บมจ. ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม(PTTEP)เปิดเผยประมาณการรายจ่ายลงทุน (Capital Expenditure) และรายจ่ายดำเนินงาน (Operating Expenditure) ของบริษัทฯและบริษัทย่อย ในช่วงปี 2551 - 2555 รวม 5 ปี เป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 286,898 ล้านบาท ซึ่งมีการปรับปรุงเพื่อให้สอดคล้องกับแผนงานล่าสุด ปัจจุบันบริษัทฯ มีโครงการทั้งสิ้น 38 โครงการประกอบด้วย โครงการที่อยู่ระหว่างการผลิตโดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการบงกช, โครงการ S1 โครงการไพลิน โครงการ B8/32 & 9A และโครงการโอมาน 44 โครงการที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย โครงการอาทิตย์ โครงการอาทิตย์เหนือ และโครงการเวียดนาม 9-2 และ โครงการที่อยู่ระหว่างการสำรวจ โดยมีโครงการหลักได้แก่ โครงการพม่า M9 & M11 และ M3 M4 & M7 และโครงการเวียดนาม 16-1ประมาณการรายจ่ายลงทุนและรายจ่ายดำเนินงาน หน่วย : ล้านบาท ปี 2551 ปี 2552 ปี 2553 ปี 2554 ปี 2555 รวม รายจ่ายลงทุน(Capital Expenditure) 59,805 50,054 32,726 27,629 21,892 192,106รายจ่ายดำเนินงาน(Operating Expenditure) 21,427 19,268 19,142 18,264 16,691 94,792รายจ่ายรวมทั้งสิ้น (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 ค่าติดตั้งท่อส่งน้ำมันและก๊าซธรรมชาติค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 43 หลุม และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 4 หลุม โครงการไพลิน (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 45)ประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการเฉลี่ย 386 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 67 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 9 หลุม และค่าก่อสร้างแท่นผลิตและท่อส่งก๊าซ โครงการ B8/32 & 9A (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 25)ประมาณการขายน้ำมันดิบของโครงการเฉลี่ย 44,987 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 56 หลุม ค่าก่อสร้างแท่นผลิตท่อส่งก๊าซ และค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 2 หลุม โครงการโอมาน 44 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100)ประมาณการขายก๊าซธรรมชาติของโครงการเฉลี่ย 54 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันและคอนเดนเสทเฉลี่ย 4,262 บาร์เรลต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 2 หลุม ค่าขุดเจาะหลุมสำรวจและหลุมประเมินผลจำนวน 3 หลุม และค่าก่อสร้างสำหรับงานวางท่อก๊าซ 2. โครงการหลักที่อยู่ระหว่างการพัฒนาและคาดว่าจะสามารถเริ่มการผลิตในอนาคต ได้แก่ โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 50)โครงการพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย มีแผนที่จะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติ ในครึ่งปีหลังของปี 2552 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจะสามารถเพิ่มกำลังการผลิตสูงถึง 335 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2553 โดยในปี 2551 นี้ จะมีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างแท่นผลิตกลาง แท่นที่พัก แท่นหลุมผลิต และค่าขุดเจาะหลุมผลิตจำนวน 18 หลุม โครงการอาทิตย์ (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 80)ปัจจุบันโครงการอาทิตย์มีแผนที่จะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติในไตรมาสที่ 1 ของปี 2551 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 330 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 4 แท่น ค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 16 หลุม และค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ โครงการอาทิตย์เหนือ (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100)ปัจจุบันโครงการอาทิตย์เหนือมีแผนที่จะเริ่มการผลิตก๊าซธรรมชาติได้ภายในปี 2551 โดยจะใช้เรือผลิต (Floating Production Storage and Offloading) ในการผลิตก๊าซและคอนเดนเสทแทนแท่นผลิต ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 120 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างแท่นหลุมผลิต 3 แท่น และค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 27 หลุม โครงการเวียดนาม 9-2 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 25)โครงการเวียดนาม 9-2 มีแผนที่จะเริ่มการผลิตน้ำมันดิบในครึ่งปีหลังของปี 2551 ที่กำลังการผลิตของโครงการเฉลี่ยประมาณ 20,000 บาร์เรลต่อวัน มีรายจ่ายลงทุนส่วนหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมพัฒนาจำนวน 4 หลุม ค่าประกอบและติดตั้งแท่นผลิต 1 แท่น 3. โครงการหลักที่อยู่ระหว่างการสำรวจ ได้แก่ โครงการพม่า M9 & M11 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100) โครงการพม่า M9 & M11 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 3 หลุม และหลุมประเมินผลจำนวน 2 หลุม ค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ ครอบคลุมถึงแนวทางและงานวิศวกรรมเบื้องต้นของการพัฒนาแหล่งผลิต โครงการพม่า M3 M4 & M7 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 100)โครงการพม่า M3 M4 & M7 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมสำรวจจำนวน 2 หลุม และค่าศึกษาข้อมูลทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ และ โครงการเวียดนาม 16-1 (สัดส่วนการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ร้อยละ 28.5)โครงการเวียดนาม 16-1 มีรายจ่ายลงทุนส่วนใหญ่เป็นค่าขุดเจาะหลุมประเมินผลจำนวน 4 หลุม และค่าใช้จ่ายทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ ทั้งนี้ ปตท.สผ. คาดว่าตัวเลขประมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ยต่อวัน (จากโครงการปัจจุบัน) ระหว่างปี 2551-2553 มีรายละเอียดดังต่อไปนี้ หน่วย : บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ปี 2551 ปี 2552 ปี 2553 ปี 2554 ปี 2555ปริมาณการขายปิโตรเลียมเฉลี่ย 223,334 250,194 261,491 278,299 251,778