ปตท.สผ. วางแผนลงทุนระยะยาว 5 ปี มูลค่าลงทุนรวมเกือบ 3 แสนล้านบาท ใน 38 โครงการ โดยลงทุนปี 51 มากสุดกว่า 8 หมื่นล้านบาท หวังเพิ่มยอดขายปิโตรเลียมปีหน้าเป็น 2.2 แสนตัน และสูงสุดในปี 54 เกือบ 3 แสนบาร์เรลต่อวัน ด้านผู้บริหาร เผยลงทุนพร้อมกันทุกโครงการ เพื่อเพิ่มศักยภาพการขยายตัวที่ดีในอนาคต

นายมารุต มฤคทัต กรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ PTTEP เปิดเผยถึง งบประมาณรายจ่ายด้านการลงทุน (Capital Expenditure) และรายจ่ายด้านการดำเนินงาน (Operating Expenditure) ว่า บริษัทได้ปรับปรุงรายจ่ายด้านการลงทุนและการดำเนินของบริษัทและบริษัทย่อยในระยะเวลา 5 ปี (ปี 2551 - 2555) รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 286,898 ล้านบาท ทั้งนี้เพื่อให้สอดคล้องกับแผนการดำเนินงาน จากโครงการที่มีอยู่ในปัจจุบันทั้งสิ้น 38 โครงการ

โดยโครงการในปัจจุบันสามารถแบ่งออกเป็น 3 ประเภทหลัก ประเภทแรก โครงการที่อยู่ระหว่างการผลิต ได้แก่ โครงการบงกช โครงการ S1 โครงการไพลิน โครงการ B8/32 & 9A และโครงการโอมาน 44 ฯลฯ ประเภทที่ 2 โครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต ได้แก่ โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย โครงการอาทิตย์ โครงการอาทิตย์เหนือ และโครงการเวียดนาม 9-2 ฯลฯ และโครงการที่ 3 โครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจ ได้แก่ โครงการพม่า M9 & M11 และ M3 M4 & M7 และโครงการเวียดนาม 16-1 ฯลฯ

ทั้งนี้ รายละเอียดประมาณการรายจ่ายลงทุนและรายจ่ายดำเนินงาน ตั้งแต่ปี 2551 - 2555 มูลค่า 81,232 ล้านบาท, 69,322 ล้านบาท, 51,868 ล้านบาท, 45,893 ล้านบาท และ 38,583 ล้านบาทตามลำดับ

สำหรับโครงการลงทุนในปี 2551 ประกอบด้วย 1. โครงการที่อยู่ระหว่างการผลิต

1.1. โครงการบงกช (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 44.4445) มีประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการเฉลี่ย 552 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 8 แท่น ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 27 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม และค่าขุดเจาะหลุมประเมินผล 2 หลุม

1.2 โครงการ S1 (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 100) ประมาณการขายน้ำมันดิบของโครงการเฉลี่ย 19,263 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าเตรียมพื้นที่ใหม่ๆ ค่าติดตั้งท่อส่งน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนา 43 หลุม และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจ 4 หลุม

1.3 โครงการไพลิน (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 45) ประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการเฉลี่ย 386 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนา 67 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมประเมินผล 9 หลุม และค่าก่อสร้างแท่นผลิตและท่อส่งก๊าซ

1.4 โครงการ B8/32 & 9A (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 25) ประมาณการขายน้ำมันดิบของโครงการเฉลี่ย 44,987 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนา 56 หลุม ค่าก่อสร้างแท่นผลิต ท่อส่งก๊าซ และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม

1.5 โครงการโอมาน 44 (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 100) ประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการเฉลี่ย 54 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และคอนเดนเสทเฉลี่ย 4,262 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนา 2 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมสำรวจและหลุมประเมินผล 3 หลุม และค่าก่อสร้างสำหรับงานวางท่อก๊าซ

2. โครงการหลักที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต ประกอบด้วย

2.1. โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 50) ซึ่งเป็นโครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย มีแผนจะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติ ในครึ่งปีหลังของปี 2552 ด้วยกำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ก่อนจะเพิ่มกำลังการผลิตสูงถึง 335 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2553 โดยในปี 2551 นี้ จะมีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างแท่นผลิตกลาง แท่นที่พัก แท่นหลุมผลิต และค่าขุดเจาะหลุมผลิตจำนวน 18 หลุม

2.2 โครงการอาทิตย์ (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 80) จะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติไตรมาสที่ 1 ของปี 2551 ด้วยกำลังการผลิตเฉลี่ยประมาณ 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 4 แท่น ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนา 16 หลุม และค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์

2.3 โครงการอาทิตย์เหนือ (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วน ร้อยละ 100) จะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติได้ภายในปี 2551 โดยจะใช้เรือผลิต (Floating Production Storage and Offloading) ในการผลิตก๊าซและคอนเดนเสทแทนแท่นผลิตที่กำลังการผลิตเฉลี่ยประมาณ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 3 แท่น และค่าขุดเจาะหลุมพัฒนา 27 หลุม

2.4 โครงการเวียดนาม 9-2 (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วน ร้อยละ 25) จะเริ่มการผลิตน้ำมันดิบในครึ่งหลังของปี 2551 ด้วยกำลังการผลิตเฉลี่ยประมาณ 20,000 บาร์เรลต่อวัน มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 4 หลุม ค่าประกอบและติดตั้งแท่นผลิต 1 แท่น

ส่วนโครงการหลักที่อยู่ระหว่างการสำรวจ ได้แก่ โครงการพม่า M9 & M11 (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วน ร้อยละ 100) โครงการพม่า M9 & M11 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจ 3 หลุม และหลุมประเมินผล 2 หลุม ค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ ครอบคลุมถึงแนวทางและงานวิศวกรรมเบื้องต้นของการพัฒนาแหล่งผลิต

โครงการพม่า M3 M4 & M7 (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 100) โครงการพม่า M3 M4 & M7 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจ 2 หลุม และค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์

โครงการเวียดนาม 16-1 (PTTEP ร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 28.5) โครงการเวียดนาม 16-1 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมประเมินผล 4 หลุม และค่าใช้จ่ายทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์

ทั้งนี้ ปตท.สผ คาดว่าตัวเลขประมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวันจากโครงการปัจจุบันระหว่างปี 2551-2555 ดังนี้ คือ 223,334 บาร์เรลต่อวัน, 250,194 บาร์เรลต่อวัน, 261,491 บาร์เรลต่อวัน, 278,299 บาร์เรลต่อวัน และ 251,778 บาร์เรลต่อวัน ตามลำดับ

นายมารุต กล่าวเพิ่มเติมว่า การลงทุนครั้งนี้จะเริ่มดำเนินการไปพร้อมกันทุกโครงการ ซึ่งจะส่งผลให้ผลการดำเนินงานของบริษัทในอนาคตขยายตัวในทิศทางที่ดีและต่อเนื่อง ส่วนการลงทุนบริษัทจะเริ่มดำเนินงานทันที เพื่อให้งานก้าวหน้าไปอย่างรวดเร็วและสามารถดำเนินงานเชิงพาณิชย์ได้

พร้อมกันนี้ บริษัทยังคงประมาณการเดิมที่กำหนดว่าแหล่งอาทิตย์จะเริ่มผลิตได้ในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 หลังจากได้เริ่มติดตั้งแท่นผลิตเมื่อ 2-3 สัปดาห์ที่ผ่านมา โดยอัตราการผลิตในระยะแรกอยู่ที่ 330 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ส่งผลให้ปริมาณการขายปิโตรเลียมในปี 2551 เป็นไปตามเป้าหมายที่ตั้งไว้ที่ 220,000 บาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นจากปี 2550 ที่คาดว่าเฉลี่ยจะอยู่ที่ 180,000 บาร์เรล/วัน

ด้านความเคลื่อนไหวราคาหุ้นล่าสุดวานนี้ (25 ธ.ค.) หุ้น PTTEP ปรับตัวเพิ่มขึ้นตั้งแต่เปิดตลาดภาคเช้า สอดคล้องกันภาพรวมตลาดหุ้นไทย โดยมีราคาต่ำสุดที่ 149 บาท ก่อนจะปรับตัวเพิ่มขึ้นสูงสุดและปิดที่ 157 บาท เพิ่มขึ้นจากวันก่อน 9 บาท คิดเป็น 6.08% มูลค่าการซื้อขาย 1,841.46 ล้านบาท