มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 5/2561 (ครั้งที่ 52)

เมื่อวันจันทร์ที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 เวลา 11.00 น.

1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG

2. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายทวารัฐ สูตะบุตร)

เรื่องที่ 1 การปรับโครงสร้างธุรกิจของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

      1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการดำเนินการโอนทรัพย์สิน การดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 และการนำ PTTOR เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และเห็นชอบประเด็นด้านความมั่นคงทางพลังงานของประเทศว่าการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ครั้งนี้จะไม่มีผลกระทบต่อระดับความมั่นคงทางพลังงาน

      2. การปรับโครงสร้าง ปตท. จะมีการให้ PTTOR ใช้ประโยชน์ในทรัพย์สินบางส่วนของ ปตท. ซึ่งทำให้ธุรกรรมนี้ต้องดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 (พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ) เพราะเป็นธุรกรรมที่หน่วยงานรัฐเป็นเจ้าของ และ/หรือ หน่วยงานรัฐที่มีสิทธิในสินทรัพย์นั้นอนุญาตให้ PTTOR มีสิทธิใช้ประโยชน์ ปตท. จึงได้ดำเนินการ ดังนี้ (1) ว่าจ้างสำนักงานศูนย์วิจัยและให้คำปรึกษาแห่งมหาวิทยาลัย ธรรมศาสตร์ให้ทำการสอบทานผลการศึกษาจากรายงานของผู้ประเมินอิสระสำหรับการประเมินมูลค่าสินทรัพย์ที่มีตัวตนและไม่มีตัวตน และรายงานความเหมาะสมโครงการให้เช่า ให้เช่าช่วง ให้สิทธิ และให้สิทธิช่วงในทรัพย์สินภายใต้การปรับโครงสร้างธุรกิจ ปตท. ของที่ปรึกษาอิสระ ประกอบกับศึกษาและวิเคราะห์โครงการให้สอดคล้องกับ พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ (2) นำเสนอรายงานศึกษาความเหมาะสมโครงการให้สิทธิในทรัพย์สินภายใต้การปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) เพื่อขอให้พิจารณาให้ความเห็นชอบภายใต้ พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ โดยทรัพย์สินที่เกี่ยวข้องและซึ่งเข้าข่ายตาม พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ ขนาดใหญ่ ที่มีมูลค่าทรัพย์สินมากกว่า 5,000 ล้านบาท ประกอบด้วย สิทธิในการใช้เครื่องหมายการค้า ซึ่งได้แก่ เครื่องหมายคำว่า “PTT” “ปตท.” และเครื่องหมายรูปเปลวเพลิง และ (3) ทำหนังสือเรียน รมว.พน. ขอถอนรายงานผลการศึกษาฯ ออกจากกระบวนการพิจารณาตาม พ.ร.บ. ร่วมทุน โดย ปตท. ได้พิจารณาแนวทางเลือกอื่นเพิ่มเติมสำหรับการใช้เครื่องหมายการค้า เพื่อการประกอบธุรกิจของ PTTOR ในอนาคต และเห็นว่าในกรณีที่ ปตท. สร้างเครื่องหมายการค้าใหม่แบบผสม โดยมีรูปเปลวเพลิงเป็นหนึ่งในองค์ประกอบเพื่อโอนขายให้ PTTOR แทนการให้สิทธิการใช้เครื่องหมายการค้า ตามรายงานผลการศึกษาฯ เป็นแนวทางที่ดำเนินการปรับโครงสร้างธุรกิจได้โดยถูกต้องตามกฎหมายที่เกี่ยวข้อง

      3. ผู้แทนเลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา (นางสาววราลัย อ่อนนุ่ม) ได้ให้ความเห็นว่า ที่ประชุม ไม่จำเป็นต้องรับทราบในประเด็นเครื่องหมายทางการค้าของ PTTOR การดำเนินการจะแตกต่างจากการใช้เครื่องหมายการค้าเดิมที่ ปตท. มีอยู่แล้วโดย PTTOR ต้องสร้างเครื่องหมายการค้าขึ้นมาใหม่และนำไปจดทะเบียน ซึ่งไม่สามารถยืนยันได้ว่าเครื่องหมายใหม่จะได้รับการจดทะเบียนหรือไม่ หรืออาจมีการคัดค้านในอนาคต

มติของที่ประชุม

    ที่ประชุมรับทราบความก้าวหน้าการปรับโครงสร้างของ ปตท. ว่าไม่มีความจำเป็นต้องดำเนินการ ตามพระราชบัญญัติร่วมทุนฯ ในลักษณะโครงการขนาดใหญ่

เรื่องที่ 2 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1

สรุปสาระสำคัญ

      1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคา ก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดสูตรว่า ราคาก๊าซฯ (P) เท่ากับ ราคาเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ย (WH) บวก อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง (S) บวกอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซฯ (T) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซฯ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการตามขั้นตอนของพระราชบัญญัติฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป และเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ การดำเนินงานระยะที่ 1 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ และรับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการ เพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

      2. หลักการและเหตุผลในการพิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ประกอบด้วย (1) การจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ แบ่งเป็น 3 ระยะ ได้แก่ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่านก่อนการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ และระยะ ที่ 3 เปิดแข่งขันเสรีเต็มรูปแบบ (2) หลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ การดำเนินงานระยะที่ 1 สรุปได้ดังนี้ 1) ด้านธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้ กฟผ. เป็นผู้จัดหาก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นอีกหนึ่งรายนอกเหนือจาก ปตท. ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี 2) ด้านธุรกิจกลางน้ำ กำหนดให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯให้เป็นอิสระจากระบบจัดหาและจำหน่าย และ 3) ด้านธุรกิจปลายน้ำ กฟผ. ในฐานะ Shipper เป็นผู้จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าตามที่กำหนด (3) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ ได้แก่ 1) โครงสร้างราคาก๊าซฯ (ปัจจุบัน) ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยที่ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ (WH) จะมาจากการคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้จัดหาก๊าซฯ รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่ม Gulf Gas เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซฯ ประกอบด้วยก๊าซฯ จากอ่าวไทย และกลุ่ม Pool Gas เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิต ไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ส่วนราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน 2) โครงสร้างราคาก๊าซฯ (ใหม่) เพื่อให้รองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 1 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 จึงกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ ให้มีความชัดเจนเพื่อรองรับการจัดหาก๊าซฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยแบ่งราคาเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ย ออกเป็น 3 กลุ่ม คือ (1) Gulf Gas คงตามหลักการเดิม (2) Pool Gas เป็นราคาก๊าซฯ ที่จัดหาโดย ปตท. ซึ่งประกอบด้วย ก๊าซฯ จากอ่าวไทย โดยรวมอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ผ่านระบบส่งก๊าซฯ ในทะเล (T1) ก๊าซฯ จากเมียนมา และ LNG ที่ ปตท. จัดหา และ (3) LNG ที่ กฟผ. จัดหา

      3. ข้อเสนอโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 1 โดยอ้างอิงโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซฯ สำหรับการค้าส่งก๊าซฯ โดยตรงจากระบบส่งก๊าซฯ (Transmission) ไปยังกลุ่มลูกค้า เพื่อให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ดังนี้ ราคาขายส่งก๊าซฯ ไปยังกลุ่มลูกค้า (Wy) เท่ากับ ราคา เนื้อก๊าซฯ เฉลี่ย (WH) บวก อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ (S) บวก อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซฯ (T) ซึ่งจากการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซฯ ดังกล่าวสามารถกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ จำแนกตามกลุ่มลูกค้า (Wy) ได้ 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซฯ (2) กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซฯ ของ Shipper ปตท. และ (3) กลุ่มโรงไฟฟ้าของ Shipper กฟผ. ทั้งนี้ โครงสร้างราคาก๊าซฯ ดังกล่าวได้ผ่านการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้เสียตามมาตรา 67 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 แล้ว

      4. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ จากการที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ขอให้ชี้แจงรายละเอียดเพิ่มเติมในประเด็นแนวคิดหรือหลักการในการกำหนดกลุ่มระบบท่อในพื้นที่ (Zone) ตามโครงสร้างราคาก๊าซฯ ที่ สกพ. เสนอมา รวมถึงผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าหรือต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ ที่จะเกิดขึ้น ซึ่ง สกพ. ได้ชี้แจงดังนี้ (1) แนวคิดหรือหลักการในการกำหนดกลุ่มระบบท่อในพื้นที่ (Zone) ประกอบด้วย 1) จัด Zone โดยมุ่งเน้นการสร้างความเป็นธรรมให้ผู้ใช้บริการท่อก๊าซฯ ทุกภาคส่วน และการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ที่เป็นธรรมเพื่อรองรับกับโครงสร้างอุตสาหกรรมก๊าซฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป 2) การแบ่งกลุ่ม Zone จะยึดตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซฯ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ที่ สนพ. ได้จัดทำตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ที่ได้เห็นชอบหลักการการทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซฯ ซึ่งกำหนดให้แยกอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บจากผู้ซื้อก๊าซฯ เป็น 5 พื้นที่ (Zone) โดยคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซฯ ของผู้ซื้อก๊าซฯ ได้แก่ พื้นที่ 1 ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ระยอง พื้นที่ 2 ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ขนอม พื้นที่ 3 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่ง พื้นที่ 4 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่จะนะ และพื้นที่ 5 ระบบท่อส่ง ก๊าซบนฝั่งที่น้ำพอง ทั้งนี้ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่มอบหมายให้ กกพ. ทบทวนการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซฯ กกพ. จึงได้มีการกำหนด Zone สำหรับการคิดอัตราค่าบริการฯ ตามพื้นที่การใช้งานระบบท่อส่งก๊าซฯ โดยมีการปรับเปลี่ยนขอบเขตการกำหนด Zone ท่อในพื้นที่ 1 และ 2 เนื่องจากวิธีการกำหนดราคา Pool Price ใหม่ให้คำนวณต้นทุนก๊าซฯ ในทะเลรวมค่าผ่านท่อในทะเลด้วย โดยจะรวมเฉพาะโครงข่ายท่อก๊าซฯ ที่เป็นการลงทุนของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ท่อก๊าซฯ นอกชายฝั่งขนอมซึ่งเดิมอยู่ใน Zone 2 ถูกมารวมไว้ใน Zone 1 แต่ในส่วนท่อก๊าซฯ ในทะเลที่ไปยังโรงไฟฟ้าจะนะเป็นโครงข่ายท่อก๊าซฯ ของบริษัททรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ท่อ TTM) ที่มีการส่งผ่านก๊าซฯ จากแหล่ง JDA เพียงแหล่งเดียวสำหรับใช้กับ 2 บริษัท คือ ปตท. และปิโตรนาส ดังนั้นจึงไม่นำโครงข่ายท่อ TTM มาคำนวณรวมไว้ในอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ สำหรับท่อในทะเล (Zone 1) ที่เป็นโครงข่ายท่อก๊าซฯ ของ ปตท. (2) สกพ. ได้จัดทำข้อมูลประมาณการผลกระทบต่อค่าไฟฟ้ารวมถึงโรงแยกก๊าซฯ จากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ โดยเปรียบเทียบราคาก๊าซฯ ในปัจจุบันกับราคาก๊าซฯ จากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ ใหม่ ที่คิดจากเงินลงทุน (Allowed Revenue) และวิธีคิดอัตราค่าบริการเดิม แต่ไม่รวมเงินลงทุนใหม่ในอนาคต (ท่อเส้นที่ 5) ซึ่งมีผลกระทบเกิดขึ้น ดังนี้ 1) ราคาก๊าซฯ สำหรับโรงแยกก๊าซฯ เพิ่มสูงขึ้นประมาณ 6.3501 บาทต่อล้านบีทียู 2) ภาคไฟฟ้า ราคาก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้า กฟผ. /IPP/SPP และโรงไฟฟ้าขนอมลดลงประมาณ 1.3499 และ 1.8610 บาทต่อล้านบีทียู ตามลำดับ ราคาก๊าซฯ โรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มขึ้นประมาณ 7.24 บาทต่อล้านบีทียู ส่วนราคาก๊าซฯ โรงไฟฟ้าน้ำพองคงที่ไม่เปลี่ยนแปลง (3) ราคาก๊าซฯ สำหรับ NGV ลดลงประมาณ 1.3499 บาทต่อล้านบีทียู จากผลกระทบที่เกิดขึ้นพบว่าการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ ดังกล่าวจะมีผลทำให้โรงแยกก๊าซฯ รับภาระต้นทุนที่สูงขึ้น แต่ในภาคไฟฟ้าจะมีผลทำให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPP SPP และโรงไฟฟ้าขนอมซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ของประเทศมีราคาก๊าซฯ ปรับลดลง ส่วนโรงไฟฟ้าน้ำพองมีราคาคงเดิม แต่จะมีโรงไฟฟ้าจะนะเพียงโรงเดียวที่ราคาก๊าซฯ ปรับตัวสูงขึ้น ทั้งนี้ แม้ว่าราคาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าจะนะจะปรับตัวสูงขึ้นแต่ในภาพรวมของภาคไฟฟ้าทั้งหมดของประเทศจะมีค่าไฟฟ้าลดลงประมาณ 390 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่า Ft ลดลงที่ 0.22 สตางค์ต่อหน่วย แต่ในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ที่รับภาระต้นทุนสูงขึ้นประมาณ 58 ล้านบาทต่อวัน นั้น สกพ. ได้หารือ ปตท. แล้ว สรุปว่า ปตท. สามารถยอมรับภาระในส่วนนี้ได้ ทั้งนี้ หลังการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ โรงแยกก๊าซฯ จะมีต้นทุนเนื้อก๊าซฯ ที่ใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นประมาณ 6.35 บาทต่อล้านบีทียู หรือประมาณ 0.30 บาทต่อกิโลกรัม และจะมีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตเพิ่มขึ้นประมาณ 0.03 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ โดยรวมเพิ่มขึ้นประมาณ 0.33 บาทต่อกิโลกรัม หรือประมาณร้อยละ 2.49 ของต้นทุนเดิม นอกจากนี้ ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ที่สูงขึ้นจะทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีรายรับที่ได้จากก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 65 ล้านบาทต่อเดือน

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซฯ โดยนำระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ทรานส์ ไทย – มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) ไปรวมในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (พื้นที่ 1) และ ค่าผ่านท่อให้เฉลี่ยรวมกัน รวมทั้งประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป

    2. มอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปหารือเพื่อให้เกิดความชัดเจนเรื่องการคิดต้นทุนค่าไฟฟ้า จากโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซ LNG ซึ่งนำเข้าโดย กฟผ. และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานก่อนนำเสนอ กพช. ต่อไป