บมจ. ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม(PTTEP)เปิดเผยประมาณการรายจ่ายลงทุน (Capital Expenditure)
และรายจ่ายดำเนินงาน (Operating Expenditure) ของบริษัทฯและบริษัทย่อย ในช่วงปี 2551 - 2555 รวม 5 ปี เป็นเงิน
ทั้งสิ้นประมาณ 286,898 ล้านบาท ซึ่งมีการปรับปรุงเพื่อให้สอดคล้องกับแผนงานล่าสุด
ปัจจุบันบริษัทฯ มีโครงการทั้งสิ้น 38 โครงการประกอบด้วย โครงการที่อยู่ระหว่างการผลิตโดยมีโครงการหลักได้แก่
โครงการบงกช, โครงการ S1 โครงการไพลิน โครงการ B8/32 & 9A และโครงการโอมาน 44
โครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการพื้นที่
พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย โครงการอาทิตย์ โครงการอาทิตย์เหนือ และโครงการเวียดนาม 9-2 และ โครงการที่อยู่ระหว่างการ
สำรวจ โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการพม่า M9 & M11 และ M3 M4 & M7 และโครงการเวียดนาม 16-1
ประมาณการรายจ่ายลงทุนและรายจ่ายดำเนินงาน
หน่วย : ล้านบาท
ปี 2551 ปี 2552 ปี 2553 ปี 2554 ปี 2555 รวม
รายจ่ายลงทุน(Capital Expenditure) 59,805 50,054 32,726 27,629 21,892 192,106
รายจ่ายดำเนินงาน(Operating Expenditure) 21,427 19,268 19,142 18,264 16,691 94,792
รายจ่ายรวมทั้งสิ้น (Total Expenditure) 81,232 69,322 51,868 45,893 38,583 286,898
ประมาณการรายจ่ายของ ปตท.สผ. ในปี 2551 ประกอบด้วย 1.โครงการหลักที่อยู่ระหว่างการผลิต ได้แก่
โครงการบงกช (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 44.4445)ประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการเฉลี่ย 552
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิต จำนวน 8 แท่น ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 27
หลุม ค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 2 หลุม และค่าขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 2 หลุม
โครงการ S1 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100)ประมาณการขายน้ำมันดิบของโครงการเฉลี่ย
19,263 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าเตรียมพื้นที่ใหม่ๆ ค่าติดตั้งท่อส่งน้ำมันและก๊าซธรรมชาติค่าขุดเจาะหลุม
พัฒนาจำนวน 43 หลุม และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 4 หลุม
โครงการไพลิน (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 45)ประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการเฉลี่ย
386 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 67 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมประเมินผล
จำนวน 9 หลุม และค่าก่อสร้างแท่นผลิตและท่อส่งก๊าซ
โครงการ B8/32 & 9A (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 25)ประมาณการขายน้ำมันดิบของโครงการ
เฉลี่ย 44,987 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 56 หลุม ค่าก่อสร้างแท่นผลิตท่อส่งก๊าซ
และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 2 หลุม
โครงการโอมาน 44 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100)ประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการ
เฉลี่ย 54 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันและคอนเดนเสทเฉลี่ย 4,262 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนา
จำนวน 2 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมสำรวจและหลุมประเมินผลจำนวน 3 หลุม และค่าก่อสร้างสำหรับงานวางท่อก๊าซ
2. โครงการหลักที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต ได้แก่ โครงการพื้นที่พัฒนาร่วม
ไทย-มาเลเซีย (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 50)โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย มีแผนที่จะเริ่มการผลิตก๊าซ
ธรรมชาติ ในครึ่งปีหลังของปี 2552 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจะสามารถเพิ่ม
กำลังการผลิตสูงถึง 335 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2553 โดยในปี 2551 นี้ จะมีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าใช้จ่ายในการก่อ
สร้างแท่นผลิตกลาง แท่นที่พัก แท่นหลุมผลิต และค่าขุดเจาะหลุมผลิตจำนวน 18 หลุม
โครงการอาทิตย์ (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 80)ปัจจุบันโครงการอาทิตย์มีแผนที่จะเริ่มการผลิตก๊าซ
ธรรมชาติในไตรมาสที่ 1 ของปี 2551 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุน
ส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 4 แท่น ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 16 หลุม และค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์
โครงการอาทิตย์เหนือ (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100)ปัจจุบันโครงการอาทิตย์เหนือมีแผนที่จะเริ่ม
การผลิตก๊าซธรรมชาติได้ภายในปี 2551 โดยจะใช้เรือผลิต (Floating Production Storage and Offloading) ในการ
ผลิตก๊าซและคอนเดนเสทแทนแท่นผลิต ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุน
ส่วนใหญ่เป็นค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 3 แท่น และค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 27 หลุม
โครงการเวียดนาม 9-2 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 25)โครงการเวียดนาม 9-2 มีแผนที่จะเริ่ม
การผลิตน้ำมันดิบในครึ่งปีหลังของปี 2551 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 20,000 บาร์เรลต่อวัน มีรายจ่ายลงทุนส่วน
หญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 4 หลุม ค่าประกอบและติดตั้งแท่นผลิต 1 แท่น
3. โครงการหลักที่อยู่ระหว่างการสำรวจ ได้แก่ โครงการพม่า M9 & M11 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อย
ละ 100) โครงการพม่า M9 & M11 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 3 หลุม และหลุมประเมินผล
จำนวน 2 หลุม ค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ ครอบคลุมถึงแนวทางและงานวิศวกรรมเบื้องต้นของการพัฒนาแหล่งผลิต
โครงการพม่า M3 M4 & M7 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100)โครงการพม่า M3 M4 & M7 มีราย
จ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 2 หลุม และค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ และ โครงการ
เวียดนาม 16-1 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 28.5)โครงการเวียดนาม 16-1 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุด
เจาะหลุมประเมินผลจำนวน 4 หลุม และค่าใช้จ่ายทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์
ทั้งนี้ ปตท.สผ. คาดว่าตัวเลขประมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวัน (จากโครงการปัจจุบัน) ระหว่างปี 2551-
2553 มีรายละเอียดดังต่อไปนี้
หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
ปี 2551 ปี 2552 ปี 2553 ปี 2554 ปี 2555
ปริมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ย 223,334 250,194 261,491 278,299 251,778
--อินโฟเควสท์ โดย เสาวลักษณ์ อวยพร/ศศิธร โทร.0-2253-5050 ต่อ 345 อีเมล์: sasithorn@infoquest.co.th--