PTTEP เผยแผนใช้ทุนระยะ 5 ปี วงเงิน 230,600 ล้านบาท ทั้งโครงการที่อยู่ ระหว่างดำเนินการผลิต โครงการอยู่ระหว่างการพัฒนาและโครงการ ที่อยู่ระหว่างการสำรวจ โดยมีหลักๆ 10 โครงการ ระหว่างปี 49-53 และมีปริมาณขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวันระหว่าง 179,000-238,400 บาร์เรล

นายมารุต มฤคทัต กรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. (PTTEP) แจ้งประมาณการรายจ่ายลงทุน (Capital Expenditure) และรายจ่ายดำเนินงาน (Operating Expenditure) ของบริษัทฯ และบริษัทย่อยในช่วงปี 2549-2553 รวม 5 ปี เป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 230,600 ล้านบาท ซึ่งมีการปรับปรุงเพื่อให้สอดคล้องกับแผนงานล่าสุด โดยปัจจุบันมีโครงการทั้งสิ้น 29 โครงการ

ประกอบด้วยโครงการที่อยู่ระหว่างการผลิต โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการบงกช โครงการ S1 โครงการ B8/32 & 9A และโครงการไพลิน ส่วนโครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการอาทิตย์ และโครงการพื้นที่ร่วม พัฒนาไทย-มาเลเซีย รวมทั้งโครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจ โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการพม่า M7 & M9 โครงการอัลจีเรีย 433a & 416b โครงการเวียดนาม 16-1 และโครงการเวียดนาม 9-2 ทั้งนี้ ประมาณการรายจ่ายลงทุนและรายจ่ายดำเนินงาน ระหว่างปี 2549-2553 รวมทั้งสิ้น 230,600 ล้านบาท และมีปริมาณขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวันระหว่าง 179,000-238,400 บาร์เรล

โดยโครงการหลักที่อยู่ระหว่างการผลิตคือ โครงการบงกช ซึ่งประมาณการขายก๊าซธรรมชาติ ของโครงการเฉลี่ย 598 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิตตามแผนพัฒนาจำนวน 6 แท่นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 8 หลุม ค่าเจาะหลุมสำรวจจำนวน 3 หลุม ค่าสำรวจคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ ในแหล่งบงกชเหนือ และแหล่งบงกชใต้ซึ่งเป็นพื้นที่ผลิตใหม่

โครงการ S1 ปตท.สผ. ซึ่งประมาณการขายน้ำมันดิบของโครงการเฉลี่ย 19,265 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 35 หลุม ค่าปรับปรุงและก่อสร้างอุปกรณ์การผลิต และโครงการ B8/32 & 9A ซึ่งประมาณการขายน้ำมันดิบของโครงการเฉลี่ย 53,000 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่าย ลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นผลิตจำนวน 5 แท่น ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 103 หลุมค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 2 หลุม และโครงการไพลิน ซึ่งประมาณการขายก๊าซธรรมชาติ ของโครงการเฉลี่ย 376 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันโดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 64 หลุม ค่าก่อสร้างแท่นผลิต 1 แท่นและค่าวางท่อ

นอกจากนี้ยังมีโครงการหลักที่อยู่ระหว่าง การพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต คือโครงการอาทิตย์ ปัจจุบันโครงการอาทิตย์มีแผนที่จะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติในครึ่งปีแรกของปี 2550 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าประกอบและติดตั้งแท่นผลิต 1 แท่น แท่นหลุมผลิต 6 แท่นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 44 หลุม

นอกจากนี้ยังมีโครงการหลักที่อยู่ระหว่าง การพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคตโครงการพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซีย โดยโครงการนี้มีพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซียและมีแผนที่จะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติในครึ่งปีหลังของปี 2551 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันและจะสามารถเพิ่มกำลังการผลิตสูงถึง 470 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งในปี 2549 นี้จะมีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 4 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 3 หลุม และค่าจัดเตรียมอุปกรณ์การผลิต

อย่างไรก็ตาม ปตท.สผ. ยังมีโครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจอีก 4 โครงการคือ โครงการพม่า M7 & M9 ซึ่งโครงการนี้มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 6 หลุม ค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ และค่าสำรวจคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติเพื่อพิสูจน์ปริมาณก๊าซธรรมชาติสำรอง และเพื่อให้บรรลุเป้าหมายตามแผนพัฒนา

โครงการอัลจีเรีย 433a & 416b ซึ่งมีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าสำรวจคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ และค่าขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 2 หลุม เพื่อดำเนินการตามภาระผูกพันในการสำรวจปิโตรเลียมระยะแรกให้แล้วเสร็จ และเข้าสู่การสำรวจปิโตรเลียมระยะที่ 2 ต่อไป
นอกจากนี้ยังมีโครงการเวียดนาม 16-1 ซึ่งโครงการนี้มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 2 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 1 หลุม และค่าสำรวจคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติ เพื่อดำเนินการสำรวจหาปริมาณน้ำมันดิบสำรอง และพัฒนาเป็นแหล่งน้ำมันดิบต่อไป ส่วนโครงการเวียดนาม 9-2 โครงการนี้มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าดำเนินการขุดเจาะแบบ Sidetrack ของหลุมประเมินผล CNV-4X และค่าศึกษาทางด้านธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์เพื่อดำเนินงานสำรวจหาปริมาณน้ำมันดิบสำรอง และพัฒนาเป็นแหล่ง ผลิตน้ำมันดิบต่อไป