นายมารุต มฤคทัต กรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ PTTEP แจ้งประมาณการรายจ่ายลงทุน (Capital Expenditure) และรายจ่ายดำเนินงาน (Operating Expenditure) ของบริษัทฯ และ บริษัทย่อย ในช่วงปี 2550-2554 รวม 5 ปี โดยจะมีการลงทุนในโครงการทั้งสิน 34 โครงการคิดเป็นมูลค่าประมาณ 284,710 ล้านบาท

ทั้งนี้ โครงการของบริษัทที่อยู่ระหว่างการปรับปรุงเพื่อให้สอดคล้องกับแผนงานของบริษัท เช่น โครงการที่อยู่ระหว่างการผลิต โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการบงกช โครงการ S1 โครงการ B8/32 & 9A และโครงการไพลิน ขณะที่โครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการอาทิตย์, โครงการอาทิตย์เหนือ ,โครงการเวียดนาม 9-2 และโครงการพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซีย

ในส่วนของโครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจ โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการพม่า M7 & M9โครงการอัลจีเรีย 433a & 416b และโครงการเวียดนาม 16-1

สำหรับการประมาณการรายจ่ายลงทุนและรายจ่ายในการดำเนินงานในช่วงปี 2550-2554 แบ่งเป็นปี 2550 รายจ่ายลงทุน 57,281 ล้านบาท และรายจ่ายดำเนินงาน 17,231 ล้านบาท รวม 74,512 ล้านบาท, ปี 51 รายจ่ายลงทุน 53,309 ล้านบาท และรายจ่ายดำเนินงาน 18,447 ล้านบาท รวม 71,756 ล้านบาท, ปี 52 รายจ่ายลงทุน 38,049 ล้านบาท และรายจ่ายดำเนินงาน 20,838 ล้านบาท รวม 58,887 ล้านบาท, ปี 53 รายจ่ายลงทุน 23,054 ล้านบาท และรายจ่ายดำเนินงาน 20,513 ล้านบาท รวม 20,513 ล้านบาท และปี 54 รายจ่ายลงทุน 19,821 ล้านบาท และรายจ่ายดำเนินงาน 16,167 ล้านบาท รวม 35,988 ล้านบาท

นายมารุต กล่าวอีกว่า รายละเอียดในเรื่องการลงทุนของบริษัทในปี 2550 โครงการหลักที่อยู่ระหว่างการผลิต คือ โครงการบงกช (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 44.4445) ประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการเฉลี่ย 595 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิตจำนวน 3 แท่น ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 16 หลุมและค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 6 หลุม

โครงการ S1 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100) ประมาณการขายน้ำมันดิบของโครงการเฉลี่ย 17,784 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 45 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 4 หลุม และค่าปรับปรุงและพัฒนาอุปกรณ์การผลิต

โครงการ B8/32 & 9A (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 25)ประมาณการขายน้ำมันดิบของโครงการเฉลี่ย 54,141 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิตจำนวน 6 แท่น และท่อส่งก๊าซ ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 84 หลุม และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 4 หลุม

โครงการไพลิน (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 45)ประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการเฉลี่ย 405 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิตจำนวน 4 แท่น และท่อส่งก๊าซ และค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน39 หลุม

สำหรับโครงการหลักที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต คือ โครงการอาทิตย์ (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 80) ปัจจุบันโครงการอาทิตย์มีแผนที่จะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติในไตรมาสที่ 1 ของปี 2551ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าประกอบและติดตั้งแท่นผลิต 1 แท่น ค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 4 แท่น และท่อส่งก๊าซ และค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 37 หลุม

โครงการอาทิตย์เหนือปัจจุบันโครงการอาทิตย์เหนือมีแผนที่จะใช้เรือผลิต (Floating Production Storage and Offloading) ในการผลิตก๊าซและคอนเดนเสทแทนแท่นผลิต โดยบริษัทฯ คาดว่าจะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติในปี 2551 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันโดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 3 แท่น และท่อส่งก๊าซ

โครงการเวียดนาม 9-2 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 25) โครงการเวียดนาม 9-2 มีแผนที่จะเริ่มการผลิตน้ำมันดิบในครึ่งปีหลังของปี 2551 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 20,000 บาร์เรลต่อวัน มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 1 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 2 หลุม ค่าประกอบและติดตั้งแท่นผลิต 1 แท่น

โครงการพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซีย (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 50)โครงการพื้นที่ร่วมพัฒนาไทย-มาเลเซีย มีแผนที่จะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติในครึ่งปีหลังของปี 2552ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจะสามารถเพิ่มกำลังการผลิตสูงถึง 470 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งในปี 2550 นี้ จะมีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจประมาณ 3 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 4 หลุม และค่าใช้จ่ายในการซื้ออุปกรณ์ในการผลิต

ในส่วนของโครงการหลักที่อยู่ระหว่างการสำรวจ คือ โครงการพม่า M7 & M9 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100) โครงการพม่า M7 & M9 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์และค่าสำรวจคลื่นไหวสะเทือนแบบ 2 มิติ และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจ จำนวน 3 หลุม

โครงการอัลจีเรีย 433a & 416b (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 35)โครงการอัลจีเรีย 433a & 416b มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าสำรวจคลื่นไหวสะเทือนแบบ 3 มิติค่าขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 6 หลุม และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 3 หลุม และโครงการเวียดนาม 16-1 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 28.5)โครงการเวียดนาม 16-1 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าใช้จ่ายทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 5 หลุม

นอกจากนี้ บริษัทได้มีการคาดการณ์ตัวเลขการขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวัน (จากโครงการปัจจุบัน) ระหว่างปี 2550-2554 โดยในปี 50 บริษัทคาดว่าปริมาณการขายปิโตเลียมเฉลี่ย 187,713 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ขณะที่ปี 51 เฉลี่ยอยู่ที่ 240,566 บาร์เรล ปี 52 เฉลี่ยอยู่ที่ 254,816 บาร์เรล ปี 53 เฉลี่ยอยู่ที่ 269,429 บาร์เรล และปี 54 เฉลี่ยอยู่ที่ 269,541 บาร์เรล