00 98.10% 3.00 91.00 92.00 93.00 94.00 95.00 81.18% 2.00 1 2 3 4 5 4.80 2.00 1 2 3 4 5 4.00 2.00 1 2 3 4 5 5.00 2.00 1 2 3 4 5 5.00 4.00

1

2

3

4

5

4.1533 5.0000 0.1031 1.0000 0.0309 4.80 0.0990 4.0000 0.0825 5.0000 0.1031 5.0000 0.1031

5.00 5.0000 0.2062

มิตทิ ่ี 4 มิตดิ า้ นการพัฒนาองค์การ

20.00 4.9819 15 ระดับความสำเร็จของการพัฒนาคุณภาพการบริหารจัดการ

20.00

4.9819 ภาครัฐ

15.1 ร้อยละของการผ่านเกณฑ์คณุ ภาพการบริหารจัดการภาครัฐระดับ

8.00

5.0000 พืน้ ฐาน (วัดกระบวนการในการดำเนินการพัฒนาองค์การในหมวด ทีด่ ำเนินการปีงบประมาณ พ.ศ. 2554)

หมวดที่ 3 ร้อยละ 4.00 60 70 80 90 100 100.00 5.0000 0.2062 หมวดที่ 5 ร้อยละ 4.00 60 70 80 90 100 100.00 5.0000 0.2062 15.2 ระดับความสำเร็จของร้อยละเฉลีย่ ถ่วงน้ำหนักในการบรรลุ ระดับ 6.00 1 2 3 4 5 4.93 4.9395 0.3055 เป้าหมายความสำเร็จของผลลัพธ์การดำเนินการ (ผลลัพธ์ของกระบวนการ) ของส่วนราชการตามเกณฑ์ คุณภาพการบริหารจัดการ ภาครัฐระดับพืน้ ฐาน (หมวด 7)

15.3 ระดับความสำเร็จของการประเมินองค์การด้วยตนเอง ระดับ 6.00 1 2 3 4 5 5.0000 5.0000 0.3093 ตามแนวทางการพัฒนาคุณภาพการบริหารจัดการภาครัฐระดับ พืน้ ฐาน

น้ำหนัก รวม 97.00 ค่าคะแนน 4.3730

ทีไ่ ด้

ผลคะแนน ณ มิถนุ ายน พ.ศ. 2555

154

รายงานประจำปี 2554

รายงานการเงินกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปีงบประมาณ 2554

รายงานการเงินของกรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติ ประกอบด้วยงบแสดงฐานะการเงิน งบรายได้และค่าใช้จา่ ย หมายเหตุประกอบ งบการเงินและวิเคราะห์งบการเงิน โดยมีสาระสำคัญ สรุปได้ดังนี้ งบแสดงฐานะการเงิน

ในปีงบประมาณ 2554 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติมีทรัพย์สุทธิ เพิ่มขึ้นจากปีงบประมาณ 2553 จำนวน 20.3134 ล้านบาท เพิ่มขึ้นคิดเป็นร้อยละ 33.16 เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด และอาคาร และอุปกรณ์ (สุทธิ) งบรายได้และค่าใช้จ่าย

ในปีงบประมาณ 2554 กรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติมรี ายได้มากกว่าค่าใช้จา่ ยสุทธิ จำนวน 20.3134 ล้านบาท ซึง่ ปีงบประมาณ 2553 มีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานสูงกว่ารายได้ จำนวน 19.6281 ล้านบาท หมายเหตุประกอบงบการเงิน

แสดงข้อมูลเกี่ยวกับหลักเกณฑ์ในการจัดทำงบการเงิน นโยบายการบัญชีที่สำคัญ และเปิดเผยข้อมูลทางการเงินที่มีนัยสำคัญ รวมทั้งสิ้น 23 หมายเหตุ การวิเคราะห์งบการเงิน

การวิเคราะห์งบการเงินเป็นการแสดงให้ทราบถึงฐานะการเงิน และผลการดำเนินงานทีเ่ ป็นประโยชน์ในการบริหารจัดการภายใน องค์กรเพือ่ ให้มปี ระสิทธิภาพสูงสุด โดยแสดงถึงสถานะของสินทรัพย์ หนีส้ นิ รายได้ และรายจ่ายจากการดำเนินงาน พร้อมทัง้ เปรียบเทียบ ข้อมูลทางการเงิน ที่เกิดขึ้นในรอบปีที่ผ่านมา เพือ่ ให้ทราบแนวโน้มของการ เพิม่ ขึ้นหรือลดลงของรายการบัญชีที่เกิดขึ้น ซึ่งแสดงในข้อมูล ทางการเงิน สรุปได้ดังนี้

แสดงสินทรัพย์ทั้งหมดของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปีงบประมาณ 2554 0.0001% 0.58% 0.08% 4.46% 0.04% 0.30%

94.54%

เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด ลูกหนี้ระยะสั้น รายได้ค้างรับ วัสดุคงเหลือ ลูกหนี้ระยะยาว อาคาร และอุปกรณ์ (สุทธิ) สินทรัพย์ไม่มีตัวตน (สุทธิ)

155

โครงสร้างสินทรัพย์ของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ประกอบด้วย สินทรัพย์หมุนเวียน ร้อยละ 94.66 และ สินทรัพย์ไม่หมุนเวียน ร้อยละ 5.34 สินทรัพย์หมุนเวียนส่วนใหญ่เป็นเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด ร้อยละ 94.54 สินทรัพย์ไม่หมุนเวียน เป็นอาคาร และอุปกรณ์ (สุทธิ) ร้อยละ 5.34 ส่วนที่เหลือจะเป็นสินทรัพย์ไม่มีตัวตน (สุทธิ) ลูกหนี้ระยะยาว ลูกหนี้ระยะสั้น วัสดุคงเหลือ และรายได้ค้างรับ

แสดงหนี้สินและทุนทั้งหมดของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปีงบประมาณ 2554 0.0765% 4.4595% 0.3033% 0.0001%

0.5770% 0.0414% 94.5443%

20.26%

8.05%

14.34% 26.36% 30.99%

เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด ลูกหนี้ระยะสั้น รายได้ค้างรับ วัสดุคงเหลือ ลูกหนี้ระยะยาว อาคาร และอุปกรณ์ (สุทธิ) สินทรัพย์ไม่มีตัวตน (สุทธิ)

รายได้จากงบดำเนินงาน รายได้จากงบบุคลากร รายได้จากงบรายจ่ายอื่น รายได้จากงบลงทุน รายได้จากงบกลาง

รายได้ ส ่ ว นใหญ่ เ ป็ น รายได้ จ ากงบประมาณที ่ ไ ด้ ร ั บ การจั ด สรรจากรั ฐ บาลร้ อ ยละ 82.31 ประกอบด้ ว ยรายได้ จ าก งบบุคลากรร้อยละ 26.36 รายได้จากงบดำเนินงานร้อยละ 30.99 รายได้จากงบลงทุนร้อยละ 20.26 รายได้จากงบรายจ่ายอืน่ ร้อยละ 14.34 และรายได้จากงบกลางร้อยละ 8.05

แสดงค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปีงบประมาณ 2554 2.76% 9.67% 1.56% 44.10%

27.20% 3.94% 8.19% 2.59%

รายได้จากงบบุคลากร ค่าบำเหน็จบำนาญ ค่าใช้จ่ายในการฝึกอบรม ค่าใช้จ่ายในการเดินทาง ค่าตอบแทน ใช้สอยและวัสดุ ค่าสาธารณูปโภค ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย ค่าใช้จ่ายเงินอุดหนุน

ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานส่วนใหญ่เป็นค่าใช้จ่ายในด้านค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุร้อยละ 44.10 ค่าใช้จ่ายบุคลากร ร้อยละ 27.20 ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่ายร้อยละ 9.67 ค่าใช้จ่ายในการฝึกอบรม ร้อยละ 8.19 ค่าบำเหน็จบำนาญร้อยละ 3.94 ค่าใช้จ่ายเงินอุดหนุนร้อยละ 2.76 ค่าใช้จ่ายในการเดินทางร้อยละ 2.59 และค่าสาธารณูปโภคร้อยละ 1.57

156

รายงานประจำปี 2554

สรุปภาพรวมของฐานะการเงิน และผลการดำเนินงานของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ รายการ

ปีงบประมาณ พ.ศ.2554

ปีงบประมาณ พ.ศ. 2553

ผลต่าง (จำนวนเงิน)

ผลต่าง (ร้อยละ)

สินทรัพย์

1,656,432,741.86

1,470,448,469.28

185,984,272.58

12.65

หนี้สิน

1,574,865,187.86

1,409,194,345.94

165,670,841.92

11.76

81,567,554.00

61,254,123.34

20,313,430.66

33.16

รายได้

308,301,438.93

227,112,277.67

81,189,161.26

35.75

ค่าใช้จ่าย

287,988,008.27

246,740,362.45

41,247,645.82

16.72

ทุน

สินทรัพย์

สินทรัพย์รวมของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เพิ่มขึ้นจากปีงบประมาณ พ.ศ. 2553 จำนวน 185.9843 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 12.65 โดยเพิ่มขึ้นในส่วนของเงินสดและรายการที่เทียบเท่าเงินสด รวมทั้งอาคาร และอุปกรณ์(สุทธิ) หนี้สิน

หนีส้ นิ รวมของกรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติ เพิม่ ขึน้ จากปีงบประมาณ พ.ศ. 2553 จำนวน 165.6708 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 11.76 โดยเพิ่มขึ้นในส่วนของเงินรับฝากระยะสั้น ทุน

ทุนของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เพิ่มขึ้นจากปีงบประมาณ พ.ศ. 2553 จำนวน 20.3134 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 33.16 เนื่องจากในปีงบประมาณ 2554 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ จึงเป็นการเพิ่มมูลค่าในส่วนของรายได้สูงกว่า ค่าใช้จ่ายสะสม รายได้

รายได้ของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เพิ่มขึ้นจากปีงบประมาณ พ.ศ. 2553 จำนวน 81.1892 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 35.75 เป็นรายได้จากเงินงบประมาณและงบกลาง ซึง่ ประกอบด้วย งบบุคลากรจากเงินเดือนและค่าจ้างประจำเงิน ค่าตอบแทนพนักงานราชการ ค่ารักษาพยาบาล งบดำเนินงานเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของหน่วยงาน งบลงทุนด้านสิ่งก่อสร้าง งบกลางที่ใช้จ่ายเป็นสวัสดิการให้ กับบุคลากรและข้าราชการบำนาญของหน่วยงาน และรายได้จากเงินช่วยเหลือและเงินบริจาค ประกอบด้วย เงินอุดหนุนหน่วยงานภาครัฐ จากกระทรวงพลังงาน เงินอุดหนุนจากสัญญาและสัมปทานปิโตรเลียม เงินอุดหนุนเพื่อการพัฒนาปิโตรเลียม

157

ค่าใช้จ่าย

ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เพิ่มขึ้นจากปีงบประมาณ พ.ศ. 2553 จำนวน 41.2476 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 16.72 โดยเพิ่มขึ้นจากเงินเดือน ค่ารักษาพยาบาล ค่าจ้างเหมาบริการ ค่าเช่าอสังหาริมทรัพย์ ค่าธรรมเนียมธนาคาร

งบแสดงฐานะการเงิน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554

หน่วย : บาท

หมายเหตุ

2554

2553

สินทรัพย์

สินทรัพย์หมุนเวียน เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด 2 1,566,063,438.97 1,395,630,812.43 ลูกหนี้ระยะสั้น 3 1,267,364.00 2,021,255.00 รายได้ค้างรับ

1,580.00 35,238.05 วัสดุคงเหลือ

648,805.19 1,496,744.03 รวมสินทรัพย์หมุนเวียน 1,567,981,188.16 1,399,184,049.51

สินทรัพย์ไม่หมุนเวียน

ลูกหนี้ระยะยาว 4 5,024,128.83 5,024,128.83 อาคาร และอุปกรณ์ (สุทธิ) 5 73,869,179.99 44,116,129.29 สินทรัพย์ไม่มีตัวตน (สุทธิ) 6 9,558,244.88 22,124,161.65 รวมสินทรัพย์ไม่หมุนเวียน

88,451,553.70 71,264,419.77 รวมสินทรัพย์

1,656,432,741.86 1,470,448,469.28 หนี้สิน

หนี้สินหมุนเวียน

เจ้าหนี้ระยะสั้น

ค่าใช้จ่ายค้างจ่าย

เงินรับฝากระยะสั้น 7 หนี้สินหมุนเวียนอื่น 8 รวมหนี้สินหมุนเวียน

8,173,248.71 148,574.27 640,651,342.57 2,203,291.19 651,176,456.74

หนี้สินไม่หมุนเวียน

หนี้สินระยะยาว 9 5,024,128.83 5,024,128.83 รายได้รอรับรู้ระยะยาว 10 716,329,126.07 751,993,760.37 เงินทดรองราชการรับจากคลังระยะยาว

1,000,000.00 1,000,000.00 รวมหนี้สินไม่หมุนเวียน 722,353,254.90 758,017,889.20 รวมหนี้สิน

1,574,865,187.86 1,409,194,345.94 สินทรัพย์สุทธิ (สินทรัพย์ - หนี้สิน) 81,567,554.00 61,254,123.34 สินทรัพย์สุทธิ ทุน

21,361,504.14 21,361,504.14 รายได้สูง (ต่ำ) กว่าค่าใช้จ่ายสะสม 11 60,206,049.86 39,892,619.20 รวมสินทรัพย์สุทธิ 81,567,554.00 61,254,123.34

หมายเหตุประกอบงบการเงินเป็นส่วนหนึ่งของงบการเงิน

158

3,478,026.59 392,408.22 815,801,377.65 32,840,120.50 852,511,932.96

รายงานประจำปี 2554

งบรายได้และค่าใช้จ่าย กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2554 และ 2553 หน่วย : บาท

หมายเหตุ

รายได้จากการดำเนินงาน รายได้จากรัฐบาล

รายได้จากงบประมาณ 12 รวมรายได้จากรัฐบาล

รายได้จากแหล่งอื่น

รายได้จากเงินช่วยเหลือและเงินบริจาค 13 รวมรายได้จากแหล่งอื่น

รวมรายได้จากการดำเนินงาน

ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน

ค่าใช้จ่ายบุคลากร 14 ค่าบำเหน็จบำนาญ

ค่าใช้จ่ายในการฝึกอบรม

ค่าใช้จ่ายในการเดินทาง

ค่าตอบแทน ใช้สอยและวัสดุ 15 ค่าสาธารณูปโภค 16 ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย 17 ค่าใช้จ่ายเงินอุดหนุน

รวมค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน รายได้สูง(ต่ำ)กว่าค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน รายได้สูง(ต่ำ)กว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ

2554

2553

253,750,541.33 253,750,541.33

54,550,897.60 54,550,897.60 308,301,438.93

205,289,767.62 205,289,767.62

21,822,510.05 21,822,510.05 227,112,277.67

78,320,956.97 11,334,512.61 23,579,150.16 7,471,497.08 127,016,355.74 4,479,938.50 27,835,597.21 7,950,000.00 287,988,008.27 20,313,430.66 20,313,430.66

75,365,296.84 10,034,106.39 19,914,186.17 6,146,216.05 102,512,381.63 4,219,531.94 28,522,107.43 26,536.00 246,740,362.45 (19,628,084.78) (19,628,084.78)

159

หมายเหตุประกอบงบการเงินเป็นส่วนหนึ่งของงบการเงิน

หมายเหตุประกอบงบการเงิน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2554

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

160

สรุปนโยบายการบัญชีที่สำคัญ เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด ลูกหนี้ระยะสั้น ลูกหนี้ระยะยาว อาคารและอุปกรณ์สุทธิ สินทรัพย์ไม่มีตัวตน เงินรับฝากระยะสั้น หนี้สินหมุนเวียนอื่น หนี้สินระยะยาว รายได้รอรับรู้ระยะยาว รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสะสม รายได้จากงบประมาณ รายได้จากเงินช่วยเหลือและเงินบริจาค ค่าใช้จ่ายบุคลากร ค่าตอบแทน ใช้สอยและวัสดุ ค่าสาธารณูปโภค ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย รายงานเงินรายได้แผ่นดิน รายได้จากการขายสินค้าและบริการ รายได้อื่น รายงานฐานะเงินงบประมาณรายจ่ายปีปัจจุบัน (2554) รายงานฐานะเงินงบประมาณรายจ่ายปีก่อน (2553) รายงานฐานะเงินงบประมาณรายจ่ายปีก่อน (2552)

รายงานประจำปี 2554

หน้า 161 162 162 162 163 164 164 164 164 164 165 165 165 166 166 167 167 167 167 168 168 168 168

1.1 หลักเกณฑ์ในการจัดทำงบการเงิน

งบการเงินนี้จัดทำขึ้นตามเกณฑ์คงค้าง ซึ่งเป็นไปตามข้อกำหนดในหลักการและนโยบายบัญชีสำหรับหน่วยงานภาครัฐ ฉบับที่ 2 ตามประกาศกระทรวงการคลัง เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2546 การจัดประเภทและการแสดงรายการในงบการเงินถือปฏิบัติตามหนังสือ กรมบัญชีกลาง ที่ กค 0423.2/ว.410 ลงวันที่ 21 พฤศจิกายน 2551 เรื่องรูปแบบรายงานการเงินของหน่วยงานภาครัฐ

1.2 หน่วยงานที่เสนอรายงาน งบการเงินนี้เป็นการแสดงภาพรวมของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงาน

1.3 ขอบเขตของข้อมูลในรายงาน

รายการทีป่ รากฎในงบการเงิน รวมถึงสินทรัพย์ หนีส้ นิ รายได้ และค่าใช้จา่ ย ซึง่ เป็นของรัฐบาลในภาพรวม แต่ให้หน่วยงานเป็นผูร้ บั ผิดชอบ ในการดูแลและบริหารจัดการให้แก่รัฐบาล ภายใต้อำนาจหน้าที่ตามกฏหมาย และ รวมถึงสินทรัพย์ หนี้สิน รายได้ และค่าใช้จ่าย ซึ่งเป็นของหน่วยงาน ทใ่ี ช้เพือ่ ประโยชน์ในการดำเนินงานของหน่วยงานเอง ไม่วา่ รายการดังกล่าวจะเป็นรายการทีเ่ กิดจากเงินในงบประมาณ หรือเงินนอกงบประมาณ ซึ่งเป็นรายการที่เกิดขึ้น ที่หน่วยงานในส่วนกลาง

1.4 การรับรู้รายได้

- รายได้จากเงินงบประมาณรับรู้เมื่อได้รับอนุมัติคำขอเบิกเงินจากกรมบัญชีกลาง

- รายได้เงินนอกงบประมาณรับรู้เมื่อเกิดรายได้

- รายได้แผ่นดินรับรู้เมื่อได้รับเงิน

รายได้แผ่นดินประเภทภาษีแสดงในงบการเงินด้วยยอดสุทธิจากการจ่ายคืนภาษีแล้ว รายได้แผ่นดินแสดงเป็นรายการต่างหาก จากรายได้และค่าใช้จ่ายจากกิจกรรมปกติของหน่วยงานในงบรายได้และค่าใช้จ่าย

1.5 ลูกหนีเ้ งินยืม แสดงด้วยจำนวนเงินงบประมาณและเงินนอกงบประมาณทีจ่ า่ ยให้กบั ข้าราชการหรือลูกจ้าง ยืมเงินตามสัญญา การยืมเงิน และไม่ตั้งค่าเผื่อหนี้สงสัยจะสูญ

1.6 วัสดุคงเหลือแสดงในราคาทุน และตีราคาวัสดุคงเหลือโดยวิธีเข้าก่อนออกก่อน

1.7 ที่ดิน อาคาร และอุปรณ์

- ที่ดิน แสดงในราคาประเมินเป็นที่ดินราชพัสดุที่อยู่ในความดูแลของกรมธนารักษ์ และเป็นที่ดินสาธารณะประโยชน์ ของกระทรวงมหาดไทย

- อาคาร แสดงในราคาทุนหักค่าเสื่อมราคาสะสม ประกอบด้วยอาคารที่หน่วยงานมีกรรมสิทธิ์ และอาคารที่หน่วยงาน ไม่มีกรรมสิทธิ์แต่ได้ครอบครองและนำมาใช้ประโยชน์ในการดำเนินงาน

- อุปกรณ์ แสดงในราคาทุนหักค่าเสื่อมราคาสะสม

อุปกรณ์ที่ได้มาก่อนปี 2540 ไม่นำมาบันทึกบัญชี แต่บันทึกไว้ในทะเบียนคุมสินทรัพย์

อุปกรณ์ทไ่ี ด้มาตัง้ แต่ปงี บประมาณ 2540 - 2545 บันทึกเฉพาะทีม่ มี ลู ค่าตัง้ แต่ 30,000 บาท ขึน้ ไป

อุปกรณ์ทไ่ี ด้มาตัง้ แต่ปงี บประมาณ 2546 เป็นต้นไป บันทึกเฉพาะทีม่ มี ลู ค่าตัง้ แต่ 5,000 บาท ขึน้ ไป

อุปกรณ์ที่มีมูลค่าต่ำกว่า 5,000 บาท ให้บันทึกรับรู้เป็นค่าใช้จ่ายอุปกรณ์ และบันทึกรายละเอียดของครุภัณฑ์ใน

ทะเบียนคุมทรัพย์สิน

1.8 สินทรัพย์ไม่มีตัวตน แสดงในราคาทุนหักค่าตัดจำหน่ายสะสม

1.9 ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย คำนวณจากราคาทุนของอาคารและอุปกรณ์ และสินทรัพย์ไม่มีตัวตน โดยวิธีเส้นตรง ตามอายุการใช้งาน โดยประมาณของสินทรัพย์ ดังนี้

อาคารและสิ่งก่อสร้าง 15 - 40 ปี

อุปกรณ์ 2 - 12 ปี

โปรแกรมคอมพิวเตอร์ 2 - 5 ปี

1.10 รายได้รอการรับรู้ เป็นเงินช่วยเหลือหรือเงินรับบริจาคที่ระบุวัตถุประสงค์ของการใช้จ่ายเงินรับรู้เป็นรายได้ตามจำนวน ค่าใช้จ่ายที่จ่าย

1.11 เงินรับฝาก เป็นเงินที่ได้รับฝากตามที่กฏหมายกำหนดหรือตามสัญญา และจะรับรู้เมื่อได้รับเงิน

1.12 ทุน เป็นผลต่างของรายการสินทรัพย์ และหนี้สิน จากการสำรวจเมื่อเริ่มปฏิบัติตามระบบบัญชีเกณฑ์คงค้าง เมื่อวันที ่ 1 ตุลาคม 2545

1.13 รายได้แผ่นดิน รับรู้เมื่อได้รับเงิน และแยกแสดงรายการแยกต่างหากจากรายได้และค่าใช้จ่าย จากกิจกรรมปกติของ หน่วยงานในงบรายได้และค่าใช้จ่าย

161

หมายเหตุที่ 1 - สรุปนโยบายการบัญชีที่สำคัญ

หมายเหตุที่ 2 - เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด

หมายเหตุที่ 3 - ลูกหนี้ระยะสั้น

(หน่วย : บาท)

2554 2553

เงินทดรองราชการ

1,000,000.00 1,000,000.00

เงินฝากธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน)

- เงินในงบประมาณ

20,731.75 7,850.00

- เงินนอกงบประมาณ

162,124.00

- เงินฝากออมทรัพย์ที่สถาบันการเงิน *

2,541,321.51 3,756,134.23

**เงินฝากคลัง

1,562,339,261.71 1,390,866,828.20

รวม เงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสด 1,566,063,438.97 1,395,630,812.43

**เงินฝากคลัง จำนวน 1,562,339,261.71 บาท ประกอบด้วย

เงินฝากจากเงินอุดหนุนจากสัญญาและสัมปทานปิโตรเลียม (911) 77,654,778.71 93,940,640.58

เงินฝากจากเงินอุดหนุนเพื่อการพัฒนาปิโตรเลียม (912)

630,863,113.09 649,465,886.84

เงินฝากที่ได้รับบริจาคเพื่อแก้ปัญหาเขตทับซ้อนทางทะเล (913) 7,811,193.27 8,361,801.25

เงินรับฝากค่าภาคหลวงรอจัดสรรให้ท้องถิ่น (914)

813,260,056.14 639,098,499.53

เงินฝากเงินประกันสัญญากรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (901)

ประกอบด้วย - เงินจัดสรร อบต.อบจ.อบท

604,263,208.34

- ค่าสงวนพื้นที่

31,752,000.00 32,632,000.00

- เงินค้ำประกัน

998,120.50 2,203,291.19

* เงินฝากออมทรัพย์ฯ จำนวน 2,541,321.51 บาท ส่วนใหญ่เป็นเงินรับฝากอื่น ซึ่งได้รับจากเงินผลประโยชน์พิเศษตามสัญญา และสัมปทานปิโตรเลียม เพื่อสนับสนุนการฝึกอบรมและให้ทุนการศึกษา และค่าใช้จ่ายดำเนินงานตามโครงการสัมปทานปิโตรเลียม รวมทั้งการจัดซื้อตำรา ข้อมูล และเครื่องมือหรืออุปกรณ์ทางเทคนิค

ลูกหนี้เงินยืมจากเงินงบประมาณ ลูกหนี้เงินยืมจากเงินนอกงบประมาณ รวม ลูกหนี้ระยะสั้น

2554 1,267,364.00 0.00 1,267,364.00

(หน่วย : บาท) 2553 1,168,425.00 852,930.00 2,021,355.00

หมายเหตุที่ 4 - ลูกหนี้ระยะยาว

จำนวน 5,024,128.83 บาท เป็นหนีท้ เ่ี กิดจากการผิดสัญญาลาศึกษาและรับทุนพร้อมเบีย้ ปรับ อยูร่ ะหว่างฟ้องคดีทศ่ี าลปกครอง เพื่อให้ชดใช้ทุนและค่าปรับ จึงได้ตั้งคู่กับบัญชีหนี้สินระยะยาวตาม หมายเหตุที่ 9 ซึ่งเมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2550 ศาลปกครองสูงสุดมี ความเห็นไม่รบั คำฟ้องไว้พจิ ารณา และให้จำหน่ายคดีออกจากสารบบความ ชธ.จึงได้มกี ารดำเนินการแต่งตัง้ คณะกรรมการสอบข้อเท็จจริง ความรับผิดทางละเมิด ขณะนี้อยู่ระหว่างดำเนินการ

หมายเหตุที่ 5 - อาคารและอุปกรณ์สุทธิ

- ที่ดิน ซึ่งเป็นที่ตั้งของอาคารเก็บตัวอย่างหิน จังหวัดสระบุรี เป็นที่ราชพัสดุ โดยให้ ชธ.ใช้ประโยชน์

- ที่ดิน ที่เป็นสาธารณะประโยชน์ของกระทรวงมหาดไทย ตั้งอยู่หมู่ที่ 3 ถนนสุขุมวิท ตำบลแกลง อำเภอเมือง จังหวัดระยอง จำนวน 4 ไร่ 6 งาน 8 ตารางวา เพื่อการจัดสร้างอาคารเก็บตัวอย่างหิน

162

รายงานประจำปี 2554

อาคารและสิ่งปลูกสร้าง อาคารเพื่อประโยชน์อื่น

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

อาคารเพื่อประโยชน์อื่น (สุทธิ)

อาคารและสิ่งปลูกสร้างไม่ระบุรายละเอียด

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

อาคารและสิ่งปลูกสร้างไม่ระบุรายละเอียด (สุทธิ)

อาคาร (สุทธิ) อุปกรณ์ ครุภัณฑ์สำนักงาน

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์สำนักงาน (สุทธิ)

ครุภัณฑ์ยานพาหนะและขนส่ง

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์ยานพาหนะและขนส่ง (สุทธิ)

ครุภัณฑ์ไฟฟ้าและวิทยุ

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์ไฟฟ้าและวิทยุ (สุทธิ)

ครุภัณฑ์โฆษณาและเผยแพร่

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์โฆษณาและเผยแพร่ (สุทธิ)

ครุภัณฑ์เกษตร

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์เกษตร (สุทธิ)

ครุภัณฑ์สำรวจ

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์สำรวจ (สุทธิ)

ครุภัณฑ์วิทยาศาสตร์

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์วิทยาศาสตร์ (สุทธิ)

ครุภัณฑ์คอมพิวเตอร์

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์คอมพิวเตอร์ (สุทธิ)

ครุภัณฑ์งานบ้านงานครัว

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์งานบ้านงานครัว (สุทธิ)

ครุภัณฑ์ไม่ระบุรายละเอียด

หัก ค่าเสื่อมราคาสะสม

ครุภัณฑ์ไม่ระบุรายละเอียด (สุทธิ)

พักงานระหว่างก่อสร้าง

รวมอุปกรณ์ (สุทธิ) รวม อาคาร และ อุปกรณ์ (สุทธิ)

2554 24,065,485.12 (1,019,761.20) 23,045,723.92 13,549,990.00 (3,881,430.00) 9,668,560.00 32,714,283.92 10,439,708.78 (842,167.46) 9,597,541.32 11,592,158.00 (6,089,433.65) 5,502,724.35 10,305,317.66 (655,022.93) 9,650,294.73 2,686,566.31 (597,053.73) 2,089,512.58 160,500.00 (20,403.29) 140,096.71 770,400.00 (221,001.95) 549,398.05 5,791,560.00 (4,321,817.99) 1,469,742.01 44,541,721.48 (33,651,451.26) 10,890,270.22 81,699.32 (8,639.98) 73,059.34 39,592,995.22 (38,400,738.46) 1,192,256.76

41,154,896.07 73,869,179.99

(หน่วย : บาท) 2553

13,549,990.00 -3,450,160.00 10,099,830.00 10,099,830.00 729,722.00 (263,318.23) 466,403.77 9,405,000.00 (4,671,245.89) 4,733,754.11

1,064,401.45 (378,576.33) 685,825.12

770,400.00 (143,960.30) 626,439.70 5,791,560.00 (3,597,872.99) 2,193,687.01 40,322,127.80 (25,777,014.06) 14,545,113.74

39,592,995.22 (36,313,741.66) 3,279,253.56 7,485,822.28 34,016,299.29 44,116,129.29

163

หมายเหตุที่ 6 - สินทรัพย์ไม่มีตัวตน

โปรแกรมคอมพิวเตอร์

หัก ค่าตัดจำหน่ายสะสม

โปรแกรมคอมพิวเตอร์ (สุทธิ)

สินทรัพย์ไม่มีตัวตนไม่ระบุรายละเอียด

หัก ค่าตัดจำหน่ายสะสม

สินทรัพย์ไม่มีตัวตนไม่ระบุรายละเอียด (สุทธิ)

รวม สินทรัพย์ไม่มีตัวตน (สุทธิ)

หมายเหตุที่ 7 - เงินรับฝากระยะสั้น

เงินจัดสรรค่าภาคหลวง ให้ อบต.อบจ.อบท. *

เงินผลประโยชน์พิเศษตามสัญญาสัมปทานปิโตรเลียม

ค่าสงวนพื้นที่

รวม เงินรับฝากระยะสั้น

2554 56,004,211.50 (46,502,688.95) 9,501,522.55 4,615,083.60 (4,558,361.27) 56,722.33 9,558,244.88

(หน่วย : บาท) 2553 60,462,647.10 (38,338,485.45) 22,124,161.65

2554 813,260,056.14 2,541,321.51 - 815,801,377.65

(หน่วย : บาท) 2553 604,263,208.34 3,756,134.23 32,632,000.00 640,651,342.57

22,124,161.65

* เงินจัดสรรค่าภาคหลวงฯ จำนวนทัง้ สิน้ 2,229,260,382.27 บาท จัดสรรให้กบั องค์การปกครองส่วนท้องถิน่ (อบต. อบจ. อบท.) จำนวน 1,416,000,326.13 บาท คงเหลือ 813,260,056.14 บาท

หมายเหตุที่ 8 - หนี้สินหมุนเวียนอื่น

เงินประกันผลงาน

ค่าสงวนพื้นที่

เงินประกันสัญญา

รวม หนี้สินหมุนเวียนอื่น

2554 90,000.00 31,752,000.00 998,120.50 32,840,120.50

(หน่วย : บาท)

2553

0.00

0.00

2,203,291.34

2,203,291.34

** เงินประกันอื่น ประกอบด้วยเงินค้ำประกันสัญญา จำนวน 998,120.50 บาท และค่าสงวนพื้นที่ จำนวน 31,752,000 บาท รวมทั้งสิ้น จำนวน 32,750,120.50 บาท

หมายเหตุที่ 9 - หนี้สินระยะยาว

จำนวน 5,024,128.83 บาท เป็นหนี้ที่เกิดจากการผิดสัญญาการศึกษาและ รับทุนพร้อมเบี้ยปรับ

หมายเหตุที่ 10 - รายได้รอรับรู้ระยะยาว

164

เงินอุดหนุนจากสัญญาและสัมปทานปิโตรเลียม 911

เงินอุดหนุนเพื่อพัฒนาปิโตรเลียม 912

เงินบริจาคเพื่อการแก้ไขปัญหาเขตทับซ้อนทางทะเล 913

เงินผลประโยชน์พิเศษตามสัมปทานปิโตรเลียม ***

รวม รายได้รอรับรู้ระยะยาว

รายงานประจำปี 2554

2554 77,654,778.71 630,863,153.09 7,811,193.27 1.00 716,329,126.07

(หน่วย : บาท) 2553 93,940,640.58 649,465,886.84 8,361,801.25 225,431.70 751,993,760.37

*** เงินผลประโยชน์พเิ ศษตามสัมปทานปิโตรเลียม คงเหลือ จำนวน 1.00 บาท เป็นโปรแกรมคอมพิวเตอร์ จำนวน 2,645,553.60 บาท ที่ได้รับจากผู้รับสัมปทานตามข้อตกลงเงินผลประโยชน์พิเศษในสัญญาสัมปทานปิโตรเลียม เพื่อเป็นการสนันบสนุนการดำเนินงานของ หน่วยงาน และเมื่อสิ้นงวดบัญชีได้ตัดค่าตัดจำหน่าย จำนวน 225,430.70 บาท และรับรู้เป็นรายได้จากเงินช่วยเหลือและเงินบริจาค (ตามหมายเหตุที่ 13) เท่ากับยอดค่าตัดจำหน่าย ตอนสิ้นงวด

หมายเหตุที่ 11 - รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสะสม

รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสะสมต้นงวด

บวก รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ

หัก รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ

รวม รายได้สูงกว่าใช้จ่ายปลายงวด

2554 39,892,619.20 20,313,430.66 0.00 0.00 60,206,049.86

(หน่วย : บาท) 2553 60,548,800.77 0.00 (19,628,084.78) (1,028,096.79) 39,892,619.20

2554 67,553,601.96 79,396,308.02 36,733,763.83 51,921,039.04 20,630,460.53 (2,484,632.05) 253,750,541.33

(หน่วย : บาท) 2553 65,129,078.76 8,121,337.28 84,198,472.23 33,666,329.08 18,115,873.43 (3,941,323.16) 205,289,767.62

2554 7,950,000.00 16,395,239.89 29,429,619.03 550,607.98 225,430.70 54,550,897.60

(หน่วย : บาท) 2553 0.00 3,756,475.60 13,776,074.72 3,760,849.01 529,110.72 21,822,510.05

รายได้จากงบบุคลากร

รายได้จากงบดำเนินงาน

รายได้จากงบรายจ่ายอื่น

รายได้จากงบลงทุน

รายได้จากงบกลาง

หัก เบิกเกินส่งคืนงบประมาณ

รวม รายได้จากงบประมาณ

หมายเหตุที่ 13 - รายได้จากเงินช่วยเหลือและเงินบริจาค

เงินอุดหนุนหน่วยงานภาครัฐจากกระทรวงพลังงาน

เงินอุดหนุนจากสัญญาและสัมปทานปิโตรเลียม

เงินอุดหนุนเพื่อการพัฒนาปิโตรเลียม

เงินบริจาคเพื่อการแก้ไขปัญาเขตทับซ้อนทางทะเล

เงินผลประโยชน์พิเศษตามสัมปทานปิโตรเลียม

รวม รายได้จากเงินช่วยเหลือและเงินบริจาค

165

หมายเหตุที่ 12 - รายได้จากงบประมาณ

หมายเหตุที่ 14 - ค่าใช้จ่ายบุคลากร

เงินเดือน ค่าล่วงเวลา เงินตอบแทนพิเศษ ของผู้ได้รับเงินเต็มขั้น เงินค่าตอบแทน พนักงานราชการ เงินค่าครองชีพ ค่าจ้าง ค่ารักษาพยาบาล เงินช่วยการศึกษาบุตร เงินสมทบ ชดเชย กบข. เงินสมทบ กสจ. เงินสมทบกองทุนประกันสังคม ค่าเช่าบ้าน รวม ค่าใช้จ่ายบุคลากร

2554 57,192,109.18

425,440.00

97,717.86 3,811,734.22

582,838.23 5,492,629.80 7,633,224.70

293,556.00 2,359,273.38

115,158.60

269,275.00

48,000.00 78,320,956.97

(หน่วย : บาท) 2553 55,849,591.08 609,530.00 84,277.55 3,595,466.43 660,954.01 5,466,290.46 6,223,417.02 325,777.00 2,199,399.55 119,815.74 230,778.00 0.00 75,365,296.84

2554 ค่าวัสดุ และค่าใช้สอย

2,286,077.65 ค่าซ่อมแซมและค่าบำรุงรักษา

494,259.09 ค่าเชื้อเพลิง

400,083.63 ค่าจ้างเหมาบริการ

108,191,259.80 ค่าตอบแทนเฉพาะงาน

64,450.00 ค่าธรรมเนียมธนาคาร

1,027,590.00 ค่าจ้างที่ปรึกษา

3,752,138.98 ค่าเบี้ยประกันภัย

17,631.46 ค่าใช้จ่ายในการประชุม

923,665.00 ค่ารับรองและพิธีการ

55,362.00 ค่าเช่าอสังหาริมทรัพย์

6,855,300.00 ค่าเช่าเบ็ดเตล็ด

2,681,402.55 ค่าใช้จ่ายผลักส่งเป็นรายได้แผ่นดิน

107,223.42 ครุภัณฑ์ต่ำกว่าเกณฑ์

143,902.16 ค่าใช้สอยอื่น

16,010.00 รวม ค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ 127,016,355.74

(หน่วย : บาท) 2553 2,581,233.68 779,375.37 499,772.07 79,756,181.80 107,700.00 189,060.00 7,130,707.01 18,168.60 966,728.00 59,589.07 5,138,198.96 2,607,587.03 118,109.09 179,160.00 2,380,810.95 102,512,381.63

หมายเหตุที่ 15 - ค่าตอบแทน ใช้สอยและวัสดุ

166

รายงานประจำปี 2554

หมายเหตุที่ 16 - ค่าสาธารณูปโภค

ค่าไฟฟ้า

ค่าน้ำประปา

ค่าโทรศัพท์

ค่าใช้จ่ายค่าบริการ Internet

ค่าไปรษณีย์โทรเลขและขนส่ง

รวม ค่าสาธารณูปโภค

2554 3,031,510.48 14,472.98 1,390,957.75 6,573.29 36,424.00 4,479,938.50

(หน่วย : บาท) 2553 2,665,016.26 10,584.69 1,488,492.97 5,660.38 49,777.64 4,219,531.94

2554

อาคารและสิ่งปลูกสร้าง

1,451,031.20

อุปกรณ์สำนักงาน

13,662,001.24

สินทรัพย์ไม่มีตัวตน

12,722,564.77

รวม ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย 27,835,597.21

หมายเหตุที่ 18 - รายงานเงินรายได้แผ่นดิน

2554 รายได้แผ่นดินที่จัดเก็บ

รายได้แผ่นดิน - ภาษี

ภาษีอื่น - รายได้ค่าภาคหลวงปิโตรเลียม

49,273,906,977.22

รวมรายได้ภาษี

49,273,906,977.22

รายได้แผ่นดิน - นอกจากภาษี

*รายได้จากการขายสินค้าและบริการ

6,912,450.00

**รายได้อื่น

12,977,467,400.35

รวมรายได้นอกจากภาษี

12,984,379,850.35 รวมรายได้แผ่นดินที่จัดเก็บ 62,258,286,827.57 รายได้แผ่นดินนำส่งคลัง

(62,258,286,827.57)

รายได้แผ่นดินสุทธิ

0.00

(หน่วย : บาท) 2553 431,270.00 14,265,454.35 13,825,383.08 28,522,107.43

หมายเหตุที่ 17 - ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย

รายได้ค่าธรรมเนียมปิโตรเลียม

รายได้ค่าธรรมเนียมการบริการ

รายได้ค่าขายหนังสือราชการ

รายได้ค่าขายของเบ็ดเตล็ด

รวม รายได้จากการขายสินค้าและบริการ

2554 6,824,000.00 1,100.00 78,050.00 9,300.00 6,912,450.00

42,352,553,907.74 42,352,553,907.74

6,381,650.00 8,768,392,049.86 8,774,773,699.86 51,127,327,607.60 (51,127,327,607.60) 0.00

(หน่วย : บาท) 2553 6,300,000.00 6,400.00 74,650.00 600.00 6,381,650.00

167

หมายเหตุที่ 19 - *รายได้จากการขายสินค้าและบริการ

(หน่วย : บาท) 2553

หมายเหตุที่ 20 - ** รายได้อื่น

รายได้ดอกเบี้ยเงินฝากที่สถาบันการเงิน

รายได้เงินชดใช้จากการผิดสัญญาการศึกษาดูงาน

รายได้จากค่าปรับอื่น

เงินเหลือจ่ายปีเก่า

รายได้ที่ไม่ใช่ภาษีอื่น ***

รวม รายได้อื่น

2554 3,872,162.19 0.00 5,977,450.59 2,635,622.40 12,964,982,165.17 12,977,467,400.35

(หน่วย : บาท) 2553 2,363,408.32 39,419.73 11,827,150.47 2,821,282.32 8,751,340,789.02 8,768,392,049.86

***รายได้ที่ไม่ใช่ภาษีอื่น จำนวน 12,964,982,165.17 บาท ส่วนใหญ่เป็นเงินผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ ที่ผู้รับสัมปทานจ่าย ให้แก่รัฐบาลตามผลกำไรปิโตรเลียมประจำปี

หมายเหตุที่ 21 - รายงานฐานะเงินงบประมาณรายจ่ายปีปัจจุบัน (2554)

เบิกจ่าย

รายการ งบสุทธิ การสำรองเงิน ใบสั่งซื้อ/สัญญา คงเหลือ แผนงานพัฒนาและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ผลผลิต การส่งเสริมและบริหารจัดการการสำรวจ

และผลิตปิโตเลียม งบบุคลากร 75,082,700.00

67,263,838.07 7,818,861.93 งบดำเนินงาน 88,661,005.00 8,000,000.00 6,759,383.82 73,771,664.60 129,956.58 งบลงทุน 6,000,795.00

6,000,793.90 1.10 งบรายจ่ายอื่น 42,083,800.00 16,811,290.00 24,930,096.91 342,413.09 รวม 211,828,300.00 8,000,000.00 23,570,673.82 171,966,393.48 8,291,232.70

หมายเหตุที่ 22 - รายงานฐานะเงินงบประมาณรายจ่ายปีก่อน (2553) รายการ เงินกันไว้เบิก เบิกจ่าย คงเหลือ

เหลื่อมปี (สุทธิ) แผนงานพัฒนาและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ผลผลิต การส่งเสริมและบริหารจัดการการสำรวจ

และผลิตปิโตเลียม งบดำเนินงาน

3,057,310.30 2,557,310.30 500,000.00 งบลงทุน

6,702,539.36 6,692,539.36 10,000.00 งบรายจ่ายอื่น

7,620,000.00 7,620,000.00 0.00 รวม 17,379,849.66 16,869,849.66 510,000.00

หมายเหตุที่ 23 - รายงานฐานะเงินงบประมาณรายจ่ายปีก่อน (2552)

รายการ เงินกันไว้เบิก เบิกจ่าย คงเหลือ

เหลื่อมปี (สุทธิ) แผนงานสร้างความมั่นคงและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานและพัฒนาพลังงานทดแทน ผลผลิต การส่งเสริมและบริหารจัดการการสำรวจ และผลิตเชื้อเพลิงธรรมชาติ

งบดำเนินงาน

1,850,000.00 1,850,000.00 0.00 งบลงทุน

38,447,208.72 38,312,890.78 134,317.94 รวม 40,297,208.72 40,162,890.78 134,317.94

168

รายงานประจำปี 2554

วิเคราะห์งบการเงิน งบแสดงฐานะการเงิน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554 และ 2553

2554 2553

บาท ร้อยละ บาท

ร้อยละ

หนี้สิน

หนี้สินหมุนเวียน เจ้าหนี้ระยะสั้น ค่าใช้จ่ายค้างจ่าย เงินรับฝากระยะสั้น หนี้สินหมุนเวียนอื่น รวมหนี้สินหมุนเวียน หนี้สินไม่หมุนเวียน หนี้สินระยะยาว รายได้รอรับรู้ระยะยาว เงินทดรองราชการ รับจากคลังระยะยาว รวมหนี้สินไม่หมุนเวียน รวมหนี้สิน สินทรัพย์สุทธิ (สินทรัพย์ - หนี้สิน) สินทรัพย์สุทธิ ทุน

รายได้สูง (ต่ำ) กว่าค่าใช้จ่ายสะสม รวมสินทรัพย์สุทธิ

3,478,026.59 392,408.22 815,801,377.65 32,840,120.50 852,511,932.96

0.22 0.02 51.80 2.09 54.13

8,173,248.71 148,574.27 640,651,342.57 2,203,291.19 651,176,456.74

0.58 0.01 45.46 0.16 46.21

5,024,128.83 716,329,126.07 1,000,000.00

722,353,254.90 1,574,865,187.86 81,567,554.00

0.32 45.49 0.06

45.87 100.00 5.18

5,024,128.83 751,993,760.37 1,000,000.00

758,017,889.20 1,409,194,345.94 61,254,123.34

0.36 53.36 0.07

53.79 100.00 4.35

21,361,504.14 60,206,049.86 81,567,554.00

26.19 73.81 100.00

21,361,504.14 39,892,619.20 61,254,123.34

34.87 65.13 100.00

169

สินทรัพย์

สินทรัพย์หมุนเวียน เงินสดและรายการ 1,566,063,438.97 94.54 1,395,630,812.43 94.91 เทียบเท่าเงินสด

ลูกหนี้ระยะสั้น 1,267,364.00 0.08 2,021,255.00 0.14 รายได้ค้างรับ 1,580.00 0.00 35,238.05 0.00 วัสดุคงเหลือ 648,805.19 0.04 1,496,744.03 0.10 รวมสินทรัพย์หมุนเวียน 1,567,981,188.16 94.66 1,399,184,049.51 95.15

สินทรัพย์ไม่หมุนเวียน

ลูกหนี้ระยะยาว 5,024,128.83 0.30 5,024,128.83 0.34 อาคาร และอุปกรณ์ (สุทธิ) 73,869,179.99 4.46 44,116,129.29 3.00 สินทรัพย์ไม่มีตัวตน (สุทธิ) 9,558,244.88 0.58 22,124,161.65 1.50 รวมสินทรัพย์ไม่หมุนเวียน 88,451,553.70 5.34 71,264,419.77 4.85 รวมสินทรัพย์ 1,656,432,741.86 100.00 1,470,448,469.28 100.00

วิเคราะห์งบการเงิน งบรายได้และค่าใช้จ่าย กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554 และ 2553

2554 2553

บาท ร้อยละ บาท รายได้จากการดำเนินงาน รายได้จากรัฐบาล รายได้จากงบประมาณ รวมรายได้จากรัฐบาล รายได้จากแหล่งอื่น รายได้จากเงินช่วยเหลือ และเงินบริจาค รวมรายได้จากแหล่งอื่น รวมรายได้จากการดำเนินงาน

ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน ค่าใช้จ่ายบุคลากร ค่าบำเหน็จบำนาญ ค่าใช้จ่ายในการฝึกอบรม ค่าใช้จ่ายในการเดินทาง ค่าตอบแทน ใช้สอยและวัสดุ ค่าสาธารณูปโภค ค่าเสื่อมราคาและค่าตัดจำหน่าย ค่าใช้จ่ายเงินอุดหนุน รวมค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน รายได้สูง (ต่ำ )กว่าค่าใช้จ่าย จากการดำเนินงาน รายได้สูง (ต่ำ) กว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ

ร้อยละ

253,750,541.33 253,750,541.33

82.31 82.31

205,289,767.62 205,289,767.62

90.39 90.39

54,550,897.60

17.69

21,822,510.05

9.61

54,550,897.60 308,301,438.93

17.69 100.00

21,822,510.05 227,112,277.67

9.61 100.00

78,320,956.97 11,334,512.61 23,579,150.16 7,471,497.08 127,016,355.74 4,479,938.50 27,835,597.21 7,950,000.00 287,988,008.27 20,313,430.66

27.20 3.94 8.19 2.59 44.10 1.56 9.67 2.76 100.00 6.59

75,365,296.84 10,034,106.39 19,914,186.17 6,146,216.05 102,512,381.63 4,219,531.94 28,522,107.43 26,536.00 246,740,362.45 (19,628,084.78)

30.54 4.07 8.07 2.49 41.55 1.71 11.56 0.01 100.00 -8.64

20,313,430.66

6.59

(19,628,084.78)

-8.64

ปัญหาที่พบในงบการเงิน

1. มีการปรับเปลี่ยนชื่อและผังบัญชีแยกประเภทตลอดเวลา ทำให้เกิดการสับสน

2. กรณีที่เกิดรายได้ต่ำกว่าใช้จ่ายในงบรายได้และค่าใช้จ่าย เนื่องจาก มีการโอนเงินเข้าบัญชีเงินฝากธนาคาร หรือจ่ายตรง

ให้แก่เจ้าหนี้หลังจากที่อนุมัติรายการขอเบิกแล้ว แต่จะเกิดค่าใช้จ่ายก่อนการโอนเงินเข้าบัญชีตอนตั้งเบิกหรือการตรวจรับ

สินค้า ทำให้มีค่าใช้จ่ายมากกว่ารายได้ที่รับจากรัฐบาล

3. ขั้นตอนการทำงานในระบบ GFMIS มีมากมาย ทำให้สับสนในการทำงาน

4. รายงานในระบบ GFMIS ตัวเล็กมาก ทำให้ยุ่งยากและเป็นอุปสรรคในการตรวจสอบ

เอกสารฉบับนี้ จัดทำขึ้นเพื่อเผยแพร่ผลการดำเนินงานของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และกิจกรรมการสำรวจ และการผลิต ปิโตรเลียมของประเทศไทย เพื่อให้สาธารณชนได้รับความรู้และเกิดความเข้าใจที่ถูกต้อง

การอ้างอิงหรือนำข้อมูลในเอกสารฉบับนี้ไปใช้ประโยชน์ในทางใดๆ ต้องเป็นการอ้างอิงหรือนำข้อมูลไปใช้โดยสุจริตและ ไม่กระทำการบิดเบือนข้อมูล หรือตัดทอนข้อมูลเฉพาะบางส่วน อันจะทำให้ผู้อื่นเกิดความเข้าใจผิด หรือทำให้เกิดความเสียหาย แก่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ