บริษัทเอกชนของประเทศไทยขนาดใหญ่ที่ทำธุรกิจสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ได้แก่ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท. สผ. ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และ ยังมีบริษัทเอกชนไทย เช่น บริษัท พลังโสภณ จำกัด ร่วมลงทุนในฐานะผู้ร่วมประกอบกิจการปิโตรเลียม

สำหรับหน่วยงานของรัฐที่ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ได้แก่ กรมการพลังงานทหาร กระทรวงกลาโหม เป็นหน่วยงานรัฐเพียงหน่วยงานเดียวที่ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม โดยผลิตน้ำมันจากแหล่งฝาง จังหวัดเชียงใหม่ ในอัตราประมาณวันละ 1,000 บาร์เรล โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อเป็นยุทธปัจจัยและความมั่นคง ปลอดภัยของประเทศ

จึงสรุปได้ว่าการสำรวจปิโตรเลียมต้องใช้เงินลงทุนสูง เป็นธุรกิจที่มีความเสี่ยงค่อนข้างสูงและมีโอกาสที่จะประสบความสำเร็จ โดยทั่วไปเพียงร้อยละ 10 ดังนั้น ที่ผ่านมารัฐบาลจึงส่งเสริมให้เอกชนทั้งไทยและต่างชาติมาลงทุนในธุรกิจนี้แทนที่รัฐจะลงทุนเอง

ระบบสัมปทานปิโตรเลียมของประเทศไทยมีพัฒนาการมาสามขั้นตอน มีการแก้กฎหมายหลายครั้ง มีการปรับเปลี่ยนอัตราการแบ่งปันผลประโยชน์ไปตามยุคสมัยและประสบการณ์ของหน่วยราชการที่เกี่ยวข้อง ระบบ Thailand I เริ่มตั้งแต่ พรบ.ปิโตรเลียมฉบับแรก พ.ศ.2514 กำหนดค่าภาคหลวงร้อยละ 12.5 ของมูลค่าปิโตรเลียมที่จำหน่าย และ พรบ.ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมอีกร้อยละ 50 ของกำไรสุทธิ โครงการระยะที่หนึ่งประสบความสำเร็จพอสมควร จนถึงปี 2524 มีการค้นพบแหล่งปิโตรเลียมจำนวนหนึ่ง ประกอบกับโลกกำลังประสบภาวะวิกฤตราคาน้ำมัน รัฐบาลไทยจึงได้ปรับเปลี่ยนการแบ่งปันผลประโยชน์เสียใหม่ แก้ไขกฎหมายให้ผู้รับสัมปทานแบ่งผลประโยชน์แก่รัฐเพิ่มขึ้น โดยเริ่มต้นปี 2525 กำหนดว่านอกจากจะจ่ายค่าภาคหลวงร้อยละ 12.5 ของมูลค่าจำหน่ายแล้ว ให้ผู้รับสัมปทานหักค่าใช้จ่ายตาม พรบ.ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมได้ไม่เกินร้อยละ 20 ของรายรับ (จากที่เคยหักค่าใช้จ่ายได้ตามจริง) และจ่ายโบนัสเพิ่มรายปีเป็นอัตราขั้นบันไดจากร้อยละ 27.5 ถึงร้อยละ 43.5 ของรายได้จากน้ำมันดิบที่ผลิตเฉลี่ยวันละตั้งแต่ 10,000 บาร์เรล ถึงเฉลี่ยวันละ 30,000 บาร์เรล ระบบใหม่นี้เรียกว่า Thailand II ปรากฏว่าจนถึงปี 2532 มีผู้รับสัมปทานไปเพียง 6 รายเท่านั้น แม้จะมีการสำรวจพบแหล่งปิโตรเลียมบนบกเพิ่มเติม แต่ไม่มีการลงทุนผลิตเชิงพาณิชย์เลย สาเหตุคือ แหล่งปิโตรเลียมบนบกมีขนาดเล็ก กระจัดกระจาย ทำให้มีทั้งความเสี่ยงและต้นทุนในการผลิตต่อบาร์เรลสูง ผู้รับสัมปทานต้องแบ่งผลประโยชน์ให้รัฐสูงจนไม่มีความคุ้มค่าทางธุรกิจ ผลก็คือ รัฐบาลไทยไม่สามารถจัดเก็บผลประโยชน์ปิโตรเลียมตามระบบ Thailand II ได้เลย

ในปี 2532 จึงได้มีการแก้ไขกฎหมายอีกครั้งเป็นระบบ Thailand III ระบุผลประโยชน์แก่รัฐสามส่วน ส่วนแรกคือ ค่าภาคหลวงเป็นอัตราขั้นบันไดตั้งแต่ร้อยละ 5 ขึ้นไปถึงร้อยละ 15 ตามปริมาณจำหน่ายปิโตรเลียมต่ำสุดจากไม่เกิน 60,000 บาร์เรลต่อเดือน ไปจนถึงสูงกว่า 600,000 บาร์เรลต่อเดือน ส่วนที่สองคือภาษีเงินได้ปิโตรเลียมในอัตราร้อยละ 50 ของกำไรสุทธิ ส่วนที่สามคือ ผลประโยชนตอบแทนพิเศษจากกำไรส่วนเกิน โดยจะจัดเก็บเมื่อยอดจำหน่ายปิโตรเลียมเพิ่มเกินกว่าระดับที่กำหนด ระบบ Thailand III จึงมีความยืดหยุ่นมาก ผู้รับสัมปทานที่ค้นพบแหล่งขนาดเล็กและมีต้นทุนต่อหน่วยสูง ผลิตได้น้อยก็สามารถพัฒนาเชิงพาณิชย์ได้ ขณะที่ผู้ที่ค้นพบแหล่งขนาดใหญ่ ต้นทุนต่อหน่วยต่ำกว่าและผลิตได้มากก็ต้องแบ่งผลประโยชน์ให้รัฐเพิ่มขึ้นตามสัดส่วน จนถึงปี 2555 มีการสำรวจพบแหล่งปิโตรเลียมเพิ่มขึ้นอีกมากและสามารถผลิตเชิงพาณิชย์แล้ว 48 สัมปทาน นอกจากนี้ผู้รับสัมปทานในระบบ Thailand II ก็ได้โอนมาเข้าระบบ Thailand III ด้วย ปัจจุบันประเทศไทยมีสัมปทานปิโตรเลียมทั้งสิ้น 63 สัมปทาน โดยมีผู้รับสัมปทานที่ยังอยู่ในระบบ Thailand I เพียง 9 สัมปทานเท่านั้นและจะเริ่มหมดอายุลงตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป